October 2014 issue by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

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

2014 OCTOBER ОКТЯБРЬ

Gazprom Neft’s First Milestone at Prirazlomnoye p. / стр. 26

Приразломное: Есть первый миллион!

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

p. / стр. 36

Russia Seeks to Expand Use of CNG as Motor Fuel КПГ – моторное топливо будущего

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Sanctions: the Elephant in a Living Room with a Very Small Window Санкции: Слон в гостиной с очень маленьким окном

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

elcome to the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Oil&Gas Eurasia is proud to again be the official publication of this prestigious event. I guess that means I’m supposed to be writing about how technology is transforming our lives by finding oil and gas resources that provide energy and support our way of life. Usually I do. But if I did that this year, I would be ignoring the “elephant in the living room.” If you’ve never heard that phrase, it refers to a very big problem that everyone is aware of but no one wants to talk about. I’m talking here about sanctions. Whatever your political view or geopolitical view, sanctions pure and simple are a way to make business – mostly small and medium size business – bear the burden of political intrigues that are played out by political leaders who do not suffer the consequences of these sanctions. In other words, business is “drafted” into a war it isn’t part of and business suffers casualties: revenue and jobs, which the little guys in society depend on. Here’s how it works on the U.S. side, as I understand it. And by the way, what I’m about to say is what I personally have put together from having talked to many people who sell oil and gas equipment and technologies to Russian companies. I’ve tried hard to find a U.S. government spokesman to explain how things work from a U.S. perspective and I can’t find anyone who knows anything. The first thing that happens is: we all stop doing business with each other because no one knows how to do business without running afoul of the law. And when you start calling government agencies, no one can tell you what to do. That’s what I experienced in August when I was in the U.S. and a friend of mine in the logistics industry asked me to visit a drilling equipment manufacturer in North Houston to advise on whether they could ship an order to Tatarstan. Let’s just say that this small-medium size manufacturer wasn’t blind to doing business in Russia. They had Russians on staff in Houston and the American owner had lived in Siberia. They knew what they were doing and frankly didn’t need me, but even though all of us – including the company lawyer – thought the shipment was OK, it ultimately encountered problems.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

середине октября в Москве пройдет Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче углеводородов. И вновь наш журнал – «Нефть и газ Евразия», удостоился высокой чести стать официальным изданием этого престижного мероприятия. Возможно, в этой связи мне следует сейчас писать о том, как новые технологии помогают в разведке и разработке нефтегазовых ресурсов, которые обеспечивают человечество энергоносителями и таким образом поддерживают жизнь современного общества. Как правило, именно об этом я и пишу. Однако в этом году поступить так я не могу – это означало бы проигнорировать слона в гостиной. «Слон в гостиной» – американизм, в политическом лексиконе означающий серьезную проблему, которую все умышленно игнорируют. Речь пойдет о санкциях. Как бы вы ни относились к политике и геополитике, санкции, по своей сути, вынуждают бизнес – главным образом, малый и средний, принять на себя бремя политических интриг, которые плетутся теми, кто от последствий этих санкций не страдает. Иначе говоря, бизнес вовлекается в войну, к которой не имеет никакого отношения, и несет потери – доходы и рабочие места, от которых зависит жизнь простых людей. Расскажу вам о том, как этот механизм работает в США, – насколько я его поняла, проанализировав информацию, полученную от многих предпринимателей, поставляющих нефтегазовое оборудование и технологии российским компаниям. Мне очень хотелось пообщаться с пресс-секретарем правительства США, чтобы понять, как выглядит ситуация с официальной точки зрения, но я не смогла найти ни одного человека, кто хоть что-либо знал. Итак, первое, что происходит: компании прекращают сотрудничать, поскольку никто не знает, как работать дальше, не нарушая закон. При этом все попытки получить хоть какие-либо объяснения от государственных структур оказываются безрезультатными. В августе, во время визита в США, мне пришлось столкнуться с этой проблемой: один из моих знакомых, занимающийся логистикой, попросил проконсультировать производителя бурового оборудования из северного Хьюстона на предмет поставок его продукции в Татарстан. Скажу сразу, эта небольшая компания уже имела опыт сотрудничества с Россией: среди ее штатных сотрудников в Хьюстоне числились россияне, а владелец-американец успел поработать в Сибири. Эти люди прекрасно знали, что надо делать и, честно говоря, в моих советах не нуждались. Однако, хотя мы все, включая юриста компании, были убеждены, что никаких сложностей с поставками не будет, они, тем не менее, возникли. Учитывая, что предприниматели ненавидят риски, в малопонятной ситуации они предпочтут не делать ничего, нежели рискнуть допустить ошибку. Многонациональные корпорации могут позволить себе потерять часть доходов из-за геополитической «битвы в столовой» между Россией и Западом, поскольку, потеряв один рынок, они наверстают упущенное в другой части земного шара (в отличие от упомянутого выше предпринимателя из Хьюстона). Прошу прощения за очередной американизм, но он кажется здесь уместным: «битва в столовой» – это ссора между школьниками, когда, исчерпав аргументы, дети начинают кидаться друг в друга едой. В конце концов все заканчивается шутками и всеобщим примирением, но в столовой при этом царит жуткий бардак. Очень похоже на современную геополитику, не правда ли? Но вернемся к нашей истории. Примерно через месяц после встречи с хьюстонским предпринимателем, оказавшимся в затруднительном положении, я узнала от представителей некоторых крупных международных компаний, что решение для его проблемы существует.

PUBLISHER’S LETTER

Result: businesses abhor risk and so if they can’t understand what to do, they do nothing rather than take the risk of doing something wrong. Multinational corporations can lose revenue as a result of the current geopolitical “food fight” going on between Russia and the West. Again, I apologize for using another Americanism. A “food fight” refers to kids in a school cafeteria who start arguing and end up throwing food at each other. At some point everyone starts laughing and are friends again, but there is a horrific mess to clean up in the cafeteria. Doesn’t the image fit geopolitics today? OK, let’s go on. About a month after I visited that confused business owner in Houston, I learned from some multinational equipment producers that there is a process. Mind you, while multinational companies will lose revenue in this food fight, they can earn revenue from operations in other parts of the world. (My friend in North Houston can’t do that.) So here’s what I was told by two big name companies that wish to remain anonymous. Just about anything an oilfield equipment manufacturer wants to sell to Russia is on the sanctions list. But it is OK to sell if the equipment does not go to a project related to deep water, Arctic or shale. And also none of the financing can be put through a sanctioned bank or a company owned by a sanctioned individual. Let’s say buyer and seller work together and make sure everything is OK with the transaction. The government slams on the breaks: you need to get an export license and that can take from four to 10 weeks. This causes a total breakdown in confidence. The buyer has to wait up to three months and who is to guarantee things won’t go from bad to worse in those three months. The Russian buyer says “no” and either substitutes – or in the case of technologies not available domestically or from China – the Russian buyer doesn’t get the technologies he needs. Everyone is screwed! There is a great Hollywood movie, I recommend to any of you English speakers: “Charlie Wilson’s War”. It’s about how the U.S. supplied weapons to the Afghan Mujahideen to force the Soviet withdrawal from Afghanistan. In one scene, the president of Pakistan decides he will receive Soviet-made weapons from Israel and ship them to Afghanistan. His quote: “OK, just so long as there is no ‘Star of David’ on any box. The world has to believe that Pakistan and Israel are enemies.” Of course in the transaction that takes place in the movie, all are friends because there is also money on the table. So there are many enemies no matter the perspective you take: Europeans see enemies, Russia sees enemies, Ukrainians see enemies and the U.S. sees enemies. And when things are convenient to people far bigger than any of us, those enemies become friends, or maybe they are still enemies on the outside but under the carpet they can be friends under the right conditions. And there isn’t much we can do but keep our heads down and hope things blow over sooner rather than later. While I was in the U.S. in August, I drove 2,400 miles round trip between Houston and Milwaukee to visit my dad and go to some football games. I kept meeting Russians – even in the most rural parts of the country: a lady from Pereslavl Zalessky who talked about Ukraine with me for over an hour in a motel lobby in Texarkana; and a waitress at a roadside restaurant in rural Illinois. The waitress was from Novorossyisk. Both wanted to talk at length with me because, as they said, they couldn’t talk about Ukraine or Russia or anything related to any of their American friends. “No one understands or wants to listen,” they both told me. The waitress kept bringing me coffee so she could steal a few minutes here and there to talk without attracting the attention of her boss. Bottom line: there is no bottom line. Things are as they are. We little guys will just need to maintain our relations with each other and hunker down until the hurricane passes. If you’ve got any better ideas, let me know – I’ll pass it on to the Russian ladies I now know in Texarkana, Arkansas, and rural Illinois.

#10 October 2014

Источники, представлявшие две очень крупные компании, но пожелавшие сохранить анонимность, сообщили, что практически все нефтегазовое оборудование попало под санкции. Однако, поставлять это оборудование можно в том случае, если оно не будет использоваться для разработки глубоководного шельфа, арктических и сланцевых месторождений. Кроме того, финансовые операции могут проводиться только через банки, на которые не распространяется действие санкций, или иные структуры, владельцы которых не попали в санкционный список. А теперь представим, что покупатель и продавец договорились о сотрудничестве и удостоверились, что сделка полностью законна. Но тут в игру вступает правительство, требующее оформить экспортную лицензию. На оформление лицензии уходит от четырех до 10 недель, что обрекает сделку на полный провал: покупатель должен ждать почти три месяца, и за это время ситуация может измениться в худшую сторону – гарантировать, что этого не произойдет, никто не может. Поэтому российский покупатель говорит «нет» и ищет доступные аналоги. Если аналогов не находится ни у местных, ни у китайских производителей, а именно так дело обстоит в отношении некоторых технологий, покупатель не получает то, что ему нужно. В итоге страдают все. Есть очень хороший голливудский фильм, который рекомендую посмотреть всем читателям, владеющим английским – «Война Чарли Уилсона». Речь в фильме идет о том, как США осуществляли поставку вооружения моджахедам с целью «выбить» СССР из Афганистана. В одном из эпизодов президент Пакистана решает купить у Израиля оружие советского производства для поставки в Афганистан. Приведу здесь его слова: «Я согласен, но чтобы никаких „Звезд Давида“ на ящиках не было. Мир должен верить, что Пакистан и Израиль – враги». Конечно же, в сделке, представленной в фильме, все друзья, поскольку деньги не пахнут. Говоря о современной ситуации, с какой стороны ни глянь – всех окружают враги: поиском врагов озабочены Европа, Россия, Украина, США. Но враги быстро превращаются в друзей, когда это становится выгодно тем, кто находится «в верхах». Или же остаются врагами на словах, а на деле, при определенных обстоятельствах, играют роль тайных союзников. И коль скоро с этим ничего нельзя поделать, остается только переждать бурю и надеяться, что она затихнет как можно скорее. Посетив США в августе, мне пришлось проехать 2 400 миль (около 4 тыс. км) в оба конца, «курсируя» между Хьюстоном и Милуоки, чтобы навестить отца и побывать на футболе. И везде, даже в самых удаленных уголках страны, мне встречались русские: в Тексаркане я познакомилась с бывшей жительницей Переяславль-Залесского – целый час мы беседовали об Украине в вестибюле мотеля, а официантка в придорожном ресторанчике одного из поселков Иллинойса, как оказалось, в прошлом жила в Новороссийске. Обеим женщинам хотелось пообщаться со мной подольше, поскольку, по их словам, ни с кем из своих американских друзей говорить об Украине или России они не могли, так как «никто не понимает или не хочет слушать». Официантка продолжала носить мне кофе, чтобы, улучив момент, мы могли пообщаться, не привлекая внимание ее начальства. В заключение можно сказать, что в сложившейся ситуации делать какие бы то ни было выводы пока рано. Простым людям надо поддерживать дружеские отношения и ждать, когда разразившаяся буря, наконец, стихнет. Если у вас есть предложения получше, пожалуйста, напишите мне – я обязательно расскажу о них своим русским знакомым из Тексарканы, штат Арканзас, и поселка в Иллинойсе. Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Sanctions: the Elephant in a Living Room with a Very Small Window Санкции: Слон в гостиной с очень маленьким окном TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

OFFSHORE / ШЕЛЬФ

Million Barrels from the Seabed Миллион с морского дна

В середине сентября «Газпром нефть» отправила в Северную Европу второй танкер с нефтью нового сорта ARCO (Arctic Oil), добытой с «Приразломной» – первой в мире стационарной платформы, расположенной на арктическом шельфе, в Печорском море. Первый танкер отправился с одноименного месторождения в апреле, а еще два компания планирует загрузить до конца 2014 года. На сегодня добыча на месторождении достигла 1 млн баррелей нефти, а до конца года в «Газпром нефти» рассчитывают увеличить ее до 2,2 млн баррелей (~ 300 тыс. т).

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

In mid-September, Gazprom Neft sent to northern Europe a second tanker filled with new grade ARCO (Arctic Oil) crude oil, produced at Prirazlomnaya rig, the world’s first platform located in offshore Arctic, in the Pechora Sea. The first tanker departed from the field of the same name in April. The company plans to load two more tankers before the end of 2014. Production at Prirazlomnoye field has reached 1 million barrels of crude oil and Gazprom Neft hopes to increase it to 2.2 million barrels (~ 300,000 tons) by January.

ARCTIC | АРКТИКА

Manufacturers Expect Orders for Offshore Arctic В ожидании заказов

FINANCE | ФИНАНСЫ

Future of Russian Petro Firms’ Stock Will sanctions trigger the strongest negative impact and force investors to sell Russian securities

Будущее российских акций нефтегазовых компаний

Смогут ли санкции оказать сильный негативный эффект и заставить инвесторов продать отечественные ценные бумаги CNG | КПГ

Europe аnd Asia Move Forward with CNG as Alternative Fuel КПГ становится топливной альтернативой в Европе и Азии

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

New SPE Сonference Series to Drive Innovation and Collaboration in Caspian Oil and Gas Industry

Новые конференции SPE

продвигают инновации и сотрудничество в нефтегазовой отрасли в Каспийском регионе

Campbell Keir: Roadmap Report to Help Kazakhstan Achieve Benefits in Upstream Sector Кэмпбелл Кир: «Дорожная карта» поможет Казахстану достичь новых успехов в секторе разведки и добычи

DRILLING | БУРЕНИЕ

Compact™ Well Shuttle System Скважинный челнок серии Compact™

Oil&GasEURASIA

Ɂɚ ɝɪɚɧɶɸ ɜɨɡɦɨɠɧɨɝɨ ɇɨɜɵɟ ɝɨɪɢɡɨɧɬɵ

Ɋɩɬɨɩɬɭɷɹ ɣɨɭɠɞɫɣɫɩɝɛɨɨɶɤ ɬɠɫɝɣɬ ɭɠɪɠɫɷ ɟɩɬɭɮɪɠɨ ɨɛ Ɍɛɰɛɦɣɨɠ ȼɵ ɩɪɨɫɢɥɢ Ɇɵ ɫɞɟɥɚɥɢ Ɇɧɨɝɨɦɢɥɥɢɨɧɧɵɟ ɢɧɜɟɫɬɢɰɢɢ ɜ ɪɚɫɲɢɪɟɧɢɟ ɩɪɨɢɡɜɨɞɫɬɜɟɧɧɨɝɨ ɤɨɦɩɥɟɤɫɚ ɧɚ ɋɚɯɚɥɢɧɟ ɩɨɡɜɨɥɢɥɢ ɜɬɪɨɟ ɭɜɟɥɢɱɢɬɶ ɟɝɨ ɩɥɨɳɚɞɶ ɢ ɨɛɟɫɩɟɱɢɬɶ ɤɚɱɟɫɬɜɟɧɧɨɟ ɜɵɫɨɤɨɬɟɯɧɨɥɨɝɢɱɧɨɟ ɛɭɪɟɧɢɟ ɫɤɜɚɠɢɧ ɫ ɛɨɥɶɲɢɦ ɨɬɯɨɞɨɦ ɧɚ ɫɭɛ ɚɪɤɬɢɱɟɫɤɨɦ ɲɟɥɶɮɟ Ⱦɥɹ ɩɨɥɭɱɟɧɢɹ ɞɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɨɣ ɢɧɮɨɪɦɚɰɢɢ ɩɨɫɟɬɢɬɟ ɧɚɲ ɫɚɣɬ BakerHXJKHV FRP Russia © 2014 Baker HXJKHV ,QFRrSRrDWHG ȼɫɟ ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ 1 4

#10 October 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ TURBINES | ТУРБИНЫ

Competitive Advantage Конкурентное преимущество

DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений поздних стадий катагенеза

LOGISTICS | ЛОГИСТИКА

Gazpromneft-Snabzhenie’s Logistics Quality Evaluated Highly at International Level «Газпромнефть-Снабжение» получает высокую оценку качества логистики на международном уровне

DRILLING | БУРЕНИЕ

New Generation of Drill Pipe: Combination of High Strength and Sour Service Resistance Новое поколение бурильных труб: сочетание высокой прочности со стойкостью к сероводороду

TRAINING CENTER | УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР

Tyumen Training Center Тюменcкий учебный центр

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка Monty & Ramirez LLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 ТМК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка Geoquip Marine AG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 «НьюТек Сервисез». . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я обложка «ТАРГИН» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 Keuri . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Carbo Ceramics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23, 33 Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «ЮЕ-Интернейшнл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 IHS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 RS Components . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Sayuru Marine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39, 41 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

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

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

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

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

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

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

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

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ «Газпром Нефть» ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

www.oilandgaseurasia.com

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

e-mail: info@eurasiapress.com

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

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

is a Member of:

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow, Russia Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate #77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: supplement #2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry #45834), Pochta Rossii (entry #12632), Rospechat (entry #84552), Rospechat NTI (entry #66790). ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2014, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

115114, Россия, Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован 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 © 2014, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

IHS Harmony

™

Мощный и интуитивный инструмент анализа производительности скважин Оценка проницаемости пласта, скин-фактора, дренируемых запасов, формы и площади области дренирования скважины с точностью и эффективностью гидродинамических исследований без остановки скважины.

Анализ эффективности одиночных ГРП на вертикальных скважинах или множественных ГРП на горизонтальных скважинах. Определение эффективной полудлины и проводимости трещин. Оценка потенциала скважины и сравнение вариантов оптимизации. Анализ неопределенности и построение прогнозов добычи с использованием метода Монте-Карло.

Анализ кривых падения: методы Арпса, Дуонга и расширенный экспоненциальный метод. Адаптация кривых падения под прогнозы, построенные с использованием численных и аналитических моделей IHS Harmony. Экспорт прогнозов в пакеты экономического анализа.

Загрузите бесплатную пробную версию сегодня на ihs.com/harmony Посетите мастер-класс по анализу данных добычи в рамках конференции и выставки SPE Russian Oil and Gas, ВДНХ, 14-16 октября 2014г., стенд IHS (B-46) Подробная информация: Moscow.fekete@ihs.com +7 495 9377724

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

3M Offers New Generation Proppants for Hydraulic Fracturing

3М предлагает пропанты нового поколения для ГРП

SOURCE / ИСТОЧНИК: 3M

One of the new areas of development for 3M are Одной из новых разработок компании 3М в области additives for hydraulic fracturing with ultra-lightweight добавок для гидроразрыва пласта явились сверхлегкие (with a density of 1.05 grams per cubic centimeter) prop- проппанты с плотностью 1,05 г/см³, которая близка к плотpants whose density is close to the density of water (1 ности воды (1 г/см³). Это свойство наделяет их нейтральной grams per cubic centimeter). This property gives ultra- плавучестью, благодаря чему они могут находиться в раствоlightweight proppants neutral buoyancy, which will hold ре воды, не выпадая в осадок. Сверхлегкие пропанты легко the proppant in solution of water without precipitating. достигают самых дальних концов трещины и надежно в ней Ultra-lightweight proppants easily reach the farthest ends фиксируются. Пропанты нового поколения деформируемы of the fractures in it and reliably fix there. New genera- и прочны (выдерживают давление до 8 000 PSI), что позвоtion proppants are deformable ляет им надежно закре● Fig. 1 Different structures, formed by proppant packs and durable (they withstand пить трещину в открытом ● Рис. 1 Различные структуры, образовываемые пачками pressure of up to 8,000 PSI) and состоянии без разрушепропанта these properties allow them to ния при этом их самих. securely fix the fracture in the Еще одно очень важное open position, without destroyсвойство вновь созданной ing the proppants. Another very трещины гидроразрыimportant feature of the newly ва – чем выше ее проводиcreated fracture is its conducмость, тем больше нефти Monolayer Partial monolayer tivity, the higher the fracture можно будет добыть из Монослой Частичный монослой conductivity, the more oil will данной скважины. be extracted from the well. Говоря о проводимоSpeaking of fracture conсти трещины, стоит упоductivity, it’s worth mentionмянуть то, как частички ing the way the proppant parпропанта могут упаковыticles may be packed with each ваться друг с другом при other when they are placed in помещении их в замкнуan enclosed pressurized condiтые условия под избыPack of five proppant layers Enhanced oil flow through partial точным давлением. Самая tions. The most obvious packing monolayer structure for particles of sand Пачка из пяти слоев пропанта очевидная структура упаУлучшенный поток нефти через ковки для частичек песка proppants and ultra lightweight частичный монослой proppants is a layer. Proppants и сверхлегких пропанmay be packed as a single layer, and form multiple layers тов – это слой. Пропанты placed on top of top of every other layer. Structure consist- могут упаковываться как в один слой, так и формировать ing of only one layer of proppant is called monolayer. Thus, несколько слоев, находящихся друг над другом. Структура, if a monolayer is not completely filled, i.e. some particles of состоящая всего лишь из одного слоя пропанта, называется the layer are missing the proppant and instead of the prop- «монослой». При этом, если монослой (один слой пропанта) pant there will be a void, then such a structure will be called будет заполнен не полностью, то есть, в какой-то части слоя a partial monolayer (Fig. 1). пропант отсутствует, и вместо него там находится пустота, It’s important to note that only the use of ultra- то такая структура будет называться «частичный монослой» lightweight proppants makes it possible to achieve par- (рис. 1). tial monolayer structure in the fracture during proppant Очень важно заметить, что только при помощи сверхpumping. легких пропантов удается достичь подобной структуры в Studies have shown that the conductivity of a partial трещине гидроразрыва при закачке пропанта. monolayer of ultra-lightweight proppant exceeds conducКак показали исследования, проводимость частичного tivity of five layers of 20/40 mesh (fractional composition монослоя сверхлегкого пропанта превосходит проводиof sand). This fact allows us to establish that with injection мость пяти слоев песка 20/40 меш (фракционный состав of much smaller amounts of ultra-lightweight proppants, песка). Данный факт позволяет установить, что при закачке

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

you can create a fracture with higher conductivity than if sand was used as proppant. Smaller pumping amounts in the fracture of the ultra-lightweight proppant for creating a partial monolayer structure help save on the agents required for hydraulic fracturing, such as water, polymers, reduce the speed of pumping, and also reduce operation time. The total amount of savings resulting from the use of ultra lightweight proppants traditionally used instead of sand, in material terms may be 25 percent of the total fracturing cost.

намного меньших объемов сверхлегких пропантов можно создать трещину с большей проводимостью, чем при использовании песка в качестве пропанта. Меньшие объемы закачки сверхлегкого пропанта для образования в трещине структуры частичного монослоя позволяют сэкономить на реагентах, необходимых для проведения гидроразрыва, таких как вода, полимеры, снизить скорость закачки, также сокращается время на проведение работ. Общий объем экономии в результате применения сверхлегких пропантов вместо традиционно используемого песка в материальном выражении может составлять 25% от общей стоимости работ по гидроразрыву пласта.

DNV GL выпустила интерактивную карту для представления сложной картины рисков в Арктике

The world’s need for energy is driving interest in further industrial activity in the Arctic, yet the region’s conditions are highly variable depending on the type of activity, location and time of year. This creates a complex risk picture. DNV GL, the leading technical advisor to the oil and gas industry, has therefore developed an interactive Arctic Risk Map to present the risks associated with offshore and maritime activities in the Arctic. The map aims to provide stakeholders with a comprehensive tool for decision-making and transparent communications.

Мировая потребность в энергоресурсах стимулирует рост интереса к расширению промышленной активности в Арктике, однако условия этого региона могут быть самыми различными в зависимости от вида деятельности, местоположения и времени года. Это создает сложную картину рисков, поэтому компания DNV GL, ведущий консультант по техническим вопросам в нефтегазовой отрасли, разработала интерактивную карту рисков в Арктике для представления рисков, связанных с прибрежными и морскими работами в этом регионе. Карта должна предоставить заинтересованным лицам универсальный инструментарий для принятия решений и обмена понятной информацией. На карте представлены в удобном для пользователя едином виде различные параметры, такие как сезонное распределение льда, гидрометеорологические условия (физическая среда), концентрации льда в море, биологические активы, судоходство и нефтегазовые ресурсы. Она также включает показатели безопасности и работоспособности, отражая изменения различных параметров, влияющие на уровни риска в зависимости от сезона и их расположения в Арктике. Кроме того, был разработан привязанный к местности и сезонам показатель экологической уязвимости морских ресурсов в отношении разливов нефти как внешнего стрессогенного фактора. В целом, анализ DNV GL показывает, что экология Арктики характеризуется сезонными колебаниями уязвимости, которая повышается в летние месяцы наряду с возрастанием уровня промышленной активности. Однако в разных районах ситуация может значительно отличаться. Некоторые районы, например, особенно уязвимы зимой, когда они используются птицами для зимовки или в качестве нерестилищ для рыбы. В результате получается, что последствия аварии в одних районах Арктики будут серьезнее, чем в других. Карта является полезным инструментом для выявления регионов, требующих особого внимания, когда речь идет о планировании деятельности и проведении минимизационных мероприятий в течение года. Она также может быть полезной принимающим решения специалистам для

SOURCE / ИСТОЧНИК: DNV GL

DNV GL Develops Interactive Arctic Map to Communicate the Region’s Risk Picture

The map presents multiple dimensions, such as the seasonal distribution of ice, metocean (physical environment) conditions, sea-ice concentrations, biological assets, shipping traffic and oil and gas resources, in a user-friendly, single layout. It also includes a Safety and Operability Index, showing the variation in different factors that impact the risk level depending on the season and their location in the Arctic. In addition, a location- and season-specific index has been developed showing the environmental vulnerability of marine resources with respect to oil spill as an external stressor. In general, DNV GL’s analysis shows that the Arctic environment is characterised by seasonal variations in vulnerability, and that this vulnerability increases in the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

#10 October 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Kvaerner to Conduct Concept Study for Statoil’s Subsea on Slim Legs Concept Statoil has awarded Kværner Engineering AS a concept study related to a standardized, unmanned dry tree wellhead platform for the Oseberg Future Development project. The concept is focused on minimization of facilities, equipment and costs down to water depths of 150 meters and may be a cost effective solution compared to a conventional subsea tie-back solution. Kvaerner have already for some time worked on developing a cost-efficient, standardized wellhead platform concept called “Subsea on a stick®”. The new wellhead platforms could both increase recovery and utilize the new generations of jack-up drilling rigs, as well as reducing development costs. This project is expected to be the first in a series of new projects from Statoil where unmanned wellhead platforms

ограничения некоторых видов деятельности в конкретных регионах в разные периоды года.

Kvaerner поручена проработка проекта Statoil по созданию концепции морского основания на удлиненных опорах Statoil разместила заказ у Kværner Engineering AS на концептуальную проработку проекта, связанного с созданием стандартизованной, работающей без обслуживающего персонала эксплуатационной платформы с надводной фонтанной арматурой, предназначенной для проекта будущей разработки месторождения Осеберг. Концепция направлена на минимизацию сооружений, оборудования и затрат для морских глубин до 150 м и может стать эффективным решением по сравнению с традиционным решением, предусматривающим надставки подводных колонн. Kvaerner на протяжении некоторого времени уже занималась разработкой концепции экономичной, стандартизованной эксплуатационной платформы под названием «Subsea on a stick®». Применение новых эксплуатационных платформ будет способствовать повышению извлечения углеводородов с использованием новых поколений самоподъемных морских буровых оснований, а также приведет к снижению затрат на разработку месторождений. Ожидается, что этот проект станет первым в серии новых проектов Statoil, в которых эксплуатационные платформы, работающие без обслуживающего персонала, смогут заменить традиционные решения для подводных проектов на соответствующих глубинах моря. Работу выполнит группа предпроектной разработки Kvaerner в Осло (Норвегия) при поддержке инженерной группы Jackets Technology. Реализация проекта уже начата и завершится в 2014 году, при этом ожидается, что концепцию выберут до конца года. SOURCE / ИСТОЧНИК: KVAERNER

summer months along with the level of industrial activity. However, this differs greatly between regions. Some areas, for example, are particularly vulnerable in winter, when they are used by birds for wintering or as spawning grounds for fish. As a result, the consequences of an accident in the Arctic would likely be more severe in some areas than others. The map is a useful tool to identify regions that require special attention when it comes to planning activities and for imposing mitigation measures throughout the year. The map can also provide input to decisions-makers about restricting certain types of activities in specific areas at different times of the year.

Rosneft, ExxonMobil Conduct Field Studies Offshore the Laptev Sea

«Роснефть» и ExxonMobil проводят полевые работы на шельфе моря Лаптевых

Rosneft and ExxonMobil started 2D seismic exploration at the Anisinsko-Novosibirsky and Ust-Oleneksky license blocks in the Laptev Sea. The effort is expected to acquire up to 6,000 linear kilometers, and will last until the end of October. Alongside geophysical research a license-wide bathymetric survey of the seabed surface with multibeam echosounder will be carried out to define depth and study seabed topography. The Akademik Fersman modern research vessel will be engaged in the survey (carried out by Dalmorneftegeofizika). The research will provide regional data on geological structure of resources within the work cluster, which will try to detect promising oil-and-gas structures for further detailed elaboration and preparation for drilling.

«Роснефть», совместно с ExxonMobil, приступила к выполнению комплекса сейсморазведочных работ 2D на Анисинско-Новосибирском и Усть-Оленекском лицензионных участках в акватории моря Лаптевых. Объем сейсморазведочных работ методом 2D составит 6 тыс. пог. км, работы продлятся до конца октября. Помимо геофизических исследований, будет организована площадная батиметрическая съемка поверхности дна многолоучевым эхолотом для уточнения глубин и изучения рельефа морского дна. Для проведения работ, выполняемых ОАО «Дальморнефтегеофизика», задействовано современное научно-исследовательское судно «Академик Ферсман». В результате исследований будут получены региональные данные о геологическом строении недр в пределах участков работ, которые позволят выявить нефтегазоперспективные объекты для их последующей детализации и подготовки к бурению.

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

could replace a traditional subsea project solution within the applicable water depths. The work will be carried out by Kvaerner's front end team in Oslo, Norway, supported by the Jackets Technology engineering team. The project has already started and will be completed in November 2014, with expected concept selection by year end.

Mirrico Lubricant Additive Can Save Up to 2 Million Rubles in Wells Construction

SOURCE: MIRRICO / ИСТОЧНИК: МИРРИКО

Mirrico Group of companies’ R&D center developed new lubricating additive Biolub EPL, which is significantly superior to existing equivalents, according to developers. The product’s unique feature is the high film formation on the contact surfaces while drilling, which is not desorbed at high loads, high temperatures and pressures. Studies on standard drilling fluids have shown that Biolub EPL at a concentration twice smaller than that of conventional lubricant additives allows to reduce the friction factor by 2-2.5 times compared to standard products. The unique characteristics of the agent significantly improve the mud’s lubricating properties and lessen the likelihood of sticking, but also considerably reduce the drill pipe rotation torque, thus providing for the most efficient axial load transfer on the bit and increasing the bit’s lifetime. The use of Biolub EPL may also ensure significant economic benefits. Thus, if horizontal wells are drilled, application of this additive will help saving up to 2 million rubles for each drilled well.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Смазочная добавка «Миррико» позволит сэкономить в строительстве скважин до 2 млн рублей В научно-исследовательском центре ГК «Миррико» разработана новая смазочная добавка Biolub EPL, по эффективности, как утверждают разработчики, значительно превосходящая существующие аналоги. Уникальность продукта заключается в формировании высокопрочной пленки на контактирующих в процессе бурения поверхностях, которая не десорбируется при повышенных нагрузках, в условиях высоких температур и давлений. Исследования на стандартных буровых растворах показали, что добавка Biolub EPL, в концентрации вдвое меньшей, чем у стандартных смазочных добавок, позволяет достичь коэффициента трения в 2-2,5 раза ниже по сравнению со стандартными продуктами. Уникальные характеристики реагента позволяют не только существенно повысить смазочные свойства бурового раствора, снижая вероятность возникновения прихватов, но и заметно снизить момент на вращение колонны бурильных труб, способствуя наиболее полной передаче на долото осевой нагрузки и увеличивая срок службы долота. Применение Biolub EPL позволит получить и существенный экономический эффект. Так, применение смазочной добавки при бурении горизонтальных скважин позволит сэкономить до 2 млн рублей на одну пробуренную скважину.

Wärtsilä предложила новое техническое решение для производства газового топлива Сжиженный природный газ (СПГ) в качестве судового топлива становится все более рентабельным и востребованным, поэтому компания Wärtsilä продолжает разрабатывать технические решения в рамках развития этой тенденции. Последние разработки Wärtsilä в этой области включают модернизированную версию Wärtsilä LNGPac, полностью интегрированной системы газового топлива, а также усовершенствование опробованного потребителями узла газового вентиля Wärtsilä GVU. Wärtsilä вывела на рынок систему LNGPac в 2010 году. LNGPac включает в себя полную систему подготовки топлива СПГ, на тот момент состоявшую из заправочного блока, резервуара для СПГ и участка трубопроводной обвязки резервуара с необходимым технологическим оборудованием, блоком нагрева и системой управления и мониторинга. Уникальная система подтвердила свою способность поставлять сжиженное газовое топли-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Wärtsilä Launches New Technical Solution for Fuel Gas Handling

SOURCE / ИСТОЧНИК: WÄRTSILÄ

With LNG becoming increasingly viable and popular as a marine fuel, Wärtsilä continues to develop technical solutions that facilitate this trend. The latest Wärtsilä developments in this field involve an upgraded version of the Wärtsilä LNGPac, a fully integrated fuel gas handling system, and improvements to the coveted Wärtsilä Gas Valve Unit (GVU). Wärtsilä introduced the LNGPac in 2010. It comprises a complete system for LNG fuel handling, which when introduced included the bunkering station, the LNG tank and Tank Connection Space with the required process equipment, the heating media skid, and the control and monitoring system. It’s a unique system that has proven

● ●

The upgraded Wärtsilä LNGPac system Усовершенствованная система Wärtsilä LNGPac

to be a valuable enabler of LNG fuel for marine applications with more than 20 LNGPac systems in operation or under construction. By upgrading the system into a more compact and technically advanced version, safety and reliability will be enhanced, while the capital and operating expenditures (CAPEX & OPEX) will be reduced. The new system has fewer moving parts, and therefore less maintenance is required. Furthermore, the compact design and advanced integration of components makes installation at the shipyard faster and easier. The heating media skid, used to evaporate LNG for pressurizing the storage tank and to provide the engine with the correct gas temperature, has now been removed as have the pumps. In looking beyond the fuel gas system, Wärtsilä has demonstrated its ability to integrate multiple interfaces within the LNGPac. The new LNGPac directly utilises the engine’s cooling water, which results in fewer interfaces and less installation work for the shipyard. By eliminating electrical consumers, Wärtsilä enables the vessel to become even more environmentally friendly. A similar improvement is made to Wärtsilä’s Cold Recovery solution, which enables the cold energy of the LNG to be utilized by the ship’s HVAC-system. In the new Cold Recovery system Wärtsilä directly connects the ship’s HVAC (or other refrigeration systems) to the Tank Connection Space, thus removing a complete circuit consisting of heat exchangers, valves and pumps. The Wärtsilä GVU is a module located between the LNG storage system and the dual-fuel (DF) engine. It is used to regulate the gas pressure and ensure a safe disconnect of the gas system should that be necessary. By combining the LNGPac and the GVU into a single, fully integrated system,

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

#10 October 2014

во на морские суда; сегодня более чем 20 систем LNGPac находятся в эксплуатации или в процессе производства. Модернизация системы в более компактную и технически совершенную позволит улучшить ее надежность и безопасность при снижении капитальных и эксплуатационных затрат. В новой системе меньше движущихся частей, что снижает объем работ по техобслуживанию. Кроме того, благодаря компактной конструкции и улучшенной сборке компонентов, облегчается и ускоряется установка системы на судостроительных верфях. Блок нагрева, который использовался для испарения СПГ с целью герметизирования емкости для топлива и обеспечения двигателя газом соответствующей температуры, также как и насосы, в модернизированной версии отсутствуют. Выходя за рамки только системы газового топлива, Wärtsilä продемонстрировала способность к интеграции множества узлов в системе LNGPac. В новой системе LNGPac непосредственно используется охлаждающая вода двигателя, благодаря чему уменьшается количество связующих узлов и объем работы по установке на верфи. За счет исключения электропотребления, Wärtsilä делает судно еще более экологически безопасным. Подобное усовершенствование коснулось решения Wärtsilä по утилизации холода, которое позволяет использовать энергию холода СПГ в системе вентиляции и воздушного кондиционирования судна. В новой системе утилизации холода Wärtsilä соединяет систему вентиляции и кондиционирования (или другие охлаждающие системы) напрямую с участком трубопроводной обвязки резервуара, убрав при этом полный замкнутый контур, состоящий из теплообменников, клапанов и насосов. Узел газового вентиля Wärtsilä GVU – это модуль, располагающийся между системой хранения сжиженного газа и работающим на двух видах топлива двигателем. Он используется для регулирования давления газа и безопасного отключения газовой системы в случае возникновения такой необходимости. За счет объединения LNGPac и GVU в единую, полностью интегрированную систему, удается сэкономить значительное пространство, а простое решение, основанное на принципе «включил и работай», позволяет сократить время установки и снизить затраты на верфи.

Первый в отрасли сервис по фотореалистическому отображению строения пласта от Schlumberger Schlumberger выпустила Quanta Geo – сервис по фотореалистическому отображению строения пласта. В новом сервисе используется первый в отрасли имиджер на основе микросопротивления, производящий ориентированные, фотореалистические изображения породы, подобные керну, в скважинах, пробуренных с раствором на нефтяной основе (РНО). При интерпретации изображений становится возможным выявлять геологические объекты и прогнозировать направления продуктивных пластов в 3D с высокой степенью достоверности. Физические характеристики каротажного прибора высокого разрешения с 192 электродами Quanta Geo позволяют преодолеть барьер электросопротивления, создаваемый РНО. Уникальный поворотный каверномер и Oil&GasEURASIA

#10 October 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ considerable space can be saved and a simple “plug and play” solution will save installation time and costs for the yard.

независимые прижимные башмаки позволяют проводить внутрискважинные каротажные исследования со скоростью до 3 600 фут/ч (≈1 097 м/ч), что значительно сокращает время бурения, способствуя при этом снижению производственного риска и обеспечивая получение необходимых данных. Данный сервис может сочетаться с большинством других приборов Schlumberger для проведения Schlumberger launched the Quanta Geo photorealis- каротажных работ в открытом стволе. tic reservoir geology service. Использование программной скважинной платформы The new service includes the industry’s first micro- Techlog компании Schlumberger позволяет легко обрабатыresistivity imager that produces oriented, photorealistic, вать данные, полученные системой Quanta Geo, с созданием core-like images of the formation in wells drilled with oil- изображения с разрешением 0,24 дюйма, напоминающего base mud (OBM). Interpretation of the полноразмерный керн. images identifies geological features Геологи интерпретируand predicts reservoir trends in 3D ют эти изображения with a high degree of certainty. таким же образом, как The physics of the Quanta Geo если бы они проводиservice’s high-resolution array of 192 ли описание сплошmicroelectrodes overcomes the elecного отбора керна. trically resistive barrier imposed by Дополнительное преOBM. The unique articulated caliимущество заключаетper and independently applied pads ся в том, что эти изоenable down-logging at up to 3,600 бражения охватывают feet/hour, which significantly reduces более протяженный rig time while mitigating operational интервал и при этом risk and delivering data assurance. The точно ориентированы. service is combinable with most other Это позволяет выдеSchlumberger wireline openhole tools. лить основные параUsing the Schlumberger Techlog метры пласта, такие wellbore software platform, data как структурное падеacquired by the Quanta Geo service ние, или определить are easily rendered, creating an image тип песчаного тела, of 0.24-inch resolution that resembles ● Quanta Geo service’s photorealistic images enable a visual его протяженность и a whole core. Geologists interpret interpretation of subsurface geology ориентацию. these images in the same manner that ● Фотореалистические изображения системы Quanta Сервис Quanta Geo they would perform continuous core Geo позволяют проводить визуальную интерпретацию прошел промысловые description, with the added benefit геологического строения разреза испытания в более чем that these images cover a longer con50 скважинах в глубоtinuous interval and are precisely oriented. This enables ководных, нетрадиционных и карбонатных пластах в extraction of key reservoir parameters such as the struc- Мексиканском заливе, Западной Африке, Северном море, tural dip, or the identification of sand body type, extent Северной Америке и Австралии. and orientation. В Мексиканском заливе заказчик пробурил глубоThe Quanta Geo service has been field tested in more ководную разведочную скважину в области с ограниthan 50 wells in deepwater, unconventional and carbonate ченной сейсморазрешенностью. С помощью системы environments in the Gulf of Mexico, West Africa, North Sea, Quanta Geo были получены изображения, позволившие North America and Australia. решить серьезную проблему, связанную с неопределенIn the Gulf of Mexico, a customer drilled a deepwater ностью в отношении типа и распределения песчаных exploration well in an area of limited seismic resolution. тел, пересекаемых скважиной. Впервые в процессе РНО Images were acquired with the Quanta Geo service to заказчик смог визуально распределить по категориям address large uncertainties related to the type and distribu- различные пески и непосредственно замерить их ориенtion of sand bodies intersected by the well. For the first time тацию. Эта информация была использована для коррекin an OBM environment, the customer was able to visually тировки геологической модели и определения стратегии categorize the various sands and directly measure their ori- оценки месторождения. entation. This information was used to refine the geological Сервис Quanta Geo – первый в новой группе сервиmodel and define the field appraisal strategy. сов Quanta Family для комплексного описания залежей, Quanta Geo service is the inaugural member of the использующих новые физические принципы измерений new Quanta Family reservoir characterization services, для обеспечения максимальной точности и включающих which employ new measurement physics to deliver high- в процесс обработки результаты скважинных измерений, est accuracy, workflow-ready downhole measurements for которыми можно воспользоваться непосредственно при direct use in refining reservoir models. уточнении моделей пласта. SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Schlumberger Launches Industry-First Photorealistic Reservoir Geology Service

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

Oil&GasEURASIA

ARCTIC | АРКТИКА

Elena Zhuk

Елена Жук

xtensive development of Russia’s offshore Arctic fields holds a lot of promise in the future, but petroleum companies have already begun contemplating what equipment they will use in order to recover Arctic reserves. A great deal of imported machinery is used in the current Russian projects, while locally made equipment often operates in offshore projects abroad. Meanwhile, market players involved in numerous offshore projects are keen to place orders with domestic manufacturers, including Russia’s shipbuilders, which could spearhead development of the domestic shipbuilding industry.

What To Buy?

По оценке добывающих компаний, потребность в технике для реализации проектов на арктическом шельфе России исчисляется в сотнях единиц. Наиболее масштабными выглядят планы «Роснефти по разведке и разработке 30 структур на трех Восточно-Приновоземельских участках Карского моря. Для успешного проведения разведочных работ в этой зоне госкомпании понадобится 15 буровых платформ и 20 судов сейсморазведки, отметил президент «Роснефти» Игорь Сечин осенью прошлого года в ходе Всемирного энергетического конгресса WEC DAEGU 2013. А для освоения открытых месторождений –

According to oil and gas producers’ estimates, the demand for equipment required to implement offshore projects in Russia’s Arctic numbers hundreds of units. Rosneft’s plans to explore and develop 30 areas at three Vostochno-Prinovozemelsky blocks in the Kara Sea seem to be the most extensive. A successful exploration effort in this zone would require the state company to use 15 drilling platforms and 20 seismic vessels, Rosneft head Igor Sechin said last fall at the World Energy Congress WEC DAEGU 2013. The development of discovered fields

SOURCE / ИСТОЧНИК: PAVANKR.FILES.WORDPRESS.COM

Manufacturers Expect Orders for Offshore Arctic В ожидании заказов

асштабная разработка месторождений российского арктического шельфа – дело будущего, но компании уже сегодня задумываются о том, какое оборудование в ней задействовать. В текущих проектах внутри страны привлечено немало техники зарубежного производства, в то время как российская зачастую работает на акваториях других регионов. При этом участники рынка хотели бы обеспечить расцвет судостроительной промышленности за счет заказов отечественной нефтянки, которых для работы на шельфе намечается немало.

Что брать?

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

would require an additional 106 offshore rigs of various types and approximately 400 supply vessels, icebreakers, drillships, tankers and ice class LNG carriers. “These are specific issues and we’re unfortunately lagging behind them,” Sechin said in August 2013 at a meeting devoted to prospects of development of commercial shipbuilding in Russia. …The rental cost [of foreign machinery for drilling an exploratory well in the Kara Sea] totals $600,000 a day, and for our shipbuilders these are lost orders.” In 2012, Sechin pledged that of $500 billion of planned investment in the equipment and facilities for offshore fields, the Russian industry would receive the major share – $400 billion. In spring, Rosneft announced orders for more than 20 items of vessels and aircraft, and put out an enquiry for the delivery of approximately 30 units of domestically produced oilfield and drilling equipment. In Arkhangelsk and Murmansk regions and Yamal-Nenets Autonomous District alone, over 100 firms will be awarded supply contracts on Rosneft’s orders. It’s expected that development of offshore fields will help create between 300,000 and 400,000 jobs for skilled professionals in various sectors of the Russian economy. According to Gazprom’s deputy CEO Valery Golubev, who spoke in August at ONS in Stavanger, by 2024 the company would have to drill in Russia’s Arctic around 50 exploration wells, each of which would require a drilling rig. Gazprom also plans to explore around 30 offshore fields that would have between 30 and 35 production rigs. Last year, Golubev said that Gazprom had planned to place 23 orders for special-purpose vessels for developing offshore fields. One part of these orders has already been made, the other is in the bidding stage. The total portfolio of future orders by Rosneft, Gazprom and Sovkomflot for vessels which will be required for offshore fields development (with active use of the Northern Sea Route), to be placed by 2030, includes 512 vessels at the total cost of 6.5 trillion rubles, Russian President Vladimir Putin told participants of the meeting on development of commercial shipbuilding. As InfraNews logistics and transport portal’s general director Alexei Bezborodov told Vedomosti, presently, orders for the construction of 44 vessels with gross displacement exceeding 600,000 tons, mostly for the oil sector, have been placed abroad, and orders for 23 vessels with gross displacement of 135,000 tons, including icebreakers, at home.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ARCTIC | АРКТИКА еще 106 платформ различного типа и около 400 судов обеспечения, ледоколов, буровых судов, танкеров и газовозов ледового класса. «И это конкретные вещи, по которым мы уже сейчас, к сожалению, опаздываем», – констатировал Сечин в августе прошлого года на совещании о перспективах развития гражданского судостроения в России. … Стоимость аренды [иностранной техники для бурения разведочной скважины в Карском море] – $600 тыс. в сутки, вот это уже пропущенный заказ для наших судостроителей». В 2012 году глава «Роснефти» пообещал, что из $500 млрд уже запланированных инвестиций в оборудование и обустройство шельфовых месторождений, российской промышленности достанется львиная доля – $400 млрд. Минувшей весной «Роснефть» анонсировала российским производителям заказы на более чем 20 наименований судов и авиатехники, запрос на поставку нефтепромыслового и бурового оборудования российского производства – еще около 30 позиций. Только в Архангельской и Мурманской областях, а также в Ямало-Ненецком автономном округе в выполнении заказов «Роснефти» будет задействовано более 100 предприятий. Планируется, что освоение шельфа позволить создать от 300 до 400 тыс. высококвалифицированных рабочих мест в различных отраслях российской экономики. По словам заместителя председателя правления «Газпрома» Валерия Голубева, выступившего в августе с докладом на форуме Offshore Northern Seas (ONS) в норвежском Ставангере, до 2024 года компании нужно пробурить в российском секторе Арктики порядка 50 разведочных скважин и для каждой потребуется использование буровой установки. «Газпром» также планируется разведать около 30 месторождений на шельфе, на которых будут работать 30-35 добычных платформ. Он же в прошлом году сообщил, что в плане компании 23 заказа на специализированные суда для освоения шельфовых месторождений, часть из которых оформлена, а часть находится на стадии оформления конкурсных процедур. В совокупном портфеле будущих заказов «Роснефти», «Газпрома» и «Совкомфлота» на суда, которые потребуются при освоении шельфовых месторождений, при активном использовании Северного морского пути и рассчитанном до 2030 года – 512 судов общей стоимостью 6,5 трлн рублей, сказал на августовском совещании о перспективах гражданского судостроения президент России Владимир Путин. Как рассказал «Ведомостям» гендиректор InfraNews Алексей Безбородов, сейчас за рубежом размещены заказы на строительство 44 судов общим водоизмещением более

#10 October 2014

ARCTIC | АРКТИКА

Where To Build? Russia’s Trade and Industry Ministry forged a strategy to localize equipment manufacturing and development of the oil and gas sector for offshore fields, envisaging localization of up to 70 percent of shipbuilding equipment production. According to industry experts, one of the problems in offshore equipment manufacturing is that the United Shipbuilding Corporation (USC), which carries out around 80 percent of all orders for shipbuilding in Russia, is mostly focused on delivering for the defense sector, and doesn’t have sufficient facilities to meet the needs of the offshore projects’ agenda. “When Sevmash was building an offshore ice-resistant platform for us, they had no military orders, so our orders actually saved the plant. The problems started later when financing of Russia’s defense sector was resumed, and Sevmash naturally redirected the plant’s major resources to its core products – cruisers for Russia’s fleet. Ultimately, we had to transfer our highly qualified welders who worked on a project to build a gas trunkline to complete our ice-resistant Prirazlomnaya rig,” Golubev added. Meanwhile, the orders for announced amounts of equipment (or anything close to those figures) have not been placed yet. “The companies’ overall needs were stated, but these are estimates. Nobody announced their intention to place a specific order for a certain amount of rigs within a certain period of time,” USC press secretary Alexei Kravchenko told OGE. According to him, no rigs are currently being built at USC shipyards, just ice-breakers and ice class vessels. Then there are some orders with the place of their actual execution still being discussed. Regarding components and issues with replacing imports, Kravchenko added that there was “no monopoly on any item.” “In the coming years, exploratory technical equipment will enjoy highest demand, including equipment for preliminary surveys – seismic exploration and electromagnetic prospecting, and for exploratory drilling. These are jack-up rigs for exploration drilling, drillships, semisubmersible rigs for exploration drilling and, probably, mobile submersible rigs as our Arctic, different from other

SOURCE: USCG OFFICE / ИСТОЧНИК: ОФИС БЕРЕГОВОЙ ОХРАНЫ США

600 тыс. т, в основном, для нефтяников, внутри страны — на 23 судна общим водоизмещением 135 тыс. т, включая ледоколы.

Где построить? Минпромторгом разработана стратегия локализации производства оборудования и развития нефтегазового сектора для шельфовых месторождений, в рамках выполнения которой планируется к 2020 году локализовать до 70% судового оборудования на российской территории. По мнению экспертов отрасли, одна из проблем со строительством техники для шельфа заключается в том, что «Объединенная судостроительная корпорация», на долю которой приходится до 80% заказов в России в области судостроения, в основном, выполняет оборонные заказы, не располагая при этом достаточными мощностями для обеспечения программы шельфовых проектов. «Когда мы строили морскую ледостойкую платформу на „Севмаше“, не было военных заказов, и мы, по сути дела, нашим заказом спасли этот завод. Но дальше мы столкнулись с проблемами когда уже началось финансирование наших оборонных заказов, и, естественно, „Севмаше“ основные силы направил на свою профильную продукцию, на выполнение оборонных крейсеров. Нам пришлось буквально командировать квалифицированных сварщиков со строительства магистрального газопровода, чтобы они достроили нашу ледостойкую платформу „Приразломная“», – рассказал Голубев. Вместе с тем, заказов на заявленные объемы техники или близкие к ним пока нет. «Совокупные потребности компаний были объявлены, но эти потребности прикидочные. Никто не объявил, что намерен в такой-то срок делать заказ на такое-то количество платформ», – отмечает пресс-секретарь ОСК Алексей Кравченко. По его словам, платформы в настоящее время на верфях ОСК не строятся, строятся ледоколы и суда ледового класса. Есть заказы, находящиеся на стадии обсуждения мест исполнения. Что касается применяемых комплектующих и проблем импортозамещения, «ни по одной позиции нет монополизма», сказал Кравченко. «В ближайшие годы наиболее востребованы будут технические средства разведки, причем как предварительной разведки – сейсморазведки и электроразведки, так и разведочного бурения. Это самоподъемные платформы для разведочного бурения, буровые суда и полупогружные платформы для разведочного бурения. И, наверное, мобильные погружные платформы, потому что в нашей Арктике, в отличие от других арктических регионов, очень большие акватории с мелкой водой – глубина не превышает 5-12 м», – рассказал НГЕ заместитель генерального директора – начальник Арктического инжинирингового центра ФГУП «Крыловский государственный научный центр» Олег Тимофеев. «Одна из неприятных особенностей нашей судостроительной промышленности – отсутствие свободных построечных мест и стапельных мест для больших судов. Например, для бурового судна, требуется стапельное место размером 350 x 60 м, – отметил Тимофеев. – В России только предприятия „Звездочка“ и „Севмаш“, безOil&GasEURASIA

бурение

(ПОИСКОВЫЕ, РАЗВЕДОЧНЫЕ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ)

текущий и капитальный ремонт скважин колтюбинг повышение нефтеотдачи оборудование для нефтегазодобычи транспортнологистические услуги

Москва, ул. 8 марта, 1, стр. 12, подъезд 3, тел. +7 (495) 228-00-31 Уфа, ул. Центральная, 59, тел. +7 (347) 261-67-50, 261-67-38 Отдел бурения: +7 (347) 261-73-86 Отдел ремонта скважин: +7 (347) 261-73-83 Отдел механоэнергетического сервиса: +7 (347) 261-60-57 Отдел транспорта и спецтехники: +7 (347) 261-72-32 info@targin.ru www.targin.ru

#10 October 2014

ARCTIC | АРКТИКА Arctic regions, has large shallow water zones where the water depth doesn’t exceed 5-12 meters,” Oleg Timofeyev, deputy general director, head of the state-owned Krylov Arctic Engineering Center told OGE. “One of the nagging issues in our shipbuilding industry is the absence of free building sites and shipbuilding platforms for construction of large ships. For example, a drillship requires a shipbuilding platform sized 350 by 60 meters,” noted Timofeyev. ”In Russia, only Zvezdochka and Sevmash plants have the capability to build such vessels, but they are completely busy in delivering orders for the military. It’s necessary to set up shipbuilding sites in Russia’s northwest, near St. Petersburg or Vyborg. I hope that in the Far East we will soon have the capability to build large-size ships required for the Arctic.” By 2018, the Zvezda shipyard ought to start manufacturing giant ships in the Far East with deadweight of up to 300,000

условно, могут строить технику, но они загружены гособоронзаказами. Нужно создавать построечные места на северо-западе страны в районе Санкт-Петербурга или Выборга. Надеюсь, что на Дальнем Востоке в ближайшее время появится возможность строить суда больших размеров, которые требуются для Арктики». К 2018 году там должна быть введена в эксплуатацию современная верфь «Звезда» для строительства судов-гигантов грузоподъемностью до 300 тыс. т. Она будет располагать стапельными местами большого размера, необходимыми для строительства газовозов и танкеров типа афрамакс, для которых нужен док размером 330-350 x 100 м.

In Tune with the Times

В ногу со временем

У кого покупать? «Россия вполне может делать носители, под которыми понимаем корпус, энергетику, жилой модуль», – считает Тимофеев. Но, по его словам, большие сложности вызы-

The government-owned Krylov State Research Center is among the Одним из активных разработчиков оборудования для освоения шельфа active designers of equipment for offshore Arctic development. The cen- Арктики является ФГУП «Крыловский государственный научный центр». ter’s civil section is extensively involved in development of the vast major- «Гражданская часть центра активно вовлечена в разработки подавляюity of the Russian petroleum industry’s offshore projects, including those щего большинства шельфовых, в том числе арктических, проектов росin the Arctic. “Thanks to the state funding of the Civil Marine Machinery сийской нефтегазовой промышленности. «Благодаря государственному Development program, today we are laying the groundwork for the next финансированию программы „Развитие гражданской морской техники“ 30 years,” Oleg Timofeyev, deputy general director, head of Krylov’s Arctic мы сегодня готовим задел на ближайшие 30 лет», – рассказал НГЕ начальEngineering Center, told OGE. ник Арктического инжинирингового центра ФГУП «Крыловский государAccording to expert estimates, the total amount of orders placed ственный научный центр» Олег Тимофеев. with the Center for offshore projects by 2030 is approximately 4 trillion По оценкам экспертов, общая сумма заказов центру по шельфовым rubles. In the area of offshore developments the company cooperates проектам до 2030 года достигает 4 трлн рублей. В области морских разраwith Rosneft and Gazprom; not long ago, first contracts were signed with боток предприятие сотрудничает с «Роснефтью», «Газпромом», недавно Gazprom Neft and LUKOIL. были заключены первые контракты с «Газпром нефтью» и «ЛУКОЙЛом». “We have done much for the short-term,” says «Много сделано на ближайшее будущее, – говоTimofeyev. “For example, we developed an origiрит Тимофеев. – Например, разработан оригинальnal design of a drillship, and now we are working ный проект бурового судна, по которому мы рабоtogether with our Italian partners to promote it in the там сейчас с итальянскими партнерами, выдвигая его international market. We also developed designs for на международный рынок. Также разработаны проtwo Arctic pipe-laying ships for shallow and deep екты двух трубоукладчиков для мелкого и глубокого waters.” The drillship intended for year-round offшельфа в арктическом исполнении». Буровое судно, shore exploration drilling is developed jointly with предназначенное для круглогодичного разведочноthe Italian shipbuilding corporation Fincantieri S.p.A. го бурения на шельфе, создается совместно с итаThe pipe-laying ship is intended to weld and lay льянской судостроительной корпорацией Fincantieri on the sea floor a pipeline of steel concrete-coatS.p.A.. Назначение трубоукладочного судна – выполed pipes with a diameter of up to 1,220 millimeнение сварки и укладки на морское дно трубопровоters, including the brash ice up to 0.5 meters thick. да из обетонированных стальных труб диаметром до 1 The ship can be operated in water areas from 30 to 220 мм, в том числе, в битом льду толщиной до 0,5 м. 500 meters deep and in coastal areas from 6 to 30 Судно может эксплуатироваться на морских акватоmeters deep. риях с глубинами от 30 до 500 м и прибрежных райоAccording to Timofeyev, both the pipe-laying ship ● Oleg Timofeyev, Krylov’s Arctic нов с глубинами от 6 до 30 м. and drillship (the customer is Russia’s Industry and Engineering Center По словам Тимофеева, и трубоукладочное, и буроEnergy Ministry under a federal special-purpose pro- ● Олег Тимофеев, ФГУП вое суда (заказчик – Минпромэнерго, в рамках федеgram) can be used virtually in all offshore Arctic «Крыловский государственный ральной целевой программы) могут использоваться projects. практически во всех арктических шельфовых проектах. научный центр» “We are finalizing the design of a shallow-draft «Мы завершаем проект мелкосидящего ледокола icebreaker for the Caspian Sea and Azov Sea. The program for the для Каспийского и Азовского морей. По программе развития трансtransportation system development provides for construction of four портной системы предусмотрено четыре таких ледокола и, надеюсь, of these icebreakers, and I hope that they will be built in the coming что они в ближайшие годы будут построены. При осадке ледокоyears. At the icebreaker draft of 2.5 meters, we reach icebreaking capa- ла 2,5 м мы выходим на ледопроходимость почти 1 м, – расскаbility of almost 1 meter,” said Timofeyev. Jointly with the Iceberg cen- зал Тимофеев. – Совместно с ЦКБ „Айсберг“ мы начали проектироtral design bureau, we started designing the Leader icebreaker, and вать ледокол „Лидер“, а также мелкосидящий, как мы его называем also a shallow-draft (we call it ‘offshore’) icebreaker to provide support „офшорный“, ледокол для обеспечения нефтегазовых промыслов в

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

tons. Zvezda will have large-size shipbuilding platforms necessary for construction of gas carriers and Aframax type tankers, which would require a dock sized 330–350 by 100 meters.

Where To Buy? “Russia could definitely build supporting structures, i.e. the hull, power supply system and living quarters,” says Timofeyev. In his opinion, however, it’s much more difficult to get a complete set of drilling equipment and process equipment for primary and deep refining of fluid recovered from a reservoir. “Nonetheless, some Russian companies have begun to work in this field. I hope that we will restore offshore drilling equipment manufacturing in Russia in the near future. Previously, we produced offshore drilling equipment in Russia and installed it on virtually all offshore rigs, but in the 1990s the industry switched to

ARCTIC | АРКТИКА вает комплектация бурового оборудования и технологического оборудования для предварительной и глубокой переработки пластового продукта. «Тем не менее, есть российские фирмы, которые начали в этом направлении работать. Надеюсь, что в ближайшее время производство морского бурового оборудования у нас восстановится. Мы раньше производили в России морское буровое оборудование и устанавливали его практически на все шельфовые платформы, но в 1990-е годы переключились на использование импортного оборудования. Сейчас разработка идет активно, в частности, на „Уралмашзаводе“», – добавляет Тимофеев. О проблемах в области производства российской техники для разработки шельфовых месторождений, корни которых уходят в начало 1990-х, говорит и заместитель директора по науке ИПНГ РАН Василий Богоявленский. «К сожалению, сейчас компании не идут по тому пути, кото-

арктическом регионе. Оба to oil and gas fields ледокола атомные». in the Arctic region. Мощность ледокола Both icebreakers are «Лидер», проектирование nuclear-powered.” которого будет выполнятьThe 110 MW power ся по госзаказу в 2014– of the Leader ice2016 годах, планируется breaker (which will be в два раза больше, чем у designed under the самого мощного на сегодstate order in 2014– ня российского ледокола, 2016) will be two – 110 МВт. Его использоваtimes higher than that ние позволит обеспечить of Russia’s current круглогодичную навигаmost powerful iceцию на Северном морbreakers. It will ensure ском пути, тогда как сейyear-round navigaчас срок навигации не преtion period over the вышает полугода. Кроме Northern Sea Route, того, «Лидер» будет шире which is presently limсегодняшних ледоколов, ited to six months. уже не удовлетворяющих Moreover, the Leader требованиям по прокладwill be wider than ice- ● Startup and adjustment operations are being completed in the Arctic Engineering ке пути для крупнотоннажbreakers operating Center’s new ice tank ных судов, которые для today that fail to meet ● В новом ледовом бассейне Крыловского центра в Санкт-Петербурге завершаются прохождения вынуждены requirements for lay- пусконаладочные работы доламывать за ледоколом ing routes for heavytonnage vessels which have to break off the ice edge to be able to pass кромку канала. Как рассказал руководитель Крыловского центра, в настоящее время through. Accoding to Timofeyev, presently, startup and adjustment operations завершаются пусконаладочные работы в новом ледовом бассейне ценare being completed in the Arctic Engineering Center’s new ice tank, which тра, который строится для моделирования. «Масштаб может доходить is built for the purpose of modeling. “The scale could reach 1:10. One of до 1/10. Одна из задач – определить параметры ледовой ходкости судов, the tasks is to determine the parameters of the ice performance of ships, для платформ – параметры безопасности. Мы постоянно исследуем повеand safety parameters for platforms. We permanently study the behav- дение платформы различного типа, в новом бассейне будет легче модеior of various types of platforms, and in the new basin it will be easier to лировать параметры, необходимые для проектирования», – отметил он. simulate the parameters necessary for designing,” he noted. The tank will Бассейн будет самым большим в мире размерами 100 м в длину (с доковой be the largest in the world – 100 meters long (with a docking section), 10 частью), 10 м в ширину и 4 м в глубину. Строительство нового ледового бассейна на площадке в Санктmeters wide and 4 meters deep. The construction of a new ice tank at the St. Petersburg site is Петербурге уже завершено, сейчас проводится пусконаладка систем already completed, and now startup and adjustment of the refrigeration холодильной установки. «С конца сентября-начала октября начнем unit systems are being carried out. “In late September-early October, тестировать в пробном режиме, а далее перейдем к проведению планоwe will start pilot testing, and after that proceed with scheduled exper- вых экспериментов», – говорит Тимофеев. В старом ледовом бассейне, iments,” said Timofeyev. Experiments on oil spills are performed in построенном в 1983 году в Ленинграде, в соответствии с программой the old ice tank built in Leningrad in 1983, under the Civil Marine «Развития гражданской морской техники», проводятся эксперименты Machinery Development program. After completing the tests, the old по аварийным разливам нефти. По окончании испытаний бассейн будет демонтирован. tank will be dismantled.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2014

ARCTIC | АРКТИКА

● ●

The world’s most powerful nuclear icebreaker was built at the Baltiysky shipbuilding plant Крупнейший в мире атомный ледокол был построен на Балтийском заводе

imported equipment. Today, design work is actively under way, in particular at Uralmashzavod,” added Timofeyev. Deputy science director at the Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science Vasily Bogoyavlensky also touches upon the issues of manufacturing Russian machinery for offshore fields that go back to the early 1990s. “Unfortunately, companies today don’t follow the path we’d chosen in the 1980s. Back then, they would rent the gear first. For example, the first platforms for the Sakhalin projects were built abroad, but we promptly acquired the drawings and started our own manufacturing. In 1986, we already mastered the manufacturing technology here and rig construction began. But after 1991, everything began to stop,” says Bogoyavlensky. “Certainly, if ‘the curtain falls’ problems won’t occur only in drilling, but in other areas as well. However, we used to manufacture a lot of gear in Russia before, and can still do it. It’s just a matter of time,” noted Bogoyavlensky, talking about sectoral sanctions imposed in the summer by the United States and the European Union, aiming to halt delivery of equipment for the offshore Arctic development. “The sanctions can impede collective work, cooperation between companies and countries on development of technology for offshore operations in the Arctic seas, but they can’t prevent you from buying something that you’re missing,” Rustam Tankayev, general director of InfoTEK Terminal and a leading expert of the Union of Oil and Gas Producers, told OGE. Some industry experts establish that presently there is no technology that ensures absolute safety of offshore oil and gas production in the Arctic. “Rosneft, ExxonMobil and BP specialists have stated this fact many times, stressing the necessity to invest tens of billions of dollars in development of such technology,” added Tankayev. This relates to automated drilling systems installed on the sea floor and enabling round-the-clock drilling under ice and water. They could be used as a safe alternative to drilling rigs. Pilot projects on development of these systems are being carried out in a number of countries, including Norway where a SeaBed Rig unit is currently being tested.

рый был выбран в 1980-х годах. Тогда сначала арендовали технику. К примеру, для проектов на Сахалине построили первые платформы за рубежом, но тут же приобрели чертежи и наладили собственное производство. В 1986 году у нас уже освоили технологию и начали выпускать платформы. Но с 1991 года все начало останавливаться», – говорит Богоявленский. «Конечно, если „закрыть занавес“, будут проблемы не только в области бурения, но и в других областях, но очень многое в России мы уже раньше строили и можем строить. Это вопрос времени», – отмечает Богоявленский, говоря о секторальных санкциях, введенных летом США и ЕС и подразумевающих запрет на поставку оборудования для разработки арктического шельфа. «Санкции могут помешать коллективной работе, кооперации компаний и стран при создании технологий работы на шельфе арктических морей, но никак не могут помешать купить то, чего нет», – считает ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников, гендиректор «ИнфоТЭК-терминал» Рустам Танкаев. По мнению некоторых отраслевых экспертов, технологий, обеспечивающих абсолютную безопасность добычи нефти и газа на шельфе арктических морей, сегодня не существует. «Специалисты, в том числе таких компаний, как „Роснефть“, ExxonMobil и BP об этом заявляли много раз, отмечая, что нужно вложить несколько десятков миллиардов долларов в разработку этих технологий», – добавляет Танкаев. Речь идет об автоматизированных комплексах для бурения, располагающихся на дне и позволяющих бурить круглосуточно подо льдом и под водой. Они могут использоваться в качестве безопасной альтернативы буровым платформам. Пилотные проекты по разработке таких комплексов ведутся в ряде стран; в частности, установка SeaBed Rig испытывается в Норвегии. По словам Богоявленского, аналогичные работы в России ведутся ИПНГ РАН совместно с другими организациями. «Что хорошо в этом комплексе, так это то, что он не имеет ограничений по глубине. Сейчас бурение на шельфе может выполняться, по крайней мере, на глубине около 3 тыс. м с заходом в дно примерно на 100 м. А этот комплекс можно установить на дне, и он будет там стоять и Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

ARCTIC | АРКТИКА

According to Bogoyavlensky, the Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science is carrying out similar work in Russia with other organizations. “A positive of this system is that it has no depth restrictions. Today, offshore drilling can be performed at the depth of at least 3,000 meters with penetration into the sea bottom by approximately 100 meters. This system can be installed on the sea bed, and it will stay under the ice even in the winter. Drilling in the Kara Sea is currently feasible for only two months а year, whereas in theory you could install such a drilling unit that would be controlled via an icebreaker or from the shore,” explained Bogoyavlensky.

Time Is Oilmen’s Ally According to the scientist, “we need time to build equipment ourselves, but we’re in no hurry in terms of the Arctic.” Bogoyavlensky explains that the waters in the Arctic aren’t explored sufficiently, and there are many unresolved issues onshore: efforts have to be made to increase the oil recovery factor, utilize associated petroleum gas, produce heavy oil and bitumen, hard-to-recover and unconventional hydrocarbon resources. “All this is much safer than going into the middle of the Arctic in order to produce hydrocarbons among ice and icebergs.” Another reason why there should be no rush is that Russia’s Arctic offshore oil reserves are small compared to onshore reserves (presently they account for 2 percent). Even under the optimistic scenario, the development of Prirazlomnoye, Dolginskoye, Varandei-Sea, Medynskoye-Sea and Severo-Gulyaevskoye fields could provide a maximum 16-18 million tons of oil in 2025-2030 – about 3 percent of Russia’s total production – which the Industry and Energy Ministry forecasts to reach 580-585 million within that period.

зимой подо льдом. В Карском море сейчас можно бурить только два месяца в году, а теоретически можно было бы установить такую буровую установку, управляемую с ледокола или с берега», – объясняет Богоявленский.

Время – союзник нефтяников По мнению ученого, «для того, чтобы строить самим, нужно время, но нам торопиться в Арктике незачем». Богоявленский поясняет, что на данный момент акватории арктического шельфа недостаточно хорошо изучены и, кроме того, много задач на суше: необходимо уделить внимание повышению КИН, утилизации ПНГ, добыче тяжелой нефти и битумов, трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. «Это гораздо безопаснее, чем уходить в середину Арктики, и пытаться добывать во льдах и айсбергах». Еще одна причина не торопиться – запасы нефти арктического шельфа невелики в сравнении с запасами на суше (на данный момент – 2%). Даже при оптимистичном сценарии от разработки Приразломного, Долгинского, Варандейское-море, Медынское-море, Северо-Гуляевского месторождений можно получить максимум 16-18 млн т нефти в 2025–2030 году, а это около 3% от всей добычи, которая по прогнозам Минпромэнерго составит 580-585 млн т. «Для того чтобы добыча была больше, необходимо открыть новые месторождения, чем и планируют заниматься „Роснефть“, „Газпром нефть шельф“ и „Газпром“, но история вопроса показывает, что с момента открытия месторождения до начала его освоения, как правило, проходит не менее 10-15 лет», – отметил Богоявленский. «По оценкам специалистов, к 2050 году арктический шельф будет обеспечивать от 20 до 30% всей российской нефтедобычи», – сообщается на сайте «Роснефти».

Увеличить добычу за счет применения передовых методов ГРП

C ARBO

T®

® R CP

ITE™

CARBO помогает создавать трещины с высокими показателями долговременной проводимости как в стандартных, так и в сложных коллекторах. Наши современные технологии производства пропанта позволяют оптимизировать добычу после ГРП и снизить расходы на разведку и разработку. Линейка высококачественных пропантов CARBO, включающая весь спектр пропантов: от легкого CARBORoslite и нерадиоактивного маркированного пропанта для определения трещин CARBO NRT до пропанта с полимерным покрытием CARBO RCP и высокопрочного CARBO HS, разработана специально под нужды нефтяных и газовых компаний в России. carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2014

ARCTIC | АРКТИКА “To increase production it’s necessary to discover new fields, and Rosneft, Gazprom Neft Shelf and Gazprom plan to work on this assignment, but experience shows that, as a rule, at least 10 to 15 years separate the moment of field discovery and the actual launch of its development,” noted Bogoyavlensky. “According to experts’ estimates, by 2050, the offshore Arctic will provide from 20 to 30 percent of Russia’s total oil production,” Rosneft said on its website. The company predicts a significant contribution to overall production, but rather over a long term, expecting to grow reserves through exploration, which means equipment manufacturers have time to meet future demand.

Internal Resources Russian companies that own geophysical vessels are ready to perform offshore seismic surveys in the Arctic, but local demand isn’t always there. Currently, Russia possesses a fleet of 13 geophysical vessels, owned by Sevmorneftegeofizika, Dalmorneftegeofizika, Morskaya Geologorazvedochnaya Expeditsia and Polyarnaya Morskaya Geologorazvedochnaya Expeditsia. These geophysical vessels are mostly fitted for 2D seismic, the scope of which in Russia’s Arctic offshore is rather extensive. In the 2012 season Rosneft alone shot 5,300 linear kilometers of 2D seismic in the Kara Sea, and the next year the amount of survey reached 32,700 linear kilometers. According to experts, Russian geophysical vessels have the capability to perform up to 80,000 to 90,000 linear kilometres of 2D seismic per year. In Bogoyavlensky’s opinion, Russian vessels intended for 2D seismic are not sufficiently engaged in domestic operations yet. But they are successfully operating in the North Sea, Barents Sea, Mediterranean Sea, offshore Brazil, Canada, Vietnam and other countries. For example, Sevmorneftegeofizika has six vessels on its books. Arctic operations are of seasonal character, but even in the summer period the vessels go abroad to avoid downtime. For example, last year they operated in Greenland and Alaska. As Sevmorneftegeofizika deputy general director Yevgeny Smirnov told OGE, approximately half of the company’s orders come from abroad. Sevmorneftegeofizika is ready to work in Russia’s Arctic, but its involvement depends on orders. For more than 30 years state-owned Arktikmorneftegazrazvedka, a wholly-owned Zarubezhneft company, has been exploring the Russian Arctic. It discovered a number of fields in the Kara Sea and participated in exploration of Norway’s Snohvit field. Today, the company is going through a rough patch. During its heyday, Arktikmorneftegazrazvedka employed over 6,000 people, while nowadays its workforce is reduced to 900. With the world’s first ice-class drilling ship Valentin Shashin, which can drill prospecting wells in offshore Arctic, and Murmanskaya jack-up drilling rig, Arktikmorneftegazrazvedka now successfully works in offshore projects abroad. “These units are intended for offshore operations anywhere on the globe,” Arktikmorneftegazrazvedka Andrei Bobrov press-secretary told OGE. “If there is demand for our services in Cuba or Venezuela, we will work there. If we’re idle here, we sustain losses. We lose $20,000 per day of rig downtime. Essentially, it’s a full-size plant which has to work and generate revenue for Russia.”

Компания прогнозирует существенный вклад в общую добычу, но в достаточно отдаленной перспективе, вероятно, рассчитывая, с проведением разведки нарастить запасы, так что время на развитие производства оборудования в России есть.

Внутренние резервы Российские компании, располагающие геофизическими судами, готовы проводить сейсморазведку на шельфе арктических морей, но не всегда востребованы внутри страны. Россия сегодня обладает флотом из 13 геофизических судов, которые находятся в распоряжении компаний «Севморнефтегеофизика», «Дальморнефтегеофизика», «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» и «Полярная морская геологоразведочная экспедиция». Эти геофизические суда, в основном, приспособлены для разведки 2D, объемы которой на российском шельфе Арктики сегодня достаточно высоки. Только «Роснефть» в Карском море в сезон 2012 года выполнила 5,3 тыс. погонных км сейсморазведки 2D, а годом позже ее объем вырос до 32,7 тыс. погонных км. По мнению экспертов, российские геофизические суда могут проводить 2D сеймику в объеме 80-90 тыс. погонных км. По мнению Богоявленского, российские суда для разведки 2D пока еще недостаточно загружены внутри страны. Но они с успехом работают в Северном, Баренцевом, Средиземном морях, на шельфе Бразилии, Канады, Вьетнама и других стран. К примеру, на балансе «Севморнефтегеофизики» шесть судов. Работы в Арктике – сезонные, но даже в летнее время суда, чтобы избежать простоев, отправляются за рубеж. К примеру, в прошлом году они работали в арктическом регионе в Гренландии и на Аляске. Как рассказал НГЕ заместитель генерального директора «Севморнефтегеофизики» по флоту Евгений Смирнов, примерно половина заказов компании приходится на зарубежные рынки. В «Севморнефтегеофизике» готовы работать на российском арктическом шельфе, дело за заказами. Более 30 лет осваивает российскую Арктику госпредприятие ОАО «Арктикморнефтегазразведка» (100% акций принадлежат «Зарубежнефти»), открывавшее месторождения в Карском море и обладающее опытом работы на месторождении Snohvit. Сегодня оно переживает не лучшие времена. В годы расцвета штат предприятия насчитывал более 6 тыс. человек, сегодня он сокращен до 900. Располагая первым в мире буровым судном ледового класса, которое может бурить поисковые скважины на континентальном шельфе арктических морей, «Валентин Шашин», и самоподъемной буровой установкой – СПБУ «Мурманская», «Арктикморнефтегазразведка» сегодня, в основном, успешно работает в морских проектах за рубежом. «Эти установки предназначены для работы в любых условиях мирового океана, – рассказал НГЕ пресс-секретарь ОАО «Арктикморнефтегазразведка» Андрей Бобров. – Будет заказ на Кубе или Венесуэле, будем работать там. А здесь стоять без работы – себе в убыток. За каждый день простоя вышки теряем $20 тыс. Это, по сути, целый завод, который должен работать, приносить доход государству».

Oil&GasEURASIA

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Million Barrels from the Seabed Миллион с морского дна

Elena Zhuk

Елена Жук

n mid-September, Gazprom Neft sent to northern Europe a second tanker filled with new grade ARCO (Arctic Oil) crude oil, produced at Prirazlomnaya rig, the world’s first ice-resistant platform located in the offshore Arctic, in the Pechora Sea. The first tanker departed from the field of the same name in April. The company plans to load two more tankers before the end of 2014. Production at Prirazlomnoye field has reached 1 million barrels of crude oil and Gazprom Neft hopes to increase it to 2.2 million barrels (~ 300,000 tons) by January. First-time development of an oilfield in the offshore Arctic is an expensive project. As Gazprom Neft deputy general director Vadim Yakovlev told journalists, the company has invested approximately 120 billion rubles ($3.1 billion) in the project so far. However, according to Yakovlev, the tax regime for offshore fields development ensures an acceptable return rate for the company, and Gazprom Neft expects full payback by 2020. A special formula was used to calculate a discounted export duty currently in effect for Prirazlomnoye and it stood at $176 per ton in September. Moreover, Gazprom Neft is exempt from paying the subsoil tax until 2021, as well as transport tax and property tax. Further down the road, Gazprom Neft expects the field to be transferred from second to third category of offshore projects complexity, meaning that its subsoil tax rate would be lowered from 15 percent to 10 percent of the cost of crude. Yakovlev added that the major investment stage is over, and according to current estimates, when oil production hits the ceiling operating costs will amount to $10 per barrel, which is on par with “good offshore projects.” Gazprom Neft has projected the 5.5-million-ton-per-year production peak at Prirazlomnoye in 2021. By 2018, oil output should top 4 million tons per annum, and approximately the same output level will be sustained for three years following the peak.

середине сентября «Газпром нефть» отправила в Северную Европу второй танкер с нефтью нового сорта ARCO (Arctic Oil), добытой с «Приразломной» – первой в мире стационарной платформы, расположенной на арктическом шельфе, в Печорском море. Первый танкер отправился с одноименного месторождения в апреле, а еще два компания планирует загрузить до конца 2014 года. На сегодня добыча на месторождении достигла 1 млн баррелей нефти, а до конца года в «Газпром нефти» рассчитывают увеличить ее до 2,2 млн баррелей (~ 300 тыс. т). Проводимая впервые разработка месторождения на арктическом шельфе – дорогостоящий проект. Как рассказал журналистам заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев, к настоящему времени инвестиции в проект достигли около 120 млрд рублей. В то же время, по словам Яковлева, налоговый режим разработки шельфовых месторождений обеспечивает приемлемый для компании уровень доходности, и к 2020 году «Газпром нефть» рассчитывает вернуть средства, инвестированные в разработку Приразломного месторождения, в полном объеме. На нефть Приразломного месторождения введена рассчитываемая по особой формуле льготная ставка экспортной пошлины, по состоянию на сентябрь равняющаяся $176 за тонну. Кроме того, до 2021 года для этого месторождения утверждена нулевая ставка НДПИ, а также действует освобождение от транспортного налога и налога на имущество. В дальнейшем «Газпром нефть» рассчитывает на перевод месторождения со второй в третью категорию сложности шельфовых проектов, для которой ставка НДПИ снизится с 15 до 10% от стоимости сырья, соответственно. Яковлев добавил, что этап основных инвестиций уже пройден, а по сегодняшним расчетам операционные затраты при выходе на полку добычи составят около

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

Fine-tuning Drilling and Logistics

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Eleven billion rubles ($286 million) will be invested in field development this year, and the same amount is slated to be spent next year. Beyond 2015, the scope of investment will depend on the pace of drilling, which Gazprom Neft is likely to adjust.

OFFSHORE | ШЕЛЬФ $10 за баррель, что соответствует уровню «хороших шельфовых отраслевых проектов». На пик добычи в 5,5 млн т нефти в год на Приразломном компания планирует выйти в 2021 году. К 2018 году ожидается достижение уровня добычи свыше 4 млн т, и примерно на таком же уровне она будет поддерживаться в течение трех лет после достижения максимального значения. В этом году в разработку будет инвестировано 11 млрд рублей, и столько же планируется вложить в 2015-м. В последующие годы объемы инвестиций будут зависеть от темпов бурения, которые компания, возможно, будет корректировать.

“We suppose that the current project could be improved by optimizing capital expenditure on drilling,” Gennady Lyubin, general director of Prirazlomnoye license holder, Gazprom Neft Shelf, told journalists. In his opinion, this is feasible due to better technology that has been developed since the project’s launch, making it ● According to Gazprom Neft deputy possible to drill other types of wells. The project envisages construction general director Vadim Yakovlev, so far Коррективы в бурение и of 36 wells, including 19 producers, 16 the company has spent 120 billion rubles логистику injectors and one disposal well. Of all pro- on development of Prirazlomnoye ducer wells, only one will be vertical, and ● По словам заместителя «Мы предполагаем, что существуthe rest horizontal. Two of the horizontal гендиректора «Газпром нефти» Вадима ющий проект можно улучшить в части wells will be dual completions with the Яковлева, в проект разработки оптимизации капитальных затрат на planned production rate of 3,300 cubic Приразломного месторождения уже бурение», – рассказал журналистам вложено 120 млрд рублей meters per day. Геннадий Любин, генеральный дирекTo date, one producing well has been тор ООО «Газпром нефть шельф», drilled at Prirazlomnoye, an injection well is being drilled, обладающего лицензией на разработку Приразломного and by the year’s end drillers plan to finish the main opera- месторождения. Как пояснил Любин, предположение свяtions on the disposal well intended for injection of mud зано с тем, что с момента создания проекта появились cuttings. “In 2015, we will drill four wells, and two of those более совершенные технологии и возможность бурить will be producers. Equally important is that we perform другие скважины. the whole set of geophysical surveys at Prirazlomnoye, Всего проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 36 obtain additional geological information in order to make скважин, в том числе 19 добывающих, 16 нагнетательных a decision, whether it’s necessary to correct the develop- и одной поглощающей. Из добывающих скважин только ment program, and to determine the optimal well opera- одна будет вертикальной, остальные – горизонтальныtion conditions,” Yakovlev explained. ми, две из которых – двузабойные с проектным дебитом Before the end of 2014 it’s also planned to reprocess нефти 3 300 м³ в сутки. and reinterpret the data from the 2D and 3D seismic surК настоящему моменту на месторождении пробуреvey of the field (2D – 357.8 linear kilometers, 3D – 237 sq. на добывающая скважина, ведется бурение нагнетательkilometers). ной скважины и до конца года планируется закончить The project amendment is possible not only in regard основные работы по бурению поглощающей скважины, to drilling, but shipping as well. This year, the Mikhail предназначенной для закачки отходов. «В 2015 году мы Ulyanov and Kirill Lavrov tankers will carry oil in four пробурим четыре скважины, из них две добывающие. runs. However, as the output grows, it will be necessary to По Приразломному для нас не менее важным являетreduce the route by means of intermediate transshipment. ся проведение всего комплекса геофизических исслеThe decision on setting up a transshipment terminal needs дований, получение дополнительной геологической to be made no later than two years from now. According to информации для того, чтобы принять решение о том, Yakovlev, the detailed assessment of shipment options in необходимо ли корректировать проект разработки, the Murmansk area is currently under way. определить оптимальный режим работы скважин», – рассказал Яковлев. До конца 2014 года планируется также переобрабоRussian Services and Foreign Equipment The shallow sea (approximately 20 meters deep) in тать и переинтерпретировать данные 2D и 3D сейсморазthe field area enabled installation of the Prirazlomnaya ведки месторождения (2D – 357,8 пог. км; 3D – 237 км2). rig directly on the seabed. The cluster of production Корректировка проекта возможна не только в wells was positioned in such a way that the wells have no части бурения, но и отгрузки. Если в этом году с вывозdirect contact with water. Drilling is carried out through ом добытой нефти за четыре рейса справятся обслуthe subsea risers, and the technology is pretty similar to живающие месторождение танкеры «Михаил Ульянов» onshore drilling. Today, drilling accounts for the bulk of и «Кирилл Лавров», то с ростом объемов добычи возoperations on the rig. It’s performed by Russia’s Gazprom никнет необходимость в сокращении маршрута за счет Burenie. In case of introduction of U.S. and EU sanctions использования промежуточной перевалки. Решение о restricting the use of foreign service companies, the proj- создании перевалочной базы необходимо будет приect is unlikely to suffer seriously. In Yakovlev’s opinion, нять в течение двух лет. Как сообщил Яковлев, в деталь“there is virtually nothing specific anymore in terms of Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2014

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

operations.” On the whole, technology development is an assignment for service companies, adds the executive. “Our job is to provide opportunities for them. We are doing this now, including our effort on localization,” said Yakovlev. He added that up until now no contractor has refused to work for Gazprom Neft at Prirazlomnoye. Foreign service companies handle less than 50 percent of the operations, which include – apart from drilling – servicing the systems operating on the rig. Maintenance of the equipment could turn out to be a more critical issue than drilling services. According to Yakovlev, “there is a large share of foreign equipment” on the rig built by Russia’s Sevmash yard, including a drilling unit and process equipment. There are no problems so far, new equipment is in good working order, and the Western contractors who had manufactured it continue to service it. “If the events take another turn and follow the most negative scenario, we are considering the option to purchase equipment from other sources or have Russian or Asian manufacturers produce it,” noted Yakovlev. According to him, the U.S.- and EU-imposed sanctions that have put a lid on exports to Russia of equipment for deepwater drilling, production in the Arctic and shale oil production, have generally created certain problems as “suppliers have to apply for permits, which extends the timeline to some degree.” “There are singular cases of refusal of delivery of certain non-critical types of equipment and components, but in all cases we have managed to come up with an alternative,” he admitted. “The imposed sanctions could potentially make significant impact on Gazprom Neft, as they cover key areas of its activity. However, efficiency of these sanctions is still doubtful. It’s still quite possible that they could be overcome by Gazprom Neft and its foreign partners,” Investcafe analyst Grigory Birg said. “One should also bear in mind that part of the equipment and services can be purchased from

● ●

Thirty-six wells will be drilled at Prirazlomnoye На Приразломном месторождении пробурят в общей сложности 36 скважин ной проработке находится оценка опций перевалки в районе Мурманска.

Российский сервис и зарубежное оборудование Небольшая, около 20 м, глубина в районе месторождения позволила установить платформу «Приразломная» прямо на морском дне. Куст эксплуатационных скважин расположили так, чтобы они не имели непосредственного контакта с водной средой. Бурение ведется через водоотделяющие колонны, и по технологии имеет много общего с соответствующим процессом на суше. Сегодня бурение составляет основной объем работ на платформе и ведется российским подрядчиком, компанией «Газпром бурение». В случае ввода санкций США и ЕС, ограничивающих сотрудничество в области использования зарубежного сервиса, проект вряд ли серьезно пострадает. Ведь, по мнению Яковлева, «ничего специфического по характеру работ, по сути, не осталось». В целом, разработка технологий – это задача сервиса, считает руководитель. «Наша роль – предоставлять ему возможности. Мы это делаем сейчас, в том числе сами целенаправленно ведем работу по локализации», – сказал Яковлев. При этом он добавил, что на данный момент никто из подрядчиков на Приразломном месторождении не отказался работать с «Газпром нефтью». За иностранным сервисом здесь – менее 50% работ, включающих помимо услуг по бурению, обслуживание систем, эксплуатируемых на платформе. Более критичным, чем выполнение бурового сервиса, может оказаться поддержание оборудования в работоспособном состоянии. На российской платформе, построенной на предприятии «Севмаш», по словам Яковлева, «большой процент импортного оборудования», в том числе буровой комплекс и технологическое оборудование. Пока проблем нет, новое оборудование находится в работоспособном состоянии и западные подрядчики, изготовители оборудования продолжают работать с компанией по его обслуживанию. «На случай, если события будут развиваться по наиболее негативному сценарию, мы, в том числе, прорабатываем вариант закупки из альтернативных источников или изготовление российскими или азиатскими производителями», – отметил Яковлев. В целом, санкции, введенные США и ЕС, ограничивающие экспорт в Россию оборудования для глубоководного бурения, добычи в Арктике и добычи сланцевой нефти, по словам Яковлева, создали определенные сложности, когда «поставщики вынуждены обращаться за разрешениями, то есть, в какой-то степени это удлиняет срок». «Есть единичные случаи отказа от поставок некритичных видов оборудования и комплектующих – во всех случаях нам удавалось найти альтернативу», – признался он. «Введенные санкции потенциально могут оказать существенное влияние на „Газпром нефть“, так как они затрагивают ключевые направления ее деятельности. Однако эффективность этих санкций остается под вопросом. Вероятность того, что они могут быть преодолены как „Газпром нефтью“, так и иностранными партнерами компании, сохраняется», – отмечает аналитик «Инвесткафе» Григорий Бирг. «Также не стоит забывать, что часть оборудования и услуг могут приобретаться у российских Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Russian companies or firms from the Asia-Pacific region, which didn’t support the sanctions,” he added.

компаний или компаний из стран АТР, не поддержавших санкции», – добавляет он.

Technological Break

Технологическая пауза

According to Yakovlev, the sanctions will not prevent Prirazlomnoye from reaching the peak of its production by 2021. The major part of equipment required to carry out this project has been already purchased. Regarding Gazprom Neft’s next potential offshore project in the Arctic, the equipment for drilling producer wells won’t be required soon – the start of production at the Dolginskoye field, whose reserves amount to 235 million tons of oil and condensate, is planned in 2020. In late August, an exploratory well was drilled at Dolginskoye, and its testing will start in September. Drilling and testing is carried out using Romania’s GSP Saturn jack-up drilling rig, which had been installed on the seabed. Foreign oilfield services majors such as Schlumberger and Weatherford are involved in the project. According to Yakovlev, the goal at this stage is to verify the reserves, which is instrumental in making a decision on commercial development. The results of well testing should be available by the end of this year. Meanwhile, the company is making an effort to find a project partner. “There is a number of companies currently reviewing the information,” said Yakovlev. According to Gazprom Neft estimates, Dolginskoye will reach the 4.8-million-ton peak of oil production by 2026. Considering the company’s strategic plans to produce 100 million tons of oil equivalent by 2020, its output in the Arctic – in case of a favorable scenario – could by then provide 10 percent of overall production.

По словам Яковлева, санкции не помешают Приразломному выйти на полку добычи к 2021 году. Основная часть оборудования, необходимого для реализации этого проекта, уже приобретена. Для следующего возможного проекта компании на арктическом шельфе оборудование для бурения добывающих скважин понадобится нескоро – начало добычи на Долгинском месторождении с запасами 235 млн т нефти и конденсата, запланировано на 2020 год. В конце августа на месторождении было завершено бурение разведочной скважины, в сентябре начнется комплекс испытаний. Для бурения и испытания скважины применяется румынская самоподъемная буровая установка GSP Saturn, установленная на дне моря. В проекте задействованы зарубежные сервисные компании Schlumberger и Weatherford. По словам Яковлева, задачей текущего этапа является уточнение объема запасов, необходимое для принятия решения о промышленной разработке. Результаты испытаний ожидаются к концу 2014 года. Параллельно компания ведет работы по привлечению партнера по проекту. «Есть ряд компаний, которые в настоящее время изучают информацию», – отметил Яковлев. По расчетам «Газпром нефти» на пик добычи в 4,8 млн т нефти Долгинское выйдет к 2026 году. С учетом стратегических планов компании по добыче 100 млн т н.э. к 2020 году, при благоприятном сценарии вклад нефти арктического шельфа может составить десятую часть.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

FINANCE | ФИНАНСЫ

Future of Russian Petro Firms’ Stock Will sanctions trigger the strongest negative impact and force investors to sell Russian securities

Будущее акций российских нефтегазовых компаний Смогут ли санкции оказать сильный негативный эффект и заставить инвесторов продать отечественные ценные бумаги Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

round the globe many large holders of stock in Russian petroleum companies are in a difficult situation due to sanctions that have been imposed on Moscow as the crisis in Ukraine unfolded. These stockholders are being pressured by EU and U.S. political forces to get rid of Russian assets, which is an extremely difficult step to take as it would trigger huge losses for retirement funds of numerous countries and other large categories of investors. Currently, the Russian petro firms’ stock and depositary receipts are traded both on the Moscow Еxchange and foreign bourses. The sanctions are already in place against Rosneft oil company and a number of large Russian banks such as

ногие крупнейшие держатели акций российских нефтегазовых компаний по всему миру находятся в трудном положении из-за санкций, введенных в связи украинским кризисом. Ведь на них оказывают давление политические силы из ЕС и США, добиваясь того, чтобы они избавились от российских активов, но это крайне сложный шаг, так как он будет означать большие убытки для пенсионных фондов многих государств и других крупных категорий инвесторов. В настоящее время акции и депозитарные расписки нефтегазовых компаний из России торгуются, как на Московской бирже, так и на зарубежных торговых площадках.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

VTB, Sberbank, Gazprombank and Rosselkhozbank. They chiefly aim to limit these entities’ access to placement of new debt securities. According to UFS IC’s chief analyst Ilya Balakirev, different development scenarios are actually linked to the Ukrainian crisis and to a smaller extent to the situation in Iraq and oil prices. “De-escalation of the conflict in Ukraine will stimulate the return of capital to the Russian market and growth of stock price along a wide front. Deteriorating situation and potentially a new round of sanctions could force long-term investors to pull out of the Russian market, but such a scenario is unwanted by all parties in the conflict since the losses could be very heavy for all,” the ana- ● Most likely, major funds will be investing predominantly in developed markets, thinks lyst told OGE.

Andrei Shenk ● Вероятнее всего, крупные фонды According to data compiled by будут инвестировать преимущественно Emerging Portfolio Fund Research в активы на развитых рынках, считает (EPFR), the total outflow of capital Андрей Шенк

Change of Attitude to BRICS

FINANCE | ФИНАНСЫ Санкции уже введены против «Роснефти» и ряда крупнейших российских банков, среди которых ВТБ, «Сбербанк», «Газпромбанк», «Россельхозбанк». По большей части они направлены на ограничение доступа к новым размещениям долговых ценных бумаг. По словам главного аналитика UFS IC Ильи Балакирева, сценарии развития ситуации фактически привязаны к украинскому кризису и в меньшей степени – к ситуации в Ираке и ценам на нефть. «Деэскалация конфликта на Украине будет стимулировать возврат капитала на российский рынок и рост котировок бумаг широким фронтом, – говорит аналитик. – Ухудшение ситуации и, возможно, новый раунд санкций может вынудить уйти с рынка и долгосрочных инвесторов, но этот сценарий нежелателен для всех сторон конфликта, так как потери могут быть очень тяжелыми для всех».

Изменение отношения к БРИКС

Совокупный отток средств иностранных инвесторов, инвестирующих в российские акции через фонды, по данным held by foreign entities investing in Emerging Portfolio Fund Research (EPFR), с Russian stock via funds has reached $1.415 billion since the начала 2014 года составил $1,415 млрд. beginning of 2014. «Долгосрочная стратегия крупных инвесторов, в том “As a rule, the long-term strategy of major investors, числе и пенсионных фондов, как правило, заключается в том, including retirement funds, evolves around investments into чтобы инвестировать в быстрорастущие рынки с умеренными rapidly growing markets that pose moderate risks. In the cur- рисками, – рассказывает аналитик УК «Альфа-Капитал» Андрей rent situation such markets are developed markets, as U.S. Шенк. – В текущей ситуации такими рынками являются развиand Europe,” Alfa Capital managing company analyst Andrei тые рынки, в частности площадки США и Европы». Shenk told OGE. По его словам, опережающий рост, который развивающиAccording to Shenk, outstripping growth which emerg- еся рынки показывали в прошлом, уже не актуален: индекс S&P ing markets had demonstrated in the past is no longer rel- 500 с начала года вырос на 8,39%, в то время как индекс развиevant: since the beginning of the year, the S&P 500 index вающихся рынков MSCI EM прибавил лишь 8,13%. has risen by 8.39 percent, while the При этом риски инвестирования в разemerging markets MSCI EM index has вивающиеся рынки, как считает аналитик, added only 8.13 percent. существенно возросли: с одной стороны, At the same time, the analyst давление оказывает возросшая геополитичеadds, the risks related to investments ская нестабильность, например, украинский in emerging markets have considкризис, с другой – замедление темпов роста erably grown: on the one side the китайской экономики уже оказало негативgrowing geopolitical instability, such ное влияние на цены сырьевых товаров, тем as the crisis in Ukraine, exerts presсамым замедлив темпы роста развивающихsure, on the other, the slowdown of ся экономик. China’s pace of economic growth has «На развитых рынках обратная ситуаalready produced a negative impact ция – в США наблюдается ускорение эконоon the prices of raw materials, and мического роста и растут прибыли в корпоalso slowed down the pace of growth ративном секторе, обеспечивая стабильный of economies in emerging markets. рост рынка, а в ЕС механизмы стимулиро“In developed markets we’re вания только запускаются, что может проobserving a reverse situation – in стимулировать рост рынка акций, – говоthe United States, economic growth рит представитель УК «Альфа-Капитал». – is speeding up and profit is rising Вероятнее всего, в такой ситуации крупные in the corporate sector ensuring the ● According to Ilya Balakirev, de-escalation фонды будут инвестировать преимущественmarket’s steady growth, while in the of the conflict in Ukraine will stimulate the но в активы на развитых рынках, закрывая EU stimulation mechanisms are just return of capital to the Russian market при этом позиции на развивающихся». being put in motion, which could ● По словам Ильи Балакирева, Балакирев (UFS IC) не разделяет это stimulate the stock market growth,” деэскалация конфликта на Украине будет мнение: «Пока, несмотря на секторальadds Shenk. “Most likely, major funds стимулировать возврат капитала на ные санкции, мы не видим существенноwill be investing predominantly in российский рынок го изменения в поведении стратегических Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2014

FINANCE | ФИНАНСЫ assets in developed markets, simultaneously shutting down positions in emerging markets.” UFS IC’s Balakirev has a different point of view: “Despite sectoral sanctions we don’t see for the time being a major change in attitude of strategic investors and index funds in regard to Russia’s petroleum securities.” In his opinion, the situation in Ukraine and the deteriorating standoff between Russia and the West will invariably have a negative impact on the investment appeal of Russian assets in general, but that impact will be significantly limited to flow of speculative capital.

Russian Market Reacts The U.S. dollar RTS index at the Moscow Exchange has dropped from the beginning of the year by 22.5 percent plunging from 1,442.73 points (Jan. 6) to 1,177.66 points (Sept. 1), the Moscow Interbank Currency Exchange (MICEX) ruble index has dropped by 8.02 percent from 1,504.14 points (Jan. 6) to 1,392.4 points (Sept. 1). It’s necessary to note the size of petroleum companies’ share in domestic stock indices. In MICEX and RTS indices LUKOIL accounts for a 14.9 percent share, Gazprom for 14.43 percent while all other companies in the oil and gas sector account for up to 5 percent. Gazprom’s ordinary shares had cost 135.47 rubles in January and dropped to 132.32 rubles in September. Rosneft’s stock could have been bought for 243.01 rubles in January, but its price fell to 229 rubles in September. Transneft’s privileged stock dropped from 83.817 rubles to 81.717 rubles, Gazpromneft’s shares dropped from 147.79 rubles to 141.87 rubles. It’s worth noting that not all the stocks demonstrated a negative trend: Tatneft’s shares went up from 200.40 rubles to 227.30 rubles and LUKOIL shares – from 1,979.10 rubles to 2,034.90 rubles over the same period.

Appeal of Russia’s Oil and Gas Sector Compared to Others Many foreign investors associate Russia’s economy with raw materials, and oil and gas in particular. While sanctions are being stepped up against Rosneft in an effort to create problems for the company in refinancing big loans that had been raised when Rosneft was acquiring TNK-BP, no one risks sanctioning Gazprom as winter approaches and homes need heat. “In regard to Russian oil companies it should be noted that the oil and gas sector is still one of the most low-risk

500

1000

1500

инвесторов и индексных фондов в отношении российских нефтегазовых бумаг». По его словам, ситуация вокруг Украины и обострение противостояния России и Запада, безусловно, негативно сказывается на инвестиционной привлека-тельности российских активов в целом, но в значительной степени это воздействие ограничивается движением спекулятивного капитала.

Реакция российского рынка на западные санкции в цифрах Долларовый индекс РТС Московской биржи с начала года снизился на 22,5% с 1442,73 пункта 6 января до 1177,66 пункта 1 сентября, рублевый индекс ММВБ отечественной торговой площадки снизился на 8,02% с 1504,14 пункта 6 января до 1392,4 пункта 1 сентября. Важно отметить размер доли нефтегазовых бумаг в отечественных фондовых индексах. Так, в индексах ММВБ и РТС на «ЛУКОЙЛ» приходится 14,9%, на «Газпром» – 14,43%, а на остальные компании сектора не более 5%. Обыкновенные акции «Газпрома» с начала года подешевели со 135,47 рублей до 132,32 рублей по состоянию на 1 сентября, акции «Роснефти» – с 243,01 рублей до 229 руб., привелигированые акции Транснефти – с 83,817 рублей до 81,717 рублей, акции «Газпром нефти» – с 147,79 руб. до 141,87 руб. Примечательно, что не все ценные бумаги показали негативную динамику: акциям «Татнефти» удалось с начала года подорожать с 200,4 рублей до 227,3 рублей, акциям «ЛУКОЙЛа» – с 1979,1 рублей до 2034,9 рублей.

Привлекательность российского нефтегазового сектора по сравнению с остальными Российская экономика для многих иностранных инвесторов прочно ассоциируется с сырьем, и даже более того – с нефтегазом. Если в отношении «Роснефти» санкции активно вводят, стараясь создать проблемы с рефинансированием больших долговых обязательств, возникших в результате сделки с ТНК ВР, то трогать «Газпром» пока бояться, ведь зима не за горами, а согреваться как-то надо. «Касательно российских нефтяных компаний, стоит отметить, что нефтегазовый сектор по-прежнему остается одним из самых низкорисковых из российских секторов экономики, особенно это касается частных компаний, которые устойчивы к риску ввода санкций, а также сулят привлекательные уровни дивидендной доходности, – говорит Шенк. – Динамика акций сектора будет во многом зависеть от того, по какому сценарию будет развиваться кризис на Украине, но при прочих равных частные компании нефтегазового сектора будут выглядеть лучше рынка в целом». Такой же точки зрения придерживается и аналитик инвестционного холдинга «Финнам» Антон Сороко: «Нефтегазовые компании в России сейчас чувствуют себя несколько лучше других направлений деятельности – в основном это происхо2000 2500 дит из-за того, что экспорт Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

FINANCE | ФИНАНСЫ

энергетических ресурсов из России очень sectors of the Russian economy, espeважен для наших западных партнеров, так cially in terms of private companies что введение каких-либо санкций, ограниthat are able to resist the sanctions and чивающих текущую деятельность компаalso offer appealing dividend yields,” ний они не решаются». По его словам, на says Shenk. “Dynamics of stock tradтекущий момент все возможные последing in the oil and gas sector will largeствия от введения санкций заключаются ly depend on the kind of scenario the в том, что часть работ по освоению углеUkrainian crisis follows further down the водородных месторождений на шельфе road, but with all other factors being и добыче сверхвязкой нефти могут быть equal private companies of the sector will отложены на какое-то время из-за необlook better than the market as a whole.” ходимости разработать собственные техThis viewpoint is shared by Finam нологии для этих целей и/или найти на investment holding’s analyst Anton мировом рынке альтернативных поставSoroko: “Oil and gas companies in Russia щиков таких технологий. today feel a little better than the compaНо эти ограничения, как считаnies in some other sectors. This is mainет Сороко, слабо влияют на денежные ly because Russia’s export of energy is потоки, так что основной риск – рост important to our Western partners, and стоимости и уменьшение возможноthey’re reluctant to introduce sanctions стей по рефинансированию своих that would restrict the current operations ● The main risk Russian companies face долгов. «Тут сразу стоит вспомнить про of our petroleum firms.” According to today is the growth of debt and reduced Soroko, currently, all consequences stem- capability to refinance it, says Anton Soroko „Роснефть“, которая заняла почти 1,5 трлн рублей, чтобы поглотить ТНК-BP, ming from the potential introduction of ● Основной риск для российских и теперь может испытывать трудности sanctions would bring about temporary компаний – рост стоимости долгов с рефинасированием – [президент комpostponement of some operations on и уменьшение возможностей по их пании Игорь] Сечин уже обращался к development of offshore hydrocarbon рефинансированию, утверждает Антон правительству с просьбой использовать deposits and production of ultra-tight Сороко oil in order for Russia to develop its own technology for these деньги из ФНБ для решения этой проблемы, – говорит purposes and/or to locate alternative suppliers of relevant аналитик. – Этот риск не дает акциям крупнейшей российской нефтегазовой компании быть нашим фаворитом». technology in the global market. However, adds Soroko, these restrictions have a weak Ситуация с «Башнефтью», как считает этот эксперт, тоже не influence over cash flows, and the main risk is the growth of лучшая – пока здесь не стабилизируется информационное debt and the companies’ reduced capability to refinance their поле, коррекция может продолжиться, однако в долгосроч-

Увеличить прирост дебита из плотных карбонатных коллекторов в несколько раз

Инженерные услуги STRATAGEN по сопровождению гидравлического разрыва пласта (ГРП) представляют собой уникальное сочетание знаний российских месторождений и мирового опыта для оптимизации ГРП в Баженовских отложениях. Наши консультанты выполнили проектирование и оптимизацию ГРП в плотных карбонатных коллекторах используя программное обеспечение FRACPRO® для моделирования и анализа ГРП. Новый подход к проектированию ГРП позволил увеличить прирост дебита в 5 раз по сравнению с плановым приростом. carboceramics.ru/stratagen-engineering | +7 (495) 781 4820

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

FINANCE | ФИНАНСЫ existing debts. “In this context, Rosneft immediately comes to mind since it had raised 1.5 trillion rubles worth of loans to fund its acquisition of ТNK-BP and could now have difficulty refinancing that debt – [Rosneft President Igor] Sechin has already appealed to the government to allow the company to use the National Wealth Fund to solve the problem,” the analyst says. “That risk is preventing Russia’s largest petroleum company from being our favorite.” The situation with Bashneft, Soroko thinks, is also not ideal – correction could continue for as long as the information field isn’t stabilized, but over long term Bashneft’s stock looks like a great opportunity in terms of dividends. According to Soroko, ordinary and privileged shares of Surgutneftegaz and Tatneft are the most interesting stocks today. Balakirev also thinks that the Russian oil and gas sector today looks more preferable to long-term investors, at least in comparison with the banking sector. “The sanctions on the petroleum sector were unpleasant news for the market, but their impact on Russian companies is going to be fairly indirect,” adds Balakirev. “As a matter of fact, they almost entirely target Rosneft, which carries substantial foreign debt, and required high technology to sustain production figures at [former] TNK-BP’s depleting fields, as well as technology for exploration and development of offshore fields.” In his opinion, the company has already faced the situation when its partners had difficulty financing long-term contracts despite the fact that formally this type of activity wasn’t targeted by the sanctions. However, the issue is rather technical and will soon be solved this way or another. The restrictions on technology imports could also be by-passed through acquisition of foreign companies that own this technology (including NAD). Nonetheless, sanctions could postpone a number of Rosneft’s investment projects. “The biggest danger is posed by the ban on access to foreign capital markets since it complicates the company’s debt refinancing, but there are also ways out of this situation,” says Balakirev. “The majority of companies in the oil and gas sector won’t notice the sanctions, since their debt burden is insignificant and they have no acute need for foreign technology.” Sanctions can force large companies to be more cautious and stay away from high-risk capital-intensive projects (LUKOIL has already announced that it plans to act this way), but Balakirev doesn’t expect that cash flows will be under significant impact. In his opinion, a weaker ruble would support the companies’ profitability. “Regarding government support for the oil and gas sector, for the time being we don’t expect it to be copious and direct, and we believe it needn’t be copious and direct. It’s rather going to be limited to providing tax breaks for [developing] certain kinds of fields, and that sort of support is already being provided,” the expert added.

Оil Price as Support for Petroleum Shares Oil, Balakirev maintains, is still pretty high-priced and the cost effectiveness in the oil and gas sector remains rather high, аnd judged by multipliers Russian oil companies are among the cheapest in the world. That’s why – if the confrontation between the West and Russia doesn’t escalate – there’s no reason for long-term investors to leave Russia’s oil industry, he adds. Falling oil prices could deal another blow to Russia’s economy if the Brent quotes drop below $100 per barrel and

#10 October 2014

ной перспективе бумаги НК являются отличной дивидендной идеей. По мнению Сороко, на текущий момент наиболее интересными являются обыкновенные и привилегированные акции «Сургутнефтегаза» и «Татнефти». Балакирев тоже считает, что для инвесторов с длинным горизонтом инвестирования нефтегазовый сектор российского рынка выглядит не самым плохим образом – лучше банковского, по крайней мере. «Санкции против нефтегазового сектора стали неприятной новостью для рынка, но их воздействие на российские компании будет достаточно опосредованным, – считает представитель UFS IC. – Фактически санкции распространяются почти исключительно на „Роснефть“, которая имеет значительный внешний долг, и значительную потребность в высоких технологиях для поддержания объемов добычи на истощающихся месторождениях ТНК-ВР, а также для разведки и разработки шельфовых месторождений». По его словам, компания уже столкнулась с тем, что у ее партнеров возникли трудности с финансированием долгосрочных контрактов, несмотря на то, что формально этот вид деятельности не должен был попасть под ограничения. Однако эта проблема носит скорее технический характер и будет так или иначе решена в ближайшее время. Ограничения на импорт технологий также могут быть в значительной степени обойдены за счет приобретения зарубежных компаний, владеющих этими технологиями (в частности, NAD). Тем не менее, санкции могут привести к отсрочке части инвестиционных проектов «Роснефти». «Наибольшую опасность представляет запрет доступа к рынкам капитала, так как он усложняет рефинансирование долга компании, но и здесь есть варианты решения, – полагает Балакирев. – Большинство же компаний в секторе практически не заметят санкций, так как имеют незначительную долговую нагрузку, и не имеют острой потребности в зарубежных технологиях». Санкции могут вынудить крупные компании занять более осторожную позицию и не вмешиваться в высокорискованные капиталоемкие проекты (о чем, в частности, уже объявил «ЛУКОЙЛ»), но значительного влияния на денежные потоки Балакирев не ожидает. По его мнению, ослабление рубля поддержит рентабельность компаний. «Что касается господдержки – то массовой и прямой поддержки сектора мы пока не ожидаем – она и не видится необходимой, – считает эксперт. – Скорее поддержка ограничится предоставлением налоговых льгот для определенных видов месторождений, что уже и так делается».

Поддержка котировок акций сектора благодаря ценам на нефть Нефть, как считает Балакирев, пока остается относительно дорогой, рентабельность в секторе – достаточно высокой, а по мультипликаторам российские нефтяные компании – одни из самых дешевых в мире. Поэтому, по его мнению, если противостояние России и Запада не будет набирать новые обороты, для долгосрочного капитала пока не много поводов покидать российскую нефтянку. Падение цен на нефть, по мнению аналитика, может стать еще одним ударом по российской нефтянке, если котировки уверенно закрепятся ниже отметки в $100 за баррель нефти марки Brent. На незначительный рост котировок «черного золота» российский рынок практически не реагирует, но если котировки поднимутся выше $110, ситуация может поменяться. Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

FINANCE | ФИНАНСЫ

steadily remain in that neighborhood. The Russian market doesn’t react to insignificant growth of price of “black gold”, but if the quotes rise over $100 per barrel, the situation could change. According to Balakirev, certain commotion is caused by the tax maneuver, which could hurt the cost effectiveness of oil refining, but for many companies its consequences on consolidated data could even be positive. “The gas industry is somewhat specific. The consequences of sanctions for NOVATEK aren’t completely clear, but potentially they could hurt its key project, Yamal LNG,” Balakirev said. “It’s different with Gazprom – due to understandable reasons, EU has refused to slap the sanctions on Russia’s gas monopoly, but did attempt to “trip its leg” by stalling the South Stream project and supporting Ukraine in the gas conflict. However, EU won’t be able to stick to this position too long since winter is approaching. Soon, both these issues should be resolved and highly likely to Gazprom’s favor since the negotiating window for EU and Ukraine is getting shorter as winter comes closer,” the analyst adds.

По словам Балакирева, некоторое беспокойство вызывает налоговый маневр, который ударит по рентабельности нефтепереработки, но для многих компаний его последствия на консолидированных показателях могут быть даже положительными. «Газовая отрасль выглядит несколько специфично, – считает эксперт. – Пока последствия санкций для „НОВАТЭКа“ не до конца понятны – но потенциально ущерб может быть нанесен ключевому проекту компании – „Ямал СПГ“ ». «А вот с „Газпромом“ ситуация иная – ЕС по понятным причинам отказался от санкций в адрес газовой монополии, однако предпринял ряд попыток „ставить палки в колеса“ – блокируя работу по „Южному Потоку“ и поддерживая Украину в газовом конфликте, однако такой позиции ЕС не сможет придерживаться долго из-за приближающейся зимы, – cчитает Балакирев. – В ближайшее время и газовый вопрос по Украине и судьба „Южного потока“ должны решиться, причем с большой долей вероятности – в пользу „Газпрома“, поскольку с приближением холодов „переговорное окно“ для Европы и Украины становится все уже».

UFS IC’s End-of-year Forecast

При самом идеальном положении вещей акции «Газпрома» могут стоить198 рублей за штуку, «НОВАТЭКа» – 415 рублей, «Роснефти» – 280 рублей, «ЛУКОЙЛа» – 2 870 рублей. Однако, в условиях обострения внешнеполитических рисков, часть из этих уровней, вероятно, не будет достигнута. С точки зрения сформированной технической картины, правдоподобные диапазоны для нефтегазовых бумаг на конец 2014 – начало 2015 года выглядят следующим образом: «Газпром» – 140-150 рублей, «НОВАТЭК» – 410-430 рублей, «Роснефть» – 210-230 рублей, «ЛУКОЙЛ» – 1 930-1 970 рублей.

Under the most optimistic scenario Gazprom’s stock could cost 198 rubles per share, NOVATEK’s – 415 rubles, Rosneft’s – 280 rubles, LUKOIL’s – 2,870 rubles. However, if foreign policy risks get higher, these figures aren’t likely to be reached. Based on the current political landscape, these are the more realistic figures for the end of 2014/beginning of 2015: Gazprom – 140-150 rubles, NOVATEK – 410-430 rubles, Rosneft – 210-230 rubles, LUKOIL – 1,930-1,970 rubles.

Прогноз по ценам на конец года от UFS IC

Society of Petroleum Engineers Annual Technical Conference and Exhibition

The E&P event of the year is almost here.

27–29 October 2014 | RAI Centre | Amsterdam | www.spe.org/go/atceogeo

Catch up on the latest in upstream oil and gas.

There is still time to

Attracting attendees from around the world, this dynamic conference and exhibition features best practices, future trends, and the newest tools and technologies.

Download the Conference Programme. Your guide to this year’s event is now available online. Download the programme for an early look at the exciting things in store and register today at www.spe.org/go/atceogeo.

Host Organisation

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

CNG | КПГ

Europe аnd Asia Move Forward with CNG as Alternative Fuel

Ekaterina Pokrovskaya

s the prices of liquid fossil fuel continuously go up, and the global concern over preserving a healthier and greener environment rises, some European and Asian countries have taken assertive steps in switching to CNG as an alternative fuel for powering their vehicles. There are several factors that make use of CNG as motor fuel more advantageous than liquid fuels such as gasoline or diesel. First of all, CNG is usually 30-50 percent cheaper than gasoline. It’s lighter than air so if it leaks it first rises and dissipates into atmosphere, whereas other fuels puddle on ground. CNG's flammability at one atmosphere std. has 5 percent lower and 10 percent higher limit as natural gas by volume in the air-gas mix, and spontaneous ignition temperature for CNG (700 C) is much higher than for gasoline (450 C). CNG has a low level of toxicity. According to evidence collected by NGV Association, Italy, tailpipe emissions in a CNG vehicle are greatly reduced compared to a vehicle powered by gasoline: nitrogen oxide (NOx) is reduced by 52 percent, nonmethane hydrocarbon emissions are reduced by 92 percent, ozone promoters by 96 percent, and aromatic compounds are practically non-existent. Although pros for CNG are obvious, there are some restraining factors for moving forward with its wide-scale use: a high cost of vehicle conversion, construction of required infrastructure for refueling and maintenance of converted or dually-fitted vehicles, elaboration and adoption of a set of unified and clear safety and quality regulations to govern the standards for CNG vehicles, refueling operations and equipment and maintenance.

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

КПГ становится топливной альтернативой в Европе и Азии Екатерина Покровская

о мере неуклонного роста цен на жидкие углеводороды и нарастания общемировой озабоченности в отношении сохранения более здоровой окружающей среды, некоторые страны Европы и Азии начали предпринимать решительные шаги в связи с переходом на компримированный природный газ (КПГ) в качестве альтернативного топлива для транспортных средств. Использование КПГ имеет ряд преимуществ над жидким топливом, таким как бензин и дизтопливо. Прежде всего, КПГ обходится автолюбителям на 30-50% дешевле бензина. Он легче воздуха, и если происходит утечка, поднимается и рассеивается в атмосфере, тогда как жидкое топливо растекается на поверхности земли. Воспламеняемость КПГ в виде природного газа в воздушно-газовой смеси при стандартной атмосфере на 5% ниже нижнего предела и на 10% выше верхнего предела, а температура самовоспламенения КПГ (700 °C) значительно выше по сравнению с бензином (450 °C). КПГ характеризуется низким уровнем токсичности. По данным итальянской Ассоциации автомобилей, работающих на природном газе, выбросы автомобилей, работающих на природном газе, заметно уменьшились по сравнению с автомобилями, работающими на бензине: оксиды азота (NOx) снизились на 52%, выбросы углеводородов, не относящихся к ряду метана, уменьшились на 92%, продукция озона – на 96%, а ароматические соединения практически не определяются. Несмотря на очевидность преимуществ использования КПГ, существуют факторы, сдерживающие развитие его широкомасштабного применения: высокая стоимость переоборудования автотранспорта, необходимость строительства Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

CNG | КПГ

PHOTO / ФОТО: FLICKR.COM

However, there are success stories, too. They’re characteristic of the countries such as Italy, Pakistan and China that have adopted a pro-active CNG strategy, with CNG gaining a significant market share in motor fuels. Some of these stories have been told by CNG industry leaders and experts from these countries at the recent NGV Summit that took place in Abu Dhabi (U.A.E.) on Sept. 8-10. “Italy leads the European Union in CNG vehicle adoption, with over 62,000 natural gas vehicles registered in 2013 only, which marked a 15-percent growth compared to 2012,” said NGV Italy President and CEO Mariarosa Baroni. The total number of vehicles running on natural gas in Italy is one million. Some of the state-level incentives for switching to CNG include 50-70 percent reimbursement of the cost of new CNG filling stations some regions such as Liguria, Lombardy and others. According to Baroni, the Italian government offered large incentives to buyers of natural gas vehicles in mid-2010, declaring a subsidy of $945 for buying originally manufactured equipment as opposed to retrofitted vehicles. Fiat offers discounts to expand its share in the CNG car market. Twelve models of Fiat passenger cars and commercial vehicles are powered by dual fuel (gas/gasoline). As Baroni explained, in 2013 Italy adopted a sustainable mobility strategy that stipulates that all transport vehicles must be built on a comprehensive mix of alternative fuels either using CNG, NG including biomethane, LNG or some biofuels such as hydrogen, LPG and electricity. Italy has also adopted DDF system (Diesel Dual Fuel) system on its public transport – a system that allows conversion of diesel engines to work with a mixture or diesel oil and gas, enabling the vehicle at any time to switch from one fuel to the other. As the CEO explained, dual fuel engine works off a diesel injection that ignites the mixture of air and natural gas. During an operation the system provides and controls the simultaneous injection of CNG and diesel oil in proportions required by the engine’s operating point. The engine remains a diesel cycle engine. The Italian government promotes natural gas use in vehicles both directly and indirectly. As Baroni confirmed, since 1992 NGV Italy has been strongly promoting R&D in alternative fuels technology. Some Italian companies are acknowledged world leaders in manu-

●

Аccording to Mariarosa Baroni, 72 percent of all CNG components sold globally come from Italy ● По словам Мариарозы Барони, доля Италии в мировом производстве комплектующих для газомоторного оборудования составляет 72% Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

инфраструктуры для заправки и технического обслуживания переоборудованных под газ автомобилей или автомобилей, приспособленных для двух видов топлива, а также необходимость разработки и утверждения комплекса единых четких правил безопасности и качества для управления стандартами в отношении автомобилей, работающих на природном газе, операций по их заправке, соответствующего оборудования и технического обслуживания. Однако есть и примеры успеха в таких странах, как Италия, Пакистан и Китай, принявших инициативную стратегию в отношении КПГ, согласно которой компримированный газ должен завоевать значительную долю рынка моторных топлив. На международном саммите по газомоторному топливу, который проходил в Абу-Даби (ОАЭ) с 8 по 10 сентября, некоторые из этих историй озвучили представители компаний-лидеров в области КПГ и эксперты из упомянутых стран. «Италия является лидером в ЕС по переводу автомобилей на природный газ. Так, только в 2013 году было зарегистрировано 62 тыс. автомобилей, работающих на природном газе, что на 15% больше по сравнению с 2012 годом» – сказала президент и главный исполнительный директор итальянской Ассоциации автомобилей, работающих на природном газе Марияроза Барони. Общее число автомобилей в Италии, работающих на природном газе, составляет 1 млн. Государственные меры поощрения перехода на КПГ включают, например, 50-70%-е возмещение затрат на новые заправочные станции сжатого газа в таких регионах, как Лигурия, Ломбардия и др. По словам Барони, в середине 2010 года итальянское правительство предложило значительные льготы покупателям автомобилей, работающих на природном газе, объявив о субсидиях в размере $945 при приобретении изначально оснащенных газовыми системами автомобилей в отличие от переоборудованных автомобилей. Fiat предлагает скидки для расширения рынка автомобилей, работающих на КПГ. В 12 моделях легковых автомобилей и коммерческого транспорта Fiat предусмотрено использование двух видов топлива (газ/бензин). Как рассказала Барони, в 2013 году в Италии была утверждена стратегия устойчивого развития транспорта, которая предусматривает производство всех автомобилей для работы на широком спектре альтернативных видов топлива с использованием КПГ, природного газа, включая биометан, СПГ, такие виды биотоплива как водород, жидкий нефтяной газ, а также электричество. Италия также приняла систему двухтопливных дизельных двигателей для общественного транспорта, которая предусматривает переоснащение дизельных двигателей таким образом, чтобы они могли работать на смеси дизтоплива и газа. При этом автомобиль может в любой момент переключаться с одного вида топлива на другой. Как разъяснила Барони, двухтопливный двигатель работает от впрыска дизельного топлива, что зажигает смесь воздуха и природного газа. Во время работы система обеспечивает и контролирует одновременное впрыскивание сжатого газа и дизельного топлива в пропорциях, требуемых рабочим режимом двигателя. При этом двигатель остается дизельным. Итальянское правительство оказывает как прямое, так и косвенное содействие использованию природного газа в автомобилях. По словам Барони, с 1992 года итальянская ассоциация активно продвигала НИОКР в области технологий альтернативных видов топлива. Некоторые местные компании являются признанными мировыми лидерами по производ-

CNG | КПГ

SOURCE / ИСТОЧНИК: NGV ITALY

facturing of CNG and LNG equipment and components. Thus, Landi Renzo Group has got 40 percent of the global market in supplying alternative fuel systems for CNG and LPG; Safe S.p.a has been a leading expert in designing and manufacturing of CNG compressors and other natural gas equipment for 37 years. “The NGV sector’s contribution to the Italian economy is quite high,” Baroni pointed out. “Fifty Italian gas motor industry manufacturers have worldwide recognition, 72 percent of CNG components sold around the world come from Italy, it employs 20,000 people worldwide, and its commercial and industrial segment annual turnover is 1.7 billion Euro.” The Italian government also makes retail petroleum products more expensive with high taxes. So even though Italy is a large net importer of natural gas, CNG is much cheaper than gasoline or diesel at the pump. According to CNG Europe Bulletin, in September, CNG price at filling stations in Italy was 0.99 Euro per kilogram, where gasoline price is around 1.70 Euro per liter, according to Global Petrol Prices Bulletin. As Baroni pointed out, the success of CNG in Italy did not happen overnight. “It took us many years of dedicated effort that first started in the 1940s. What I would like to share with everyone who looks аt CNG as an alternative fuel is that you need to believe in it and to push it. In the end it will yield great results,” she added. Italy does not stand alone in its assertive measures to promote CNG. According to All-Pakistan CNG Association statistics, Pakistan is the third-largest CNG user in the world following Iran and recently emerged China. The number of CNG vehicles has reached 2.5 million in 2013. As Mustafa Abdullah, general manager of Sui Southern Gas Co Limited, Pakistan, said in Abu Dhabi, active CNG strategy rollout in Pakistan started in the end of 1990s with the government initiative to reduce imports of gasoline by shifting to domestic fuels. Gas was the best option for Pakistan because of a well-developed gas distribution network already available in major cities and towns. “There are over 100,000 kilometers of natural gas distribution pipeline network varying in diameter from two-inch to 16-inch in Pakistan, and over 10,000 kilometers of transmission trunk pipelines in place,” Abdullah pointed out. As he explained further, among the incentives provided by the government to encourage switching to CNG use were

#10 October 2014

ству оборудования и компонентов для КПГ и СПГ. Так, Landi Renzo Group контролирует 40% мирового рынка систем альтернативного топлива для КПГ и СПГ; компания Safe S.p.a уже 37 лет является лидером в области проектирования и изготовления компрессоров для КПГ и другого оборудования для природного газа. «Вклад сектора автомобилей, работающих на компримированном природном газе, в экономику Италии довольно значителен, – отметила руководитель. – Пятьдесят производителей двигателей, работающих на газовом топливе, получили мировое признание, 72% компонентов оборудования для сжатого природного газа, продаваемых во всем мире, поступает из Италии, в этом секторе заняты 20 тыс. человек в разных регионах мира, а годовой оборот составляет €1,7 млрд». Итальянское правительство также повышает розничные цены на нефтепродукты за счет высоких налогов. Таким образом, хотя Италия и является крупным нетто-импортером природного газа, КПГ значительно дешевле, чем бензин или дизтопливо. По данным Европейского бюллетеня КПГ, в сентябре стоимость этого газа на заправочных станциях в Италии составила €0,99 за килограмм, в то время как цена бензина составляет около €1,70 евро за литр по данным Global Prices Petrol Bulletin. Как отметила Барони, успех использования КПГ в Италии не произошел в одночасье. «Нам потребовалось много лет упорной работы, начиная с 1940-х годов. Я хочу сказать всем, кто рассматривает КПГ в качестве альтернативного топлива, что нужно верить в него и стараться продвигать эту идею. В конечном счете, это даст огромные результаты», – добавила Барони. Италия не стоит особняком в своих решительных действиях по продвижению компримированного природного газа. По данным КПГ ассоциации Пакистана, эта страна является третьим по величине в мире потребителем КПГ после Ирана и недавно появившегося в этом качестве Китая. В 2013 году число автомобилей, работающих на КПГ в Пакистане, достигло 2,5 млн. Как сказал на форуме в Абу-Даби генеральный директор компании Sui Southern Gas Co Limited (Пакистан) Мустафа Абдулла, активная реализация стратегии по сжатому природному газу началась в Пакистане в конце 1990-х годов с инициативы правительства страны по снижению импорта бензина за счет переключения на отечественные виды топлива. Газ стал лучшим вариантом для Пакистана, так как в крупных и небольших городах уже имелась хорошо развитая газораспределительная сеть. «В Пакистане имеется более 100 тыс. км газораспределительных трубопроводов диаметром от двух до 16 дюймов, а также 10 тыс. км магистральных газоперекачивающих трубопроводов», – отметил Абдулла. Как он разъяснил, в числе стимулирующих мер правительства для перехода на КПГ было освобождение предприятий, использующих сжатый газ, от ввозных пошлин и налогов; упрощенные процедуры для получения банковских кредитов и соглашений с лизинговыми компаниями по установке заправочных станций КПГ. Правительство Пакистана также выдало разрешение на установку автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) на площадках существующих бензиновых АЗС на условиях аренды. Так, в период 1996–2008 годов, в крупных и небольших городах, а также на автомагистралях Пакистана было построено 3 тыс. АГНКС. С 2012 года, после ввода в действие указа о ценовом уведомлении, стоимость КПГ в Пакистане контролируется Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

CNG | КПГ

exemption of NGV businesses from import duties and taxes; simplified procedures to obtain loans from banks and sign agreements with leasing companies for installing CNG filling stations. The Pakistani government also issued permission to install CNG filling stations on the sites of existing gasoline stations on a rental basis. Thus in 1996–2008, 3,000 CNG filling stations were built in major Pakistani cities, towns and along the highways. Since 2012 the cost of CNG in Pakistan has been controlled by the Pakistani Oil and Gas Regulatory Authority as it issued the Price Notification decree. According to the document, the CNG price cannot go above Rs.66.14 ($0.64). Thus, the price disparity between CNG and gasoline in Pakistan reaches up to 50 percent. “An average NGV user saves Rs.5,000 ($ 50) to Rs.10,000 ($100) per month on vehicle fuel by converting to CNG,” said Abdullah. Most of the vehicles in Pakistan operate on dual fuel that can run on CNG as well as gasoline. Although CNG use is very much supported by the government in Pakistan, there are some concerns about its future sustainability. As Abdullah stated, some of the concerns stem from the shortage of natural gas resources and lack of new gas discoveries in Pakistan, prompting Islamabad to consider importing piped gas or cylinder-packed LNG from Iran or Turkmenistan. Another concern over CNG sustainability has to do with a dense concentration of CNG filling stations on small territory, which additionally burdens the existing gas distribution system. Over the course of the last three to four years Asia has also seen an unprecedented rapid growth in CNG and LNG vehicles use by China. In 2011, Chinа’s Transport Ministry launched an effort to combat the high level of environmental pollution in the cities, and adopted Natural Gas Utilization policy that set CNG and LNG vehicles as priority class for development in the automotive industry. As Wang Cheng, director of Policies at NGV Research at Center for Automobile Research and Technology (CATARAC) said in Abu Dhabi, there are already around three million vehicles powered by CNG and LNG in China now, and their quantity is set to grow further. “By June 2014 there were 3,700 CNG stations and 1,620 LNG stations built in China. The NGV buses production grew by 85 percent in two years from 29,863 in 2011 to 55,115 in 2013. The percentage of NG trucks production has seen a 128-percent growth from 2012 to 2013: from 26,246 to 59,837,” Cheng added. According to him, one of the key issues now is to work through the procedures to standardize conversion and put the set regulations in place in China. “It will extend the growth space of natural gas vehicle market,” he said. As Cheng pointed out, having a well-developed gas distribution network and natural gas resources in China facilitates easy natural gas supply. However, having been the world’s number one coal-powered energy consumer for decades before, China still has to work through its energy policy to diversify energy sources and move away from its dependence on coal. “Natural gas has been maintaining a 10-25-percent growth rate in the past five years, but there is still a big gap in consumption ratio of primary energy sources between world average and China,” Cheng said. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

CNG | КПГ

SOURCE: NATIONAL STATISTICS BUREAU AND ICIS XIWANG ENERGY / ИСТОЧНИК: НАЦБЮРО СТАТИСТИКИ И ICIS XIWANG ENERGY

According to Cheng, with the right energy policy and supporting price mechanism in place, Chinese energy consumption ratio will be more rationalized in the next 5-10 years. Calculations suggest that by 2015 the number of NG commercial vehicles (10-ton trucks and buses eight meters long and bigger) in China may reach 500,000 and the total annual gas consumption by these vehicles will amount to 38 billion cubic meters. In Russia, the world’s biggest gas producer, Gazprom, has already launched initiatives to develop CNG infrastructure and convert passenger vehicles to CNG in the regions throughout the country. At the St. Petersburg International Economic Forum in June, Gazprom CEO Alexei Miller, Krasnodar Territory Governor Alexander Tkachev and general manager of Gazprom’s subsidiary, Gazprom Gazomotornoye Toplivo (GGMT), Viktor Zubkov signed an agreement to expand use of natural gas as motor fuel. Among other things, the document envisages construction of 19 new CNG stations, in addition to other 12 alread operating in the region. GGMT has also started projects on expanding CNG filling infrastructure in St. Petersburg. In line with GGMT’s investment program, the company plans to build 10 CNG filling stations in the city this year. In the Novosibirsk region, acting Finance Minister Vitaly Golubenko came up with an incentive last month to encourage use of CNG-powered vehicles. “The proposal is to reduce transport tax rate by 90 percent in the region for individual entrepreneurs, commercial transport companies and businesses using CNG,” he told RBK Daily newspaper. There are three CNG filling stations and 17 CNG vehicle maintenance shops in Novosibirsk region at the moment. Speaking in Abu Dhabi, Jonas Giuliani, Markets Development manager at Safe S.p.a, Italy's prominent manufacturer of CNG and LNG equipment, emphasized the importance of cooperating with Russia in CNG industry. “We are eager to do business with Gazprom in Russia. We have already supplied four units of CNG mobile filling stations intended for fueling vehicles like cars, trucks and heavy buses. We really are worried about the whole sanctions issues now, as we do not want to lose the business in Russia,” Giuliani said. Sazhar Shabdukarimov, director of Gas Motor Fuels Dept. at Kazakhstan’s KazTransGaz told the Abu Dhabi summit about launching a project with GGMT to develop CNG infrastructure on the highways linking Russia and Kazakhstan.

#10 October 2014

Пакистанским нефтегазовым регулирующим органом. В соответствии с этим документом, цена на КПГ не может превышать 66,14 рупий ($0,64). Таким образом, разрыв в ценах на сжатый газ и бензин в Пакистане достигает 50%. «Средний потребитель КПГ экономит от 5 тыс. до 10 тыс. рупий ($50-100) в месяц на автомобильном топливе за счет перевода автомобиля на газ», – прокомментировал Абдулла. Большинство автомобилей в Пакистане могут работать на двух видах топлива – как на КПГ, так и на бензине. Хотя правительство Пакистана активно поддерживает использование КПГ, существуют определенные сомнения в отношении его будущей рациональности. Как указал Абдулла, некоторые сомнения обусловлены нехваткой ресурсов природного газа и недостаточными открытиями новых залежей газа в Пакистане, что подталкивает Пакистан к импорт у газа по трубопроводам или СПГ в баллонах из Ирана или Туркменистана. Другое сомнение в рациональности использования КПГ связано с высокой концентрацией заправочных станций на небольшой территории, что создает избыточную нагрузку на существующую газораспределительную систему. За последние три-четыре года в Азии наблюдался беспрецедентно быстрый рост эксплуатации транспортных средств, использующих в качестве топлива КПГ или СПГ, а в качестве лидера выступал Китай. В 2011 году министерство транспорта Китая начало борьбу с высоким уровнем загрязнения окружающей среды в городах, и приняло программу утилизации природного газа, согласно которой предприятия китайского автопрома в первую очередь обязаны наращивать производство машин, работающих на компримированном или сжиженном природном газе. По словам Ванга Ченга, директора по разработке стратегии в области исследований газомоторного топлива в Центре исследований автомобильной отрасли и технологий (CATARAC), выступавшего на саммите в Абу-Даби, в Китае сегодня уже около 3 млн машин используют в качестве топлива компримированный или сжиженный природный газ, и их число будет только расти. «К июню этого года в Китае было построено 3 700 станций для заправки автомобилей компримированным, и 1 620 – сжиженным газом. Производство автобусов, работающих на газомоторном топливе, за два года выросло на 85% с 29 863 единиц в 2011 году до 55 115 единиц в 2013-м. Производство грузовиков, работающих на газе, с 2012 по 2013 год увеличилось на 128% с 26 246 до 59 837 единиц», – добавил Ченг. Как утверждает руководитель, одним из ключевых вопросов сегодня в Китае является проработка процедур стандартизации конверсии и внедрение принятых норм на практике. «Это позволит добиться роста рынка транспортных средств, работающих на газомоторном топливе», – сказал он. Ченг также подчеркнул, что наличие развитой газораспределительной сети и запасы природного газа в Китае облегчают его поставки. В то же время, являясь на протяжении десятилетий мировым лидером по потреблению энергии, генерируемой на базе угля, Китаю еще предстоит доработать свою энергетическую политику с целью диверсификации источников энергии и минимизации ее зависимости от угля. «На протяжении последних пяти лет доля природного газа [в энергопотреблении Китая] увеличивалась в среднем на 10-25%, но большой разрыв между средним потреблением первичных источников энергии в мире и в Китае по-прежнему сохраняется», – добавил Ченг. Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2014

CNG | КПГ

По его словам, правильная энергетическая политика и механизм ценовой поддержки позволят Китаю рационализировать это соотношение в следующие 5-10 лет. По расчетам китайских коллег, к 2015 году количество единиц коммерческого транспорта, работающего на природном газе (10-тонные грузовики и автобусы длиной 8 м и больше) в Китае достигнет 500 тыс., а их общее газопотребление будет равняться 38 млрд м³. Крупнейший в мире производитель газа, российский «Газпром», уже выдвинул инициативу по развитию инфраструктуры для автотранспорта, работающего на сжатом природном газе и переводу легковых автомобилей на сжатый природный газ в качестве топлива в различных регионах страны. В июне этого года в рамках Петербургского международного экономического форума председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер, губернатор Краснодарского края Александр Ткачев и гендиректор входящего в состав монополии ООО «Газпром газомоторное топливо» (ГГМТ) Виктор Зубков подписали соглашение о расширении использования природного газа в качестве моторного топлива. В частности, документ предусматривает строительство 19 новых автомобильных газонаполнительных компрессорных станций. Напомним, что в регионе уже работает 12 АГНКС. ГГМТ также запустило проект по расширению существующей инфраструктуры заправочных станций в Санкт-Петербурге. Согласно инвестиционной программе компании, в этом году ГГМТ построит в Северной столице 10 станций для заправки автотранспорта компримированным природным газом. В Новосибирской области и.о. министра финансов Виталий Голубенко выдвинул инициативу о предоставлении льготы по транспортному налогу предприятиям и предпринимателям, работающим на автомобилях, использующих газомоторное топливо. «Для индивидуальных предпринимателей и организаций, которые осуществляют регулярные перевозки пассажиров и багажа, а также организаций, которые осуществляют перевозки грузовыми автомобилями и другими самоходными машинами, предлагается снизить уровень ставки по транспортному налогу на 90%», – цитирует Голубенко РБК Daily. Сегодня в области работают три станции для заправки автотранспорта КПГ и 17 пунктов техобслуживания автомобилей, работающих на «голубом топливе». Выступая в Абу-Даби Джонас Джулиани, менеджер по развитию рынков компании Safe S.p.a, именитого итальянского производителя газового оборудования, подчеркнул важность сотрудничества представителей отрасли с Россией. «Мы очень хотим сотрудничать с „Газпромом“ в России. Мы уже поставили четыре установки для мобильных станций для заправки автотранспорта КПГ, в частности – легковых автомобилей, грузовиков и большеразмерных автобусов, – сказал Джулиани. – Мы теперь действительно озадачены историей с санкциями, поскольку не хотим терять бизнес в России». Директор департамента газомоторного топлива «КазТрансГаза» Сажар Шабдукаримов сообщил участникам форума, что казахстанская компания совместно с ГГМТ запускает проект по развитию КПГ инфраструктуры на автострадах, соединяющих две страны.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

KAZAKHSTAN

ADVERTORIAL SECTION

New SPE Сonference Series to Drive Innovation and Collaboration in Caspian Oil and Gas Industry

Новые конференции SPE продвигают инновации и сотрудничество в нефтегазовой отрасли в Каспийском регионе

ith significant oil and gas reserves, the Caspian region is an increasingly important source of – and focus for – global oil and gas production. Yet there are numerous technical challenges (and opportunities) for E&P companies operating in the region, many of which are specific to this part of the world. Last May saw the publication of the Kazakhstan Upstream Oil and Gas Technology and R&D Roadmap report, the fruits of work by over 100 industry representatives to examine these challenges and opportunities. The Roadmap report, led by Shell, identified 15 prime challenges for the oil and gas industry in Kazakhstan. Alongside the report, the Society of Petroleum Engineers (SPE) – a world leader in the dissemination of E&P technical knowledge and know-how – has been working to increase the technical resources, programs and events available across the region. To date however, there has not been a large technical conference in the region. All of the above came together to prompt the creation of the Caspian Technical Conference and Exhibition series, organized by SPE in partnership with Kazakhstan’s Energy Ministry, Shell and KAZENERGY. This November will see the first event in the series, running Nov. 12-14 in Astana. The theme of the conference will be driving sustainable energy growth through innovation and partnership. There is certainly huge growth potential in the region’s oil and gas industry – indeed, the Roadmap report assessed the value of successfully addressing all 15 challenges as in the “tens of billions” of dollars. If this growth is realized, it must be managed in a sustainable way, for the benefit of Kazakhstan and the region as a whole. Technical innovation will lie at the heart of the busy CTCE program, which will be made up of four topical panel sessions as well as 54 formal technical presentations, from engineers, managers, HSE professionals, Government regulators and consultants. In the four panel sessions, a ● Campbell Keir, country range of high-level speakers, includ- chair and vice president, Shell ing Uzbakai Karabalin, Kazakhstan’s Kazakhstan first deputy energy minister, and ● Председатель, вицеCampbell Keir, country chair and президент Shell Kazakhstan vice president, Shell Kazakhstan, Кэмпбелл Кир

бладая значительными нефтегазовыми запасами, Каспийский регион становится все более важным центром мировой добычи нефти и газа. Однако существует ряд технических проблем (и возможностей), характерных для этой части земного шара, с которыми сталкиваются компании, занимающиеся в регионе разведкой и добычей углеводородов. С целью изучения этих проблем и возможностей, в мае прошлого года в свет вышел доклад под названием «Дорожная карта научно-технологического развития добывающего сектора нефтегазовой отрасли Казахстана», являющийся результатом совместной работы более 100 отраслевых экспертов. Доклад определил 15 приоритетных технологических задач в нефтегазовой индустрии Казахстана. Наряду с «Дорожной картой», SPE – мировой лидер в распространении технических знаний и ноу-хау в области геологоразведки и добычи, прилагает усилия для увеличения в регионе технических ресурсов и проведения программ и мероприятий. Однако, несмотря на это, до настоящего времени не было ни одной региональной технической конференции широкого масштаба. Все вышеперечисленное привело к созданию Каспийской технической конференции и выставки (КТКВ), организуемой Обществом инженеров-нефтяников (SPE) в сотрудничестве с Министерством энергетики Республики Казахстан, компанией Shell и ассоциацией KAZENERGY. Первый форум открывающейся серии мероприятий пройдет с 12 по 14 ноября в Астане. Тема конференции: устойчивая энергетика – управление развитием с помощью инноваций и сотрудничества. Безусловно, в регионе существует огромный потенциал роста в нефтяной и газовой промышленности – как утверждают разработчики «Дорожной карты», успешное решение всех 15 задач принесет «десятки миллиардов» долларов. Если подобный рост будет достигнут, он должен стать устойчивым, чтобы на долгосрочной основе приносить пользу Казахстану и региона в целом. Технические инновации являются ключевой составляющей насыщен● Kazakhstan’s first deputy ной программы КТКВ, которая состоenergy minister Uzbakai ит из четырех тематических панельKarabalin ных сессий и 54 формальных техни● Первый заместитель ческих презентаций, подготовленных министра энергетики инженерами, менеджерами, професКазахстана Узакбай Карабалин сионалами по охране здоровья, окруOil&GasEURASIA

KAZAKHSTAN

ADVERTORIAL SECTION

About SPE SPE is the largest individual member organisation serving professionals in the oil and gas industry with over 124,000 members across 135 countries. Across Russia and the Caspian region it has 16 member sections and 19 student chapters, with numbers growing continually.

Об обществе инженеров-нефтяников (SPE) Общество инженеров-нефтяников включает в себя более 124 тыс. членов в 135 странах мира, занимающихся разработкой и производством энергоресурсов. Миссия организации заключается в сборе, распространении и обмене техническими знаниями в области разведки и добычи нефти и газа, и связанными с ними технологиями для повышения общественного благосостояния, а также создание возможностей для развития технической и профессиональной квалификации специалистов.

will explore the issues faced by the E&P industry in Kazakhstan and the broader Caspian region. Technological innovation and collaboration are among the issues to be tackled. Eighteen technical sessions will consider a variety of themes, including the subsurface and surface challenges specific to the region, available technology, future developments and lessons learned in handling the complex geology and hydrocarbon fluid composition found in many of the area’s reservoirs (e.g. subsalt carbonates, high temperatures and pressures and some of the highest H2S levels in the world). Field management for improved and enhanced oil recovery (IOR/EOR), equipment and materials for sour service, and drilling and well costs were deemed to be some of the most pressing challenges in the report, and are expected to be among the hot topics at the conference. Projects, facilities and construction are also included in the program with consideration for operation in the Arctic winter conditions found in some areas of the region. Such discussions will facilitate better technology investment decisions, enabling resources to go into the development of solutions specifically designed to address the economical and geological needs of the region. Alongside the conference will be an exhibition providing an opportunity to view the latest technologies, new product launches and equipment from all over the world.

Encouraging Partnerships and New Talent Collaboration and participation in the CTCE between the academic community (including the Research Institute of Drilling and Production Technologies and APGK), local operators (KMG, NCOC, TCO and KPO), local service and supply companies such as KAZSERVICE and the international oil & gas and service companies (including ExxonMobil, Chevron, BG Group, INPEX, Schlumberger, Baker Hughes, Weatherford) is a key element in realizing the industry’s potential. CTCE will provide a forum for exactly this type of exchange of information, experiences and ideas. In common with many other regions, the oil and gas industry in the Caspian suffers from a shortage of graduates from the relevant disciplines (both pure and applied). Moreover, those who do graduate from regional universities and colleges are often tempted by jobs overseas. Alongside addressing technical challenges, CTCE will also help to raise the profile of careers within the industry to students and graduates in Kazakhstan and the wider region.

Стимулирование сотрудничества и появления новых талантов Сотрудничество между участниками КТКВ – ученой средой (включая Научноисследовательский институт бурения и добычи и Общество нефтяников-геологов Казахстана), локальными операторами (КМГ, NCOC, ТШО и KPO), местными сервисными компаниями и компаниями-поставщиками, в том числе входящими в Союз сервисных компаний Казахстана, а также международными нефтегазовыми и сервисными компаниями (включая ExxonMobil, Chevron, BG Group, INPEX, Schlumberger, Baker Hughes, Weatherford) – является ключевым элементом реализации промышленного потенциала. КТКВ является форумом именно для такого обмена информацией, опытом и идеями. Так же, как и во многих других регионах, нефтегазовая промышленность в Каспийском регионе отличается нехваткой выпускников вузов в востребованных дисциплинах (как теоретических, так и прикладных). Более того, те, кто оканчивает местные университеты и колледжи зачастую находят работу за границей. Наряду с поиском решений проблем технического характера, КТКВ также будет помогать поднимать престиж отрасли среди студентов и выпускников как в Казахстане, так и в регионе в целом.

Политическая поддержка

Political Support From the earliest stage, both the Roadmap and CTCE have received governmental backing. At the Foreign Investors Council in May 2011, Kazakhstan President Nursultan Nazarbayev emphasized his support for the development of the roadmap and of local R&D capacity, training and collaboration. The event will be co-chaired by Karabalin, who will also give a keynote speech on the opening day.

жающей среды и технике безопасности, представителями государственных регулирующих органов и консультантами. В ходе четырех панельных сессий ряд высокопоставленных спикеров, включая первого заместителя министра энергетики Казахстана Узакбая Карабалина, а также председателя и вице-президента компании Shell Kazakhstan Кэмпбелла Кира, рассмотрят проблемы в области геологоразведки и добычи в Казахстане в частности и в Каспийском регионе в целом. Среди поставленных задач также фигурируют технологические инновации и сотрудничество. Восемнадцать технических сессий охватывают различную тематику, включая специфические для региона проблемы при проведении подземных и надземных работ, доступность технологий, будущие разработки и уроки, извлеченные при проведении сложных геологических работ и анализе углеводородного состава, обнаруженного в большом количестве залежей в регионе (включая такие факторы, как подсолевые карбонаты, высокие температуры и давления, а также уровень H2S, который является одним из самых высоких в мире). Управление эксплуатацией месторождений с целю повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи, оборудование и материалы для работы в кислой среде, а также бурение и затраты на содержание скважин являются актуальными проблемами обозначенными в докладе, и, как предполагается, будут в числе наиболее «горячих» тем для обсуждения в рамках конференции. Также в программу включено обсуждение проектов, производственных сооружений и строительства в условиях арктической зимы, наблюдающихся в отдельных областях региона. Обсуждение этих тем облегчит принятие правильных решений при инвестировании в технологии, что позволит направлять ресурсы на разработку решений, нацеленных напрямую на обеспечение экономических и геологических потребностей в регионе. Наряду с конференцией будет проходить выставка, дающая возможность познакомиться с последними технологиями, новыми продуктами и оборудованием со всего мира.

Начиная с самой ранней стадии, идеи создания «Дорожной карты» и проведения КТКВ пользовались государственной поддержкой. На Совете иностранных инвесторов в мае 2011 года президент Казахстана Нурсултан Назарбаев подчеркнул, что поддерживает создание и развитие дорожной карты и местного научно-исследовательского потенциала путем обучения и сотрудничества. Сопредседателем мероприятия будет Узакбай Карабалин, который выступит с основным докладом в день открытия конференции.

To find out more

Дополнительная информация

For more details on SPE CTCE, and to register, please visit: www.spe.org/events/ctce/2014/

Для получения дополнительной информации о КТКВ SPE и регистрации, пожалуйста, посетите: www.spe.org/events/ctce/2014/

We look forward to welcoming you in Astana in November!

Мы с нетерпением ждем встречи с вами в Астане в ноябре! Oil&GasEURASIA

KAZAKHSTAN

ADVERTORIAL SECTION

he oil and gas industry is among the most capital- and technology-intensive of all industries. The role of innovation in discovering new reserves and improving the efficiency of extraction is critical, not least within the Caspian region which is subject to some of the world’s most complex environmental and logistical challenges. When making high-level decisions, a coherent picture of the oil and gas sector is a prerequisite. When the industry has to decide which technology alternatives to pursue, how quickly they are needed, or how to coordinate the development of multiple technologies, a roadmap is essential in managing capital expenditure and ensuring cost-effective R&D activities. In this interview, Campbell Keir, Country Chair, Shell Kazakhstan looks at the development of the Kazakhstan Upstream Oil and Gas Technology and R&D Roadmap, and ahead to the inaugural SPE Caspian Technical Conference and Exhibition (Astana, Nov. 12-14) which was born out of the Roadmap report.

●

According to Campbell Keir, over 230 possible technology solutions were identified to address the 15 prime challenge areas in Kazakhstan’s upstream sector ● По словам Кэмпбелла Кира, для 15 наиболее актуальных проблемных вопросов в области разведки и добычи в Казахстане было определено более 230 возможных технологических What prompted Shell to become решений

involved in the Kazakhstan upstream oil and gas technology and R&D roadmap? For innovation to be effective, research and development priorities must be business-driven and in line with the upstream industry’s needs. In order to help Kazakhstan focus its R&D efforts and to contribute to the government’s innovation agenda Shell, jointly with KMG and KING, undertook to work with the entire industry and to lead the development of the Kazakhstan upstream oil and gas technology and R&D roadmap. How many companies were involved in the Roadmap project? It was a unique undertaking, bringing together more than 300 representatives of the oil and gas industry behind the common goal of the technological development of the sector. Can you summarize the project’s main results? The Roadmap project achieved a number of important objectives. The industry collectively identified, screened and ranked the main technology challenges based on the potential financial benefits that could result if they were successfully addressed. These benefits included cost reductions, addition of both reserves and production. Technology solutions were also identified and assessed in terms of their potential to solve the challenges and their benefit to the nation, which included

ефтегазовая промышленность является одной из самых капиталоемких и наукоемких направлений экономики. Роль инноваций в открытии новых залежей природных ресурсов и улучшении эффективности добычи является критической, и не в последнюю очередь – в Каспийском регионе, который характеризуется одними из наиболее сложных экологических и транспортных проблем в мире. При принятии решений на высоком уровне необходимо наличие полной и ясной картины нефтегазового сектора. Принимая такие производственные решения, как выбор технологий, скорость их внедрения, а также способ координации при использовании нескольких технологий, определяющим для управления капитальными затратами и реализации наиболее экономичных научно-исследовательских мероприятий является наличие дорожной карты. С читателями НГЕ своими мыслями на счет создания «Дорожной карты научно-технологического развития добывающего сектора нефтегазовой отрасли Казахстана» в преддверии первой Каспийской технической конференции и выставки SPE (Астана, 12-14 ноября) делится председатель и вице-президент компании Shell Kazakhstan Кэмпбелл Кир. Что привлекло Shell к принятию участия в создании «Дорожной карты научно-технологического развития добывающего сектора нефтегазовой отрасли Казахстана»? Для того чтобы инновации были эффективными, приоритеты исследований и разработок должны определяться бизнесом и соответствовать потребностям добывающего сектора. Чтобы помочь Казахстану сконцентрироваться на усилиях по исследованиям и разработкам и внести вклад в инновационную повестку правительства страны, Shell, совместно с КМГ и КИНГ, взяли на себя работу со всей отраслью по созданию дорожной карты развития технологий и НИОКР в области добычи нефти и газа. Сколько компаний было задействовано в проекте по созданию «Дорожной карты»? Этот проект стал уникальным, объединив усилия более 300 представителей нефтегазового сектора с единой целью технологического развития сектора. Могли бы вы подвести основные итоги проекта? Проект достиг ряда важных целей. Совместными усилиями всех участников отрасли были определены, проанализированы и ранжированы основные технологические задачи на основе потенциальной финансовой выгоды, которую можно извлечь в случае их успешного решения. Эти выгоды включают снижение стоимости, дополнение производства и другое. С точки зрения потенциала для решения этих задач и пользы для Казахстана были определены и оценены технологические решения, что включало рассмотрение местных возможностей по проведению научно-исследовательской и производственной деятельности. Для 15 наиболее актуальных проблемных вопросов было определено более 230 возможных технологических решений. Могли бы вы оценить потенциальную финансовую выгоду решения технологических задач? Предварительные оценки указывают на то, что общая сумма выгоды при успешном решении всех 15 задач в оговоренные сроки составляет несколько десятков миллиардов долларов США. Какие еще положительные эффекты для Казахстана сулит создание «Дорожной карты»? Oil&GasEURASIA

КАЗАХСТАН consideration of local R&D and industry opportunities. Over 230 possible technology solutions were identified to address the 15 prime challenge areas. Can you put a figure to the potential financial benefits of addressing the technology challenges? Preliminary estimates indicate that the total value of successfully addressing all 15 challenges in the stipulated timeframes would be several tens of billions of U.S. dollars. Will there be any broader benefits to Kazakhstan from the roadmap? The Roadmap report threw up a wealth of opportunities for local industry and academia in Kazakhstan. It is clear that investment in R&D aimed at supporting vital Kazakh oil and gas projects will also help to realize the country’s broader industrial and economic potential. Also it highlighted the need for a professional forum to allow experts to share their expertise and experiences hence the SPE. So how will the recommendations from the Roadmap report be put into practice? In accordance with the instructions of the president of Kazakhstan, local government was given the job of organizing implementation of the Roadmap. Foreign investors were invited to participate in addressing the identified challenges through, for example, scientific partnerships and technical training programs in the disciplines required by the industry in the in the medium and long term. Major operators and service companies will co-ordinate activities in the selected Technology Target Areas, providing a forum for knowledge exchange on innovative technological solutions and thereby enabling faster technology development. For example, Shell will facilitate activity on reservoir characterization. How will Shell specifically take forward the Roadmap recommendations? Shell jointly with KMG and its newly established Scientific-Research Institute for drilling and production technology is directly addressing one of the topic roadmaps related to reservoir geochemistry which should improve our knowledge of hydrocarbon sources, impact on basin modeling, and help with production allocation. Within the framework of an MOU signed in October last year, Shell and KMG are establishing a center of excellence for geochemical studies in upgraded facilities at the CaspiMunaiGaz laboratory complex in Atyrau. The center is due to be commissioned by the end of 2014. This new laboratory complex will provide geochemical services and research for exploration, development and production. The technology and particularly reservoir geochemistry and geochemical fingerprinting are very important to address some of the industry’s major problems in Kazakhstan: high water cut, decreasing production and relatively low recovery rate. The introduction of this new technology and know-how will allow KMG to improve field economics, extend field’s life, maximize oil production with least number of wells and at minimum cost. How does CTCE fit in? The role of industry professional bodies such as the Society of Petroleum Engineers (SPE) in providing skills development programs was also recognized in the Roadmap report. SPE, a world leader in the dissemination of E&P technical knowledge and know-how, has been working to increase the technical resources, programs and events available across the region. To date though, there has not been a technical conference on a large scale. This is what prompted the creation of the Caspian Technical Conference and Exhibition (CTCE) in partnership with the Ministry of Energy, Shell and KAZENERGY. Will CTCE move forward the recommendations of the Roadmap report? Absolutely. It will provide a forum for engineers, managers, HSE professionals, government regulators and consultants to discuss the 15 prime challenges identified in the Roadmap report. Furthermore, CTCE will continue the collaboration between the academic community (including the Research Institute of Drilling and Production Technologies and APGK), local operators (KMG, NCOC, TCO and KPO), local service and supply companies such as KAZSERVICE and the international oil & gas and service companies. Alongside addressing technical challenges, CTCE will also be raising the profile of careers within the industry to students and graduates in Kazakhstan and the wider region. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Этот доклад раскрыл большое количество возможностей для местной промышленности и научного сектора Казахстана. Очевидно, что инвестиции в НИОКР, нацеленные на поддержку ключевых нефтегазовых проектов Казахстана также помогут реализовать промышленный и экономический потенциал страны и в других отраслях. Кроме того, он подчеркнул необходимость профессионального форума с тем чтобы эксперты могли поделиться опытом и экспертизой. Каким образом будут реализованы рекомендации «Дорожной карты»? В соответствии с указаниями президента Казахстана, задача по реализации «Дорожной карты» была возложена на местные исполнительные органы. Зарубежные инвесторы были приглашены к участию в решении указанных задач посредством, к примеру, программ научного сотрудничества и технического обучения по дисциплинам, востребованным промышленностью в средне- и долгосрочной перспективе. Крупнейшие операторы и сервисные компании будут координировать свою деятельность в выбранных целевых технологических направлениях, создавая платформу для обмена знаниями об инновационных технологических решениях и тем самым ускоряя технологическое развитие. Каким образом именно Shell будет реализовывать рекомендации «Дорожной карты»? Shell, совместно с КМГ и недавно образовавшимся Научно-исследовательским институтом бурения и добычи, напрямую работает над реализацией одной из тематических дорожных карт по геохимии резервуаров, которая должна повысить уровень наших знаний об углеводородных ресурсах, сделать вклад в моделирование бассейнов и оказать помощь в локализации производств. В рамках Меморандума о взаимопонимании, подписанного в октябре прошлого года, Shell и КМГ создают центр превосходства в области геохимии в модернизированном лабораторном комплексе КаспийМунайГаз в Атырау. Центр начнет работать в конце этого года. Новый лабораторный комплекс будет оказывать геохимические услуги и проводить исследования по разведке, разработке и добыче. Технология и, в особенности, наука по геохимии резервуаров и геохимической идентификации играет важную роль в решении некоторых ключевых задач, с которыми сталкивается отрасль в Казахстане, такими как высокая обводненность, сокращающиеся объемы добычи и относительно низкая скорость восстановления. Внедрение этой новой технологии и ноу-хау позволит КМГ улучшить экономические аспекты управления месторождениями, продлить сроки эксплуатации месторождений, максимизировать добычу нефти при использовании минимального количества скважин и при минимальных затратах. В чем заключается роль КТКВ? В «Дорожной карте» была подчеркнута роль профессиональных отраслевых организаций, таких как Общество инженеров-нефтяников (SPE), в проведении программ повышения квалификации. SPE, будучи мировым лидером в распространении технических знаний и ноу-хау в области геологоразведки и добычи, работает над увеличением в регионе технических ресурсов и проведением программ и мероприятий, ведь до настоящего времени не было ни одной региональной технической конференции широкого масштаба. Это то и подвигло к созданию Каспийской технической конференции и выставки (КТКВ), организуемой SPE в сотрудничестве с Министерством энергетики Казахстана, компанией Shell и ассоциацией KAZENERGY. Будет ли КТКВ следовать рекомендациям «Дорожной карты»? Абсолютно. На мероприятии состоятся форумы с участием инженеров, менеджеров, профессионалов по охране здоровья, окружающей среды и технике безопасности, государственных регулирующих органов и консультантов. Цель и задача форума – обсуждение 15 приоритетных задач, обозначенных в «Дорожной карте». КТКВ будет продолжать сотрудничество между научным сообществом (включая Научно-исследовательский институт бурения и добычи и Общество нефтяников-геологов Казахстана), локальными операторами (КМГ, NCOC, ТШО и KPO), местными сервисными компаниями и компаниями-поставщиками, в том числе входящими в Союз сервисных компаний Казахстана, а также международными нефтегазовыми и сервисными компаниями. Наряду с адресацией технических проблем, КТКВ будет увеличивать популярность профессией внутри индустрии среди студентов и выпускников.

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

Compact™ Well Shuttle System Скважинный челнок серии Compact™ Iskander Kazbulatov, wireline engineer, Weatherford Russia, Sergey Turlayev, Siberian Area wireline operations manager, Weatherford Russia

perators striving to increase the efficiency of hydrocarbons production are constructing more wells with horizontal sections. The main advantage of horizontal wells as compared to vertical wells is flow rates increased by 2-10 times due to larger drainage and flow areas. Commissioning of such wells requires advanced equipment and experienced personnel performing logging and taking part in well completion operations in addition to drilling. Wireline is the most efficient method of logging tools conveying in low angle (vertical and directional) and low risk wells. Wireline runs can be performed quite fast. Moreover, it supplies power to tools and ensures data transfer in real time, thus facilitating tool control and monitoring. On the other hand, wells with high angles, S-shaped and complex wellbores, or horizontal sections necessitate application of alternative methods to convey logging tools to the logging interval. Weatherford offers the widest range of conveyance methods in the industry collectively named as Assure™ Conveyance Systems, which consist of 10 different conveyance techniques based on the use of flexible and stiff wireline, drill pipes and tubing/coiled tubing and various combinations of them. The article focuses on the most common method to convey logging tools in horizontal sections, which is called Compact™ Well Shuttle, or CWS. Weatherford CompactTM CWS enables tools’ conveyance to well sections, which can’t be reached with wireline. At the same time the data recording and the tool power supply are autonomous and dispense with wireline, while the quality and resolution of obtained data are not compromised as they are quite the same as those online obtained by wireline tools. Weatherford CWS features two modes with different methods of tool activation and equipment control: CWS Messenger and CWS Impulse. In both cases the bottomhole assembly (BHA) is made of garage pipes and special subs with tools located inside. Upon reaching the total depth, wellbore circulation and drill pipe tripping to the logging string length, the tools are pumped into the open hole, while the top of the tool string is retained in the landing ring placed in a bottom part of the assembly. ●

Fig. 1 Passing a tight wellbore interval (with no risk of tool damaging) with rotation and circulation

●

Рис. 1 Прохождение сложного участка скважины (без риска повредить приборы) с вращением и одновременной промывкой

Искандер Казбулатов, инженер-геофизик, Weatherford Россия, Сергей Турлаев, руководитель по операционной деятельности службы ГИС в Сибири, Weatherford Россия

тремление нефтегазовых компаний к повышению эффективности добычи углеводородов ведет к строительству большего количества скважин с горизонтальным окончанием. Основное преимущество горизонтальных скважин в сравнении с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности. Ввод в строй таких скважин требует применения высокотехнологичного оборудования и привлечения опытных специалистов, которые, помимо бурения, будут выполнять геофизические исследования и принимать участие в операциях по заканчиванию скважины. Для скважин с малым углом наклона (вертикальных или наклоннонаправленных) и без осложнений наиболее оптимальным способом доставки геофизических приборов на забой является кабель. Кабель позволяет выполнять спуско-подъемные операции (СПО) очень быстро, а также обеспечивает питание приборов и передачу данных в режиме реального времени, что облегчает процесс управление приборами и контроль их состояния. В то же время в скважинах с большими вертикальными углами, с S-образными и осложненными стволами, а также с горизонтальным окончанием, необходимо применение альтернативных методов доставки геофизических приборов в интервал исследований. Компания Weatherford располагает самым широким в отрасли набором методов доставки приборов на забой, объединенных под общим названием Assure™ Conveyance Systems и включающим в себя 10 различных методов доставки с использованием гибкого и жесткого кабеля, бурильных труб и НКТ/ГНКТ, а также их разнообразных комбинаций. В статье же речь пойдет о наиболее часто используемом методе доставки приборов в горизонтальные скважины под названием скважинный челнок серии Compact™ (Compact™ Well Shuttle, или CWS). Скважинный челнок серии Compact™ компании Weatherford позволяет доставлять приборы в интервал исследования, недоступный для кабеля, при этом регистрация данных и питание приборов производится в автономном режиме без использования геофизического кабеля, а качество и разрешение полученных данных не страдает и не уступает тем, что были зарегистрированы в реальном времени при помощи кабеля. Скважинный челнок имеет две модификации, отличающиеся способом активации и контроля оборудования: с помощью прокачки активатора внутри бурильных труб и импульсной подачей команд. В обоих случаях компоновка низа буровой колонны (КНБК) Weatherford состоит из контейнерных труб и специальных патрубков, внутри которых располагаются приборы. По достижении забоя после промывки скважины и подъема бурильных труб на длину геофизической сборки приборы выкачиваются в открытый ствол, при этом верхняя часть сборки приборов удерживается в посадочном кольце, расположенном в нижней части КНБК. Контейнерные трубы могут быть разного диаметра в зависимости от конструкции скважины и используемых геофизических приборов, что позволяет транспортировать в них геофизические приборы диаметрами до 105 мм. Если не требуется запись данных специальными методами, то возможно использование бурильных труб заказчика в качестве контейнерных (как правило, это бурильная труба с внешним диаметром 89 мм, внутренним проходным диаметром не менее 65 мм, с замковыми соединениями З-102). Максимальный внешний диаметр стандартных скважинных приборов серии Compact компании Weatherford равен 57 мм. Диаметром до 105 мм Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Fig. 2 Tools in the open hole

●

Рис. 2 Приборы в открытом стволе

Garage pipes vary in diameter depending on well design and logging tools applied, which makes them suitable for conveying logging tools with OD up to 4 1/8”. If no special tools are required to record data, the Customer’s drill pipes can be used as a garage (as usual, they are drill pipes with the outside diameter of 3.5”, which ID is not less than 2.56” with 3 ½” IF threads). The maximum OD of Weatherford Compact basic tools series is 2 1/4”. Special logging tools (cross-dipole sonic tool and electrical microimager) may be up to 4 1/8” depending on their configuration. Tools are conveyed inside the drillpipe, which enables them to pass wellbore intervals with high dogleg severity, cavities, sidetracking windows and tight intervals. Tools are autonomous and no wireline is used, thus the drilling contractor can easily perform any operations required for tool string running, such as rotation, circulation, tripping in and out. Upon reaching the total depth and circulation, the string is picked up to the depth, which covers the logging tool string length. Then tools are pumped into the open hole either by pumping the well shuttle messenger through the drill pipe (CWS Messenger) or by sending pressure pulses via mud (CWS Impulse). CWS messenger system. The BHA is rigged up at the rotary table as shown in Fig. 3. Then the string of autonomous logging tools is inserted in the drill pipe, the battery is connected and the tool activation timer is set. After that the drilling crew proceeds with conventional RIH operations. As the timer setting is reached, battery supplies power to the tool string and it starts recording data to the solid state memory unit. Logging time is limited to the operating time of the battery, which can be up to 24 hours after switching from the sleep mode. Upon reaching the total depth, the wellbore is circulated for one complete cycle and then the shoe is set at the required depth. A messenger is then inserted into the upper joint of the drill string as shown in Fig. 4. The messenger has rubber seals that can compress to 1.89” which enables to circulate through drill pipes with the 2-in. ID. The mud pump pumps the messenger through the whole length of the drill string right to the logging tool latch. The messenger pushes the latch and shears latch pins. Mud pressure moves tools into the open hole. A certain pressure chart pattern, which is recorded during the messenger pumping activity, indicates that tools have successfully deployed into open hole. In 5-7 minutes, calipers open and tools are ready for logging. Logging is carried out as the tool is pulled at up to 30-40 feet per minute. Impulse well shuttle system – CWS Impulse. Tool string configuration is basically the same as that with CWS messenger. This method allows for pressure pulses sending to start deployment, check the status, open and close calipers. A moving piston, which is installed on the latch, provides feedback from tools by responding with pressure rises and drops. Tools send signals, that they are in working state, have reached the open hole and opened calipers. This system does not have any special requirements for drill string ID as no messenger is pumped. Another advantage of this system is advanced energy saving configuration: when the tool is conveyed to the logging section and until the signals are received in the form of pressure pulses, only one unit is powered on. As it receives the signal for pumping out, the unit energizes all other tools. This system is well suited for rigs, where pump strokes cannot be controlled smoothly, as it uses Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

(в зависимости от конфигурации) обладают приборы специальных методов каротажа – кросс-дипольного акустического каротажа и электрического микроимиджера. Нахождение приборов внутри бурильных труб позволяет проходить участки скважины, осложненные большими наборами углов, кавернами, местами зарезки, посадок и затяжек инструмента, а их автономность и отсутствие геофизического кабеля позволяет буровому подрядчику легко выполнять любые необходимые действия при проведении спуска компоновки, такие как вращения, подрыв инструмента и промывка. По прибытию на забой и после промывки колонна приподнимается на глубину, покрывающую длину сборки геофизических приборов, а затем происходит выпуск приборов в открытый ствол: путем прокачки через бурильные трубы активатора либо отправкой импульсов давления через буровой раствор. Система с прокачкой активатора через инструмент – CWS Messenger. На роторном столе собирается компоновка, как показано на рис. 3. Затем внутрь бурильных труб для доставки приборов помещается сборка автономных геофизических приборов, подключается батарея и программируется таймер включения приборов. Далее буровая бригада выполняет стандартную процедуру спуска инструмента. По истечении указанного на таймере времени батарея подает питание на приборы и начинается запись данных в твердотельную память. Интервал записи каротажа ограничен временем работы батареи, которое составляет до 24 часов после выхода из режима энергосбережения.

Customer’s drill pipes Бурильные трубы заказчика

Drill pipes for tool conveyance with 3 1/2'' IF threads Бурильные трубы для доставки приборов с резьбой З-102

4 5/16 ft long adapter for 3 1/2'' thread Переводник на резьбу З-102 длиной 1,32 м 2 5/16 ft long float valve /

7 3/4 ft long circulating and landing sub Посадочный и промывочный патрубок длиной 2,36 м

Обратный клапан 0,71 м 4 1/2 ft long upper latch sub Верхний удерживающий патрубок 1,37 м

1 5/8 ft long mule shoe Башмак 0,48 м

5 1/2 ft long lower latch sub Нижний удерживающий патрубок 1,68 м

● ●

Fig. 3 BHA Рис. 3 Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

● ●

Fig. 4 CWS messenger dart Рис. 4 Активатор

a commander valve, which is connected to the manifold (Fig. 5) and allows for pressure pulses generation in accordance with a pre-set program. CWS impulse system can be used to convey any tool of Compact series including formation pressure tester MFT (which can perform up to 60 pressure measurements in one run and deliver readings to the surface in real time as feedback signals) as well as an electrical microimager CMI and cross-dipole sonic tool CXD. CWS impulse system may use special 3 1/2" garage pipes for tools conveyance, which can make available to log the wells up to 4 1/8". No wireline is used in these operations; therefore all necessary instruments shall be mounted before rig floor operations are commenced: depth encoder is installed on the crown block winch together with the hookload sensor and digital pressure gauge, which are used for monitoring of the messenger pumping process or pressure pulses sending. The depth recording procedure is similar to the procedure that is used in logging while drilling (LWD).

После прибытия на забой и промывки, равной полному объему скважины, башмак КНБК устанавливается на требуемую глубину. Внутрь самой верхней свечи вставляется активатор, показанный на рис. 4. Активатор имеет сжимающиеся до 48 мм резиновые уплотнители, т.е. прокачка возможна через бурильные трубы с минимальным проходным диаметром, равным 50 мм. Далее активатор прокачивается буровым насосом по всей длине бурильных труб до удерживающего устройства геофизических приборов. Механически воздействуя на удерживающее устройство, активатор срезает штифты. Приборы под давлением бурового раствора выходят в открытый ствол. Подтверждением успешного выхода приборов является характерный график давления, регистрируемый во время прокачки активатора. Спустя 5-7 минут открываются каверномеры и приборы готовы для записи каротажа. Запись производится при подъеме инструмента со скоростью до 10-12 м в минуту. Система с передачей импульсов через буровой раствор – CWS Impulse. Состав компоновки практически идентичен системе с прокачкой активатора. Метод позволяет подать импульсы для начала процесса выкачки, опроса состояния, открытия и закрытия каверномеров. Наличие на удерживающем устройстве движущегося клапана обеспечивает обратную связь с приборами путем подачи ответных сигналов повышением и понижением давления. Приборы ответят, что они исправны и вышли в открытый ствол, а также что открыты каверномеры. Такая система не предъявляет особых требований к внутреннему диаметру бурильных труб, поскольку активатор прокачивать не требуется. Еще одним ее преимуществом служит пере-

● ●

Table 1 Specifications for well logging with CWS messenger Табл. 1 Технические характеристики для проведения геофизических исследований скважин при помощи скважинного челнока с прокачкой активатора через инструмент Maximum Weatherford tool string size Макс.диаметр КНБК компании Weatherford

4.75”/5”/6.5”(depends on the configuration) 120,7/127/165 мм (зависит от конфигурации)

Minimum recommended wellbore size Миним.рекомендуемый диаметр скважины

6” (in some cases 5 5/8”) 152 мм (в некоторых случаях 142,9 мм)

Maximum build up rate Максимальный набор угла

20-30°/100 ft 20-30°/30 м

Minimum ID of Customer drill pipes Миним. внутр.диаметр бурильных труб заказчика

2” / 50 мм

Tool rotation Вращение инструмента

Up to 60 RPM (tools latched) / up to 30 RPM (tools landed) до 60 об/мин до выкачки приборов / до 30 об/мин после выкачки приборов

Maximum mud flow rate Максимальная подача бурового раствора

Up to 4 gallons per second (tools latched) / up to 26 gallons per second (tools landed) до 15 л/с до выкачки приборов / до 100 л/с после выкачки

Maximum differential pressure Максимальное дифференциальное давление

130 bar / атм

Autonomous tools sample rate is 0.5 seconds and relevant time is assigned to each point. When logging tools are retrieved to the surface, readings are downloaded from the memory unit and merged with surface depth readings. Calibrations are applied for each tool. This enables to obtain wireline-quality logs. CWS advantages: ● Logging horizontal, high angle or S-shaped wells and passing tight sections or severe wellbore conditions ● Compatibility with any wells design (any length of cased hole relative to open hole sections) ● Logging data quality is similar to that obtained during wireline operations ● Significant saving of time required for data acquisition as compared to other conventional methods and logging while drilling (LWD) ● Safety (tools remain in the drill string until they are pumped out into the open hole and they can’t be damaged during running in hole) ● Possible well circulation ● Possible drill string rotation at up to 30 RPM ● No wireline or wireline unit are required for logging ● Float valve in Weatherford BHA used for well control ● CWS tool can be delivered to remote areas ● Data obtained by a formation tester, electrical microimager and sonic logging can be recorded in horizontal wells

довой механизм экономии энергии – во время спуска в интервал исследований и приема команд в виде импульсов давления работает только один модуль, который и инициирует подачу питания всем остальным приборам после распознавания команды на выкачку. Система хорошо работает на буровых, где ход насоса нельзя регулировать плавно благодаря управляющему клапану, который подключается в манифольд (рис. 5) и позволяет управлять подачей импульсных команд по программе с компьютера. Система с передачей импульсов позволяет доставлять на забой все разнообразие приборов серии Compact, включая поточечный пластоиспытатель (способный провести за одну СПО до 60 замеров давления и передать на поверхность результат измерения ответными пульсами в режиме реального времени), а также электрический микроимиджер и прибор кросс-дипольного акустического каротажа. Вариант системы с передачей импульсов через буровой раствор располагает возможностью доставки приборов в специальных гаражных трубах диаметром 89 мм, что позволяет проводить запись в скважинах диаметром от 105 мм. Операции осуществляются без применения геофизического кабеля, поэтому перед началом работы на буровой монтируются необходимые датчики: устанавливается датчик глубины на лебедку кран-блока, а также датчик веса и цифровой манометр для контроля процесса прокачки активатора либо подачи импульсных команд. Система записи глубины при проведении операций аналогична используемой при каротаже в процессе бурения (LWD). Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Автономные приборы производят измерения каждые 0,5 с и каждой точке Manifold / Манифольд приписывают соответствующее время. После подъема геофизических приборов на поверхность данные с памяти считываются и сращиваются с данными наземной системы по глубине, приMud pumps / чем для всех приборов применяются Насосы калибровки. В итоге получаем каротаж по глубине ствола, идентичный тем, что получают при работах на кабеле. Преимущества скважинного челнока: Well / Скважина Commander valve / ● возможность доставки геофизиУправляющий клапан ческих приборов в горизонтальные скважины, скважины с сильным наклоном и сложным профилем, а также прохождение осложненных участков; ● отсутствие особых требований к конMud tank / струкции скважины (или длине обсаЕмкость с женного участка по отношению к раствором необсаженному); ● качество данных каротажа идентично информации, полученной при исследованиях на кабеле; ● Fig. 5 Commander valve connection ● значительное сокращение времени ● Рис. 5 Схема подключения управляющего клапана на получение данных по сравнению с традиционными методами и каротажем при бурении LWD; Since 2006, Compact well shuttles have been used in over 200 ● безопасность (приборы находятся внутри буровой колонны до выхода operations in horizontal and complex wells at the fields of the Komi в открытый ствол и не повреждаются по пути на требуемый интервал); Republic, Western and Eastern Siberia, Nenets Autonomous District, ● возможность промывки скважины; Perm Region. Final loggings were carried out together with extended ● возможность вращения бурильной колонны со скоростью до 30 об/мин; surveys applying electrical microimagers CMI, CXD sonic tools, and ● во время каротажа не требуются геофизический кабель и геофизический подъемник; MFT. Logging intervals varied from 300 up to 2,000 meters. Job duration was also various and depended on the speed of trips, that were car- ● наличие обратного клапана в компоновке Weatherford, обеспечивающего контроль скважины; ried out by drilling crews, total depth and logging intervals. Generally it was between 16 to 36 hours. The overall efficiency of such jobs was as ● возможность транспортировки CWS в отдаленные районы; ● возможность записи данных пластоиспытателя, электрического микроhigh as 98 percent. имиджера и кросс-дипольной акустики в горизонтальных скважинах. In 2014, in Komi Republic the company started performing unique surveys of horizontal wells at Yaregskoye field owned by LUKOIL-Komi. С 2006 года на месторождениях Западной и Восточной Сибири, The main feature of such jobs is placement of the derrick rig which is positioned not vertically, but 45° inclined to avoid high build up rates Республики Коми, Ненецкого АО, Пермского края уже выполнено более 200 and make drilling operations safely. The well depths range at 250-300 операций по исследованию горизонтальных скважин и скважин со сложным meters TVD and 750-1,300 meters MD, and the horizontal section is профилем с применением CWS серии Compact. Были проведены как окончаabout 500-1,000 meters. Despite complex equipment rig-up and rig- тельные каротажи стандартным комплексом, так и расширенным комплекdown operations, the jobs are being performed safely and successfully, сом исследований с записью данных электрического микроимиджера CMI, кросс-дипольной акустики CXD, пластоиспытателя MFT. Интервалы исслеwithout non-productive time. дований составляли от 300 до 2 000 м. Время выполнения работ варьировалось и зависело от скорости проведения СПО ● Table 2 Specifications for well logging with CWS impulse system буровой бригадой, глубины забоя скважины ● Табл. 2 Технические характеристики для проведения геофизических исследований скважин при помощи скважинного челнока с передачей импульсов через буровой раствор и интервала записи, и составляло от 16 до 36 часов, при этом общая эффективность прове3.5"/4.75"/5"/6.5" (depends on the configuration) денных работ превышала 98%. Maximum Weatherford tool string size 89/120,7/127/165 мм В 2014 году в Республике Коми компанией Максимальный диаметр КНБК Weatherford (зависит от конфигурации) были начаты уникальные исследования скважин с горизонтальным окончанием на Ярегском Minimum wellbore size 4 1/8" месторождении «ЛУКОЙЛ-Коми». Особенность Минимальный диаметр скважины от 105 мм таких работ в том, что вышка бурового станMaximum build up rate 20-30°/100 ft ка располагается не вертикально, а под углом Максимальный набор угла 20-30°/30 м 45 градусов, что позволяет избежать слишком большой скорости набора угла и обезоup to 60 RPM (tools latched) пасить процесс бурения. При этом абсолютTool rotation up to 30 RPM (tools landed) ные глубины скважин составляют порядка 250Вращение инструмента до 60 об/мин до выкачки приборов, 300 м, а по стволу скважины от 750 до 1 300 м. до 30 об/мин после выкачки приборов Соответственно, длина горизонтального участка Maximum mud flow rate up to 3 gallons per second составляет от 500 до 1 000 м. Несмотря на опреМаксимальная подача бурового раствора до 12 л/с деленные сложности при монтаже/демонтаже Maximum differential pressure оборудования, работы проводятся безопасно и 130 bar / атм Максимальное дифференциальное давление успешно, без потерь времени. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TURBINES

ADVERTORIAL SECTION

Competitive Advantage Конкурентное преимущество

oint-stock Company (JSC) ОАО «ОДК – Газовые турбины» (дочерUEC – Gas Turbines, a subнее предприятие Объединенной двиsidiary of United Engineгателестроительной корпорации, вхоbuilding Corporation, which is дящей в Госкорпорацию «Ростех») успешpart Rosstekh State Corporation, но проведены комплексные 72-часовые has successfully conducted испытания первого в России универсальcomprehensive 72-hour tests of ного стенда контрольных заводских испыRussia’s first universal stand for таний (КЗИ) полнокомплектных газотурcontrol factory tests of complete бинных агрегатов. На сегодняшний день gas turbine units. Currently, the можно говорить о сдаче стенда в эксплуаstand is being handed over for тацию. Предпусковая проверка стенда КЗИ operation. Its pre-launch test was проведена в ходе реальных испытаний carried out during the actual testгазотурбинного агрегата ГТА-10ГТ мощноing of a GTA-10GT gas turbine ● Aerial view of the testing facility at UES – Gas Turbines стью 10 МВт. unit with 10 MW rated power. После ввода объекта в эксплуатацию, ● Вид на испытательный стенд КЗИ «ОДК – Газовые турбины» After putting the stand into контроль качества изготовления и operation, quality control of manufacturing and operational capability работоспособности здесь будут проходить как отдельные детали и узлы, will be performed here on separate parts and assemblies, as well as gas так и агрегаты в целом. Это газотурбинные агрегаты: ГТЭС-2,5 – мощностью turbine units as a whole. These are the following units: GTES-2.5 (2.5 2,5 МВт; ГТА-6/8РМ – 6 и 8 МВт; ГТА-14 на базе турбины Titan-130 – 14 МВт; MW), GTA-6/8RM (6 and 8 MW), GTA-14 based on Titan-130 turbine (14 ГТА-10ГТ – 10 МВт. Газоперекачивающие агрегаты: ГПА-25 – 25 МВт; ГПАMW), GTA-10GT (10 MW). Gas pumping units: GPA-25 (25 MW), GPA- 4РМ – 4 МВт; ГПА-6,3/8РМ - 6,3 и 8 МВт; ГПА-16 «Арлан» – 16 МВт. 4RM (4 MW), GPA-6.3/8RM (6.3 and 8 MW), GPA-16 Arlan (16 MW). На сегодняшний день подобного объекта нет ни у одной машиностроToday, no other machine-building company in Russia owns a similar ительной компании в России: ни одно предприятие не обладает полноfacility: not one firm has a full-sized test stand on which you can perform размерным испытательным стендом, на котором можно производить complete, comprehensive tests of these types of units. Russia does have полные комплексные испытания данного ряда изделий. В России имеmanufacturing facilities that proется производство комплектующих для duce components for gas pumpгазоперекачивающих агрегатов (наприing units (such as, for instance, мер, нагнетателя, электрогенератора и compressor, power generaт.д.) и существуют стенды для испытаtor, etc) and there are stands ния конкретных комплектующих, преfor testing specific components, жде всего – двигателей как основы агреfirst of all, for testing engines as гата. Но для перекачивающего агрегаthe basic part of a whole unit. та в комплексе испытательных стендов However, there was not a sinв стране не построено. Новый стенд gle testing stand in Russia that позволит не только обеспечить конcould test a gas pumping unit as троль за всеми заложенными в проa whole. The new stand will not ект техническими параметрами оборуonly provide control over all techдования, выявить и устранить дефекnical parameters of the equipты, но и оперативно провести НИОКР по ment that had been entered into доводке и совершенствованию узлов и the project, detect and remove агрегата в целом, что, безусловно, стаdefects, but also make it possiнет одним из конкурентных преимуble to swiftly conduct R&D work ● A GTA-10GT gas turbine unit tested at the stand ществ ОАО «ОДК – Газовые турбины». to smooth and improve compo- ● Энергетический агрегат ГТА-10ГТ на испытательном стенде Благодаря комплексным испытаниям nents and the unit as a whole, сроки монтажа и пусконаладки энергоwhich is invariably going to become one of the competitive advantages of установок сократятся не менее чем в четыре раза. UEC – Gas Turbines. Thanks to comprehensive tests the installation and ОАО «ОДК – Газовые турбины» (до 1 апреля 2014 года – ОАО startup times will be reduced fourfold at least. «Сатурн – Газовые турбины») – интегратор и комплексный поставщик высоUEC – Gas Turbines (until April 1, 2014, known as Saturn Gas Turbines) коэффективного наземного энергетического оборудования для нужд ОАО is an integrator and complex supplier of high-performance ground power «Газпром», энергогенерирующих компаний, предприятий ЖКХ, нефтегазоequipment for the needs of Gazprom, power generation companies, housing вых компаний, энергоемких промышленных предприятий. Открытое акциоand public utilities, oil and gas companies, energy-intensive industrial com- нерное общество «ОДК – Газовые турбины» является головной компанией panies. UEC – Gas Turbines is United Engine-building Corporation’s flagship ОАО «Объединенная двигателестроительная корпорация» по производству manufacturer of energy and gas-pumping equipment and carries out engi- энергетических и газоперекачивающих агрегатов и комплексному строиneering, procurement and construction of power generation facilities. тельству объектов энергогенерации.

pfl eÂÉÐÄÝÇ tÕÒÃÊÏÝ 52

ОАО «ОДК – Газовые турбины» 152914, Ярославская обл., г. Рыбинск, ул. Толбухина, 16 E-mail: inbox@odk-gt.ru Телефон для справок: +7 (4855) 293-205 Oil&GasEURASIA

A New Dawn is upon Israel.

UOG 2014 Join us at the 1st International Oil & Gas Conference and Exhibition in Israel Learn about the exciting offshore, onshore and unconventional exploration opportunities. Make sure you attend one of the most important and groundbreaking international oil and gas events in the region.

18-20 November 2014

David Dead Sea Resort Hotel, Dead Sea, Israel. For sponsorship, exhibition & delegate enquiries: info@universaloilgas.com | +44 (0)20 7332 6983 www.universaloilgas.com

Supported by

Exclusive Marketing Partner Russia & Eastern Europe

National energy & water program

+7 (499) 678 2553, +7 (495) 518 4441 UOG@oilandgaseurasia.com

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

Стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений поздних стадий катагенеза Владимир Мосин, Aлександр Меденцев, M-I SWACO

глинам позднего катагенеза относятся глинистые отложения на последней стадии изменения глин вследствие геостатического уплотнения. Глубже уже идут глины, подвергшиеся кристаллохимическим изменениям. Характерным для глин1 позднего катагенеза является наличие между частицами только фазовых контактов, характеризующихся устойчивостью к воздействию воды, в отличие от переходных контактов на стадии среднего катагенеза. В табл. 1 приведены стадии литогенеза глин и показаны основные характеристики глин на разных стадиях. Трудность идентификации глин поздней стадии литогенеза заключается, как правило, в том, что современные пластовые температуры существенно отличаются от палеотемператур. А температура, как известно, является одним из основных признаков отнесения глин к той или иной стадии литогенеза1,5. Обязательным условием перехода коагуляционных контактов в точечные фазовые контакты является достижение в процессе литогенеза температурной границы 65 °С.

Этапы литогенеза Ранний

8-15

0,15

10-15

60-75

W>WT

Скрытотекучая

Дальний и ближний коагуляционный

Монтмориллонит, гидрослюда, каолинит и ССО

Поздний

300-500

5-10

15-20

30-45

W<WT

Пластичная

Ближний коагуляционный

Монтмориллонит, гидрослюда, каолинит и ССО

Ранний

900-1800 (2000)

20-30

50-60

16-25

W>Wp

Полутвердая

Коагуляционный и переходный

Гидрослюда, монтмориллонит, ССО и каолинит

Средний

Общая пористость на нижней границе, %

Глубина нижней границы, м

2100-3600

60-80

80-100

4-12

W>Wmg

Твердая

Переходный и фазовый (цементационный)

Гидрослюда, ССО и хлорит

Поздний

Диагенез Катагенез Метагенез

и «Самаранефтегаз») с 1950-х годов применяли, в основном, растворы на основе пресной воды, а в объединении «Пермнефть» – хлоркалиевые ( или их аналоги). Тем не менее проблему устойчивости девонских аргиллитов не смогли решить ни те, ни другие. В последние годы для бурения древних аргиллитов Урало-Поволжья и Тимано-Печорской провинции (ТПП) начали использовать растворы на углеводородной основе (РУО). Результаты их применения тоже очень разные – от просто превосходных (например, бурение БС на площадях Красная и Кыртаельская) до неудовлетворительных (например на БелозерскоЧубовской площади). Все это свидетельствует, скорее всего, о том, что девонские аргиллиты Урало-Поволжья и ТПП не являются водочувствительными глинами и контакты между частицами в них являются фазовыми. Но этот вывод находится в некотором противоречии с пластовыми температурами в них, которые редко превышают 75-80 °С. Для Восточной Сибири пластовые темпера-

Табл. 1 Стадии и этапы литогенеза глинистых осадков и пород

Стадии литогенеза

●

Процесс перехода точечных фазовых контактов (переходных) в истинно фазовые начинается, как видно из табл. 1, при температурах порядка 80-100 °С. Для нормального процесса геостатического уплотнения и роста температур, например для ЗападноСибирской платформы для большинства местрождений можно предполагать, что глины не достигают поздних стадий литогенеза. И это в основном подтверждается практикой бурения. В большинстве случаев на больших глубинах в условиях Западной Сибири приходится сталкиваться в основном с глинами среднего катагенеза, чувствительными к воздействию воды. Совсем другая картина характерна для древних аргиллитов Урало-Поволжья и Восточной Сибири. Как показала многолетняя практика бурения девонских аргиллитов на месторождениях Урало-Поволжья, вариации типа бурового раствора (пресный или ингибированный) не привели к решению проблемы устойчивости этих аргиллитов. Достаточно напомнить, например, что в Бузулукской впадине (ПО «Оренбургнефть»

2600-5000

120-200

150-200

2-4

W<Wmg

Твердая

Фазовый (кристаллизационный и цементационный

Гидрослюда, хлорит

10000-15000

>200

1-2

W<Wmg

Твердая

Фазовый (кристаллизационный)

Диоктаэдрическая гидрослюда, серицит и хлорит

Давление Температура на нижней на нижней границе, МПа границе, °С

Влажность на нижней Консистенция границе, %

Преобладающий тип контактов

Глинистые минералы

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ туры залегания неустойчивых аргиллитов вообще очень низкие. Например, температура в верхнечонской глинистой покрышке всего 20 °С. Но палеотемпературы в этих регионах могли быть существенно выше. Рассчитанная по витриниту палеотемпература для пласта ДII Мухановского месторождения (Самара) оказалась равной ~100 °С, т.е. на 25-30% выше современной5 По данным И. Амосова и др. (Палеотемпературы...,1980) для Самарского Поволжья характерны следующие палеотемпературы:

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

как с точки зрения формирования фазовых контактов между глинистыми частицами, так и в плане интенсивного роста трещиноватости в процессе геодинамических изменений. Таким образом, с литогенетической точки зрения для формирования фазовых контактов в древних аргиллитах Урало-Поволжья, ТПП, Восточно-Сибирской платформы имелись все предпосылки. И опыт использования разных типов буровых растворов в этих регионах подтверждает эту мысль. В 2007 году было начато бурение эксплуатационных скважин на Верхнечонском месторождении и сразу пришлось столкнуться с рядом проблем, вызванных неустойчивостью глинистой покрышки пластов ВЧ1. Ранее при бурении вертикальных скважин эта проблема особенно не проявлялась, хотя кавернообразование в покрышке отмечалось. С начала эксплуатационного бурения за 2007–2012 годы было пробурено более 200 скважин. Для бурения скважин

сильно отличается. Прежде всего следует заметить, что ее осыпание (т.е кавернообразование) наблюдается практически во всех скважинах, включая скважины, в которых она вскрывалась вертикальным стволом (большинство ННС). Средний коэффициент кавернозности в интервале покрышки в ННС составляет 1,25. Тем не менее, по большинству ННС это осыпание в плане хождения бурильного инструмента и обсадных колонн никак не ощущалось. Лишь в двух скважинах из 33 в интервале покрышки отмечались посадки и затяжки. Совсем другой картина становилась, На срезах Современные Палео когда покрышка вскрывалась под углом -2 000 м 35-49 °С 95-140 °С 80-83°, что характерно почти для всех гори-3 000 м 65-76 °С 130-175 °С зонтальных скважин. Практически во всех горизонтальных скважинах в интерваВсе эти данные свидетельствуют о высоле верхнечонской покрышки наблюдались кой вероятности образования контактов затяжки и посадки бурильного инструменистинно фазового типа между глинистыта. Среднестатистически основные интерми частицами покрышек карбона и девона в валы проработок по обеим группам скваскважинах Самарского Поволжья. жин очень хорошо совпадают с интервалаНепско-Ботуобинское сво- ● Рис. 1 Изменение коммерческой скорости и удельного времени СПОПП ми залегания глинистых довое поднятие (Восточная по годам на Верхнечонском НГМ при бурении интервала ЭК горизонтальных отложений покрышки Сибирь), начиная с венда раз- скважин пласта ВЧ1, лишь немновивалось в прерывисто-восго его расширяя вверх и ходящем тектоническом вниз по стволу, что объясрежиме и материнские осанимо, так как при больших дочные толщи никогда не углах осыпавшийся шлам находились на палеоглубинах плохо выносится и растяс температурами, необходигивается и вверх по ствомыми для начала и прогреслу, и вниз. Осыпи начинасивного развития процеслись сразу при вскрытии сов нефтегазообразования. покрышки, рост давления, Но в каких-то определензатяжки, потери циркуляных локализованных участции и прихваты. Правда, ках, в пределах зон нефтепосле непродолжительгазонакопления, могли ных проработок, во время создаваться условия для которых отмечен повырезкого возрастания теплошенный вынос шлама, вого потока из недр Земли. скважина позволяла проСледствием аномально высобурить горизонтальный кого теплового потока стаучасток, провести кароновилось смещение главной тажи, и потом опять все зоны нефтегазообразования на более высоиспользовали полимерный соленасыщеносложнялось, вернее осложнения начинакие гипсометрические уровни. Действием ный буровой раствор (ПСР), а для вскрылись в процессе всех этих заключительных работ. Это были первые скважины. В дальдополнительных теплоэнергетических фактия продуктивного пласта в ННС и горизоннейшем удалось отработать практику буреторов и обусловлено большемасштабное тальных скважин соленасыщенный Флония очень неплохо по всем ее составляюскопление УВ на Верхнечонском местороПро НТ. Для этого в последних двух группах щим, что в свою очередь стало основной ждении3. Структурно-тектонические элескважин перед покрышкой ВЧ (метров за причиной существенного улучшения техменты геологического строения место50) полимерный соленасыщенный раснико-экономических показателей бурения рождения (глубинные разломы, зоны твор замещался на соленасыщенный Флов 2009–2012 годы (без изменения системы деструкции, связанные с магматическими Про НТ (как правило свежеприготовлени параметров бурового раствора). На рис. 1 телами (штоки, дайки, трубки взрыва), возный). Различий в этих двух типах растворов, представлено изменение коммерческой сконикшие в процессе его развития, во мноc точки зрения обеспечения устойчивости рости и удельного времени СПОПП по годам гом определили и возможность генераствола, не так уж много, и в принципе их для группы скважин первого типа. ции микронефти, и формирование свойств можно считать растворами одного типа. Из рисунка видно, что каждый последуколлекторов. Все эти выводы можно расНо несмотря на то, что для бурения примеющий год приводил к улучшению технипространить и на изменение свойств глин нялся практически один и тот же тип раско-экономических показателей бурения, и в (аргиллитов) в покрышках в процессе литотвора поведение верхнечонской покрыштом числе, связанных с состоянием ствола генеза на Верхнечонском месторождении, ки в этих трех группах скважин достаточно Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

●

Рис. 2 Зависимость удельного времени СПОПП от расхода хлорида калия

(удельное время СПОПП). Причем в последнем сокращалась доля проработок и несколько увеличивалась доля профилактических промывок. Важно отметить, что уже по первым скважинам было видно, что бороться с осложнениями верхнечонской покрышки, меняя систему раствора, его параметры и обработки будет сложно, учитывая указанные выше свойства этих аргиллитов, делающих их малочуствительными к водной фазе. Тем не менее, ТЭП бурения достаточно сильно росли по мере накопления опыта, причем на фоне

практически неизменных параметров раствора и расхода реагентов. На начальном этапе работ по строительству эксплуатационных скважин, основываясь на некоторых известных фактах по петрофизике глин покрышки, опыте бурения, который был на тот момент, предполагалось, что глины верхнечонской покрышки возможно относятся к породам среднего катагенеза, а следовательно, чувствительны к ингибированию. Увеличение расхода хлорида в этом плане должно было какое-то воздей-

ствие на эти глины оказывать. Однако, это влияние не было отмечено. Также не отмечено влияние изменения расхода хлорида калия на удельное время СПО, промывок и проработок (рис. 2). Даже скважины без хлорида калия бурились примерно с той же коммерческой скоростью, что и скважины с хлоридом калия. Обычно, если глины относятся к среднему катагенезу, их устойчивость достаточно сильно зависит от концентрации хлорида калия. В данном случае это влияние не удалось выявить. Попытки установить влияние основных реагентов на ТЭП бурения показали, что в рамках использованных концентраций, это влияние не обнаруживается ни для модифицированного крахмала, ни для смазочных добавок, ни для карбоната кальция. При бурении нескольких скважин были использованы микрокольматанты Асфасол и Солтекс. Предполагалось, что их использование предотвратит проникновение жидкой фазы в микротрещины аргиллитов и окажет некоторое крепящее действие. Буровые растворы перед вскрытием аргиллитов верхнечонской покрышки обрабатывались сульфонированными асфальтенами в концентрациях примерно 17-20 кг/м3 в следующих скважинах: 5-645, 6-727, 9-808, 9-568, 11-1166, 14-436. По ходу испытаний этого реагента не было отмечено полное

●

Табл. 2 Сравнительные технико-экономические показатели бурения на РУО и РВО горизонтальных скважин на Верхнечонском местрождении в 2011–2012 годах Тип скважины

Гор1

Гор2

Тип бурового раствора

Мегадрил

ПСР

Мегадрил

Фло-Про

Количество скважин

Интервал бурения, м

587-2497

572.5-2439.3

570-3022

574.9-2904.8

Длина интервала, м

1927

1909.2

2452

2329.8

Отход от вертикали, м

1529

1354.4

1548

1237.8

Время мех бурения, час

120.0

101.5

113.5

126.2

Мехскорость, м/час

16.1

20.3

21.7

19.1

Время пp-ток, шаблонир, час

17.7

23.7

9.5

36.9

Время СПО, час

38.0

52.7

83.0

92.8

Время промывок, час

32.7

42.5

48.0

54.1

Удельное время СПО+пр, ч/м

0.045

0.063

0.057

0.079

Коммерческая скорость, м\ст-м

4488

4531.7

4575

4150.5

Аварии ,час

0.0

2.5

3.0

1.3

Интервал1 про-к по стволу ,м

2201-2221

2326.6-2438

2348-2452

2233.8-2421.6

Интервал про-к по вертикали, м

1647-1649

1634-1649.9

1641-1653

1631.7-1650.5

Зенитный угол макс, гр

83.5

85.5

Интервал 2 про-к по стволу, м

1833-1961

1148.9-1489

2780-2925

2663.5-2927.3

Интервал про-к по вертикали, м

1291-1362

968.6-1191.9

1666-1671

1653.3-1661.7

Зенитный угол макс., гр

58.0

88.5

Азимут, гр

243

202.8

151

164.7

Интервал покрышки ВЧ по стволу, м Интервал покрышки ВЧ по вертикали, м Зенитный угол в покрышке ВЧ, гр

2381-2457 1644-1653.7 83.0

2357-2434.2 1640.6-1650.7 83.4

2368-2440 1644-1653.5 82.5

2257.0-2333.3 1638.6-1649.2 83.3 Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Табл. 3 Итоги бурения скважин на Росташинском месторождении в 2002 году на хлоркалиевых растворах Скважины

965

1010

869

1029

Интервал бурения, м

4058-4515

4116-4478

4000-4450

4080-4485

Тип бурового раствора

Биополимерный хлоркалиевый

Малоглинистый хлоркалиевый

Малоглинистый хлоркалиевый 1,20-1,22

Плотность, г/см3

1,17-1,19

1,16-1,19

1,19-1,21

Условная вязкость по АНИ, с

60-85

55-77

75-80

70-120

СНС 10с/10мин ф/100 кв.ф

7/14-9/20

4/5-8\10

14/25-18/30

10/15-15/20

Фильтрация по АНИ, см3/30 м

4-6,6

4,5-6,5

7-9

рН Содержание К+, г/л

8,5-9,5

9,5-10

9-9,5

8,5-10,5

45-50

4110-4170->400 4210-4230->400 4260-4280->400

4086-4092->500 4180-4183->500 4197-4201->500

4061-4133-<280 4159-4188-<270 4222-4239-240

4087-4090-<270 4104-4128-250 4190-4200-270

Каверны (интервал в м и диаметр в мм)

прекращение осыпания аргиллитов. Однако сравнение статистических данных по этим шести скважинам со всеми остальными показывает, что ТЭП бурения по группе скважин с Асфасолом несколько улучшились (и коммерческая скорость, и удельное время СПОПП) при том, что механическая скорость была даже несколько ниже, чем по основной группе. Уменьшилось в среднем на 23% и среднее время промывок, и среднее время СПО, причем на фоне примерно одинаковых средних параметров буровых растворов (включая плотность). Важно отметить, что все эти улучшения ТЭП бурения при использовании Асфасола происходили на фоне отсутствия хлорида калия в буровом растворе, что лишний раз подчеркивает, что хлорид калия не оказывал заметное положительное влияние на устойчивость покрышки. С использованием раствора на углеводородной основе Мегадрил в интервале ЭК пробурено было всего 5 скважин (табл. 2) в конце 2011 – начале 2012 года. В целом результаты можно оценивать как положительные. Главный показатель стабильности ствола – удельное время СПОПП – сократился на 28%. Причем следует особо отметить, что все эти скважины пробурены в зимний период, когда все ТЭП бурения обычно снижаются из-за метеоусловий, и при меньшей плотности бурового раствора. Но также следует отметить, что применение РУО привело лишь к ослаблению влияния неустойчивости верхнечонских аргиллитов на ТЭП бурения, но не исключило полностью осложнений, связанных с их нестабильностью. Практически во всех пробуренных скважинах отмечались затяжки и посадки в интервале верхнечонской покрышки. Лишь в скважине 1667 не было проработок в верхнечонской покрышке, но при подъеме в интервале покрышки отмечены скачки давления, по-видимому, вследствие осыпания аргиллитов. Т.е. применение РУО лишь ослабило осыпание Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

аргиллитов покрышки, но не исключило эту проблему полностью. И влияние РУО в данном случае, вероятно, основано на механизме кольматирования микротрещин аргиллитов и некотором крепящем эффекте, т.е аналогично по сути механизму действия таких микрокольматантов, как сульфонированные асфальтены. Из изложенной ранее истории формирования Верхнечонского месторождения следует, что глинистые покрышки пластов ВЧ1 и ВЧ2 в процессе своего геологического развития испытывали очень сильные деструктивные воздействия как за счет тектоники, так и за счет движения поровых флюидов. Результатом стала сильная механическая раздробленность глинистых пород, зависящая в том числе и от местоположения скважины, вскрывающей эти породы. Анализ бурения скважин на Верхнечонском месторождении за 2007-2012 годы показал, что аргиллиты верхнечонской покрышки не относятся к глинам среднего катагенеза, не имеют между частицами переходные контакты и не чувствительны к ингибированию. Осыпание аргиллитов начинается практически сразу после их вскрытия, нет никакого латентного периода, характерного для аргиллитов, имеющих переходные контакты и склонных к набуханию и росту кольцевых стрессовых напряжений в прискважинной зоне. Наблюдается локализация зон особо сильных осыпаний аргиллитов по месторождению, видимо привязанных к местам наиболее сильных тектонических проявлений или связанных с внедрением интрузивных и вулканических масс. Противодействие неустойчивости аргиллитов повышением плотности бурового раствора ограничено в данном случае низкими значениями градиента гидроразрыва аргиллитов. Практика бурения на месторождении показала, что значения статической плотности бурового раствора более 1,3 г/см3 чреваты поглощениями разрыва. Использование

РУО не привело к полной ликвидации проблемы осыпания аргиллитов, однако позволило улучшить ТЭП бурения. Применение и микрокольматантов в РВО, и РУО должно сопровождаться всем комплексом накопленной положительной практики бурения, касающейся смягчения гидравлических воздействий на аргиллиты, а именно: щадящий режим запуска насосов, щадящие режимы подъема, использование подъемов с промывкой, исключение промывок в зоне аргиллитов, установка кольматирующих пачек и т.д. Еще в 50-х годах прошлого века в самом начале бурения скважин на девон в самарском Поволжье было отмечена очень сильная зависимость устойчивости девонских аргиллитов от забойного давления, в частности при бурении скважин на Мухановском месторождении4. До 1958 года на девонские отложения на этом месторождении было пробурено свыше 30 скважин. В работе4 приведены технико-экономические показатели бурения девонских скважин в 50-е годы прошлого века по интервалам до и после внедрения долива при СПО. После того как стали доливать скважины при подъемах, количество и тяжесть осложнений существенно уменьшилось. По мнению авторов4, долив скважин глинистым раствором при подъеме инструмента позволил значительно улучшить состояние бурящихся скважин в тресте «Первомайбурнефть». Работы на скважинах, связанные с состоянием ствола (проработка, промывка, выравнивание, расхаживание турбобура) практически прекратились. При спусках инструмента прекратились посадки, а при подъемах — затяжки инструмента. Похожая картина была отмечена при бурении скважин на девонские отложения уже в наше время на Росташинском месторождении. В 2002 году на Росташинском месторождении (Оренбургская область) было пробурено четыре скважины на девонские отложения с использованием биополимер-

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

ного хлоркалиевого бурового раствора (две скважины) и малоглинистого хлоркалиевого раствора (две скважины, табл. 3). До этого скважины на девон на этом месторождении бурили на пресном глинистом растворе с использованием кальцинированной соды для нейтрализации солей поливалентных катионов. Задачу обеспечения устойчивости девонских глин никто не ставил, так как при их вскрытии на традиционных пресных растворах особых проблем не возникало. Плотность 1,16 г/см3 была выбрана исходя из текущих пластовых давлений продуктивных пластов, хотя первоначальные пластовые давления были несколько выше (градиенты порядка 0,12 атм/м). Предполагалось, что ингибирование в совокупности с плотностью 1,16 г/см3 должно гарантированно обеспечить наряду с качественным вскрытием продуктивных пластов устойчивость глинистых покрышек девонского разреза (кыновский, мулиновский, ардатовский и воробьевский горизонты). Однако при бурении первых двух скважин (965 и 1010) столкнулись с проблемой неустойчивости аргиллитов (прежде всего, кыновских). Проблемы были и при бурении с хождением инструмента, и по результатам каротажа (каверны было большими в обеих скважинах). Опрос специалистов на месте показал, что аналогичные проблемы возникали у них и при использовании пресных растворов. Выходили они из таких ситуаций просто повышением плотности бурового раствора до 1,23 г/см3, т.е примерно до тех величин, которые использовали при первичном разбуривании этих пластов, когда пластовые давления были более высокими. Повышение плотности на двух следующих скважинах при одновременном «ухудшении» параметров, ответственных за набухание глин (концентрация ионов калия, фильтрация) действительно привели к существенному улучшению ситуации с хождением инструмента по стволу и умень●

шению каверн. При этом нельзя сказать, что была достигнута оптимальная плотность бурового раствора. Вместе с тем, этот случай нельзя рассматривать как пример очень простого решения всех проблем неустойчивости девонских аргиллитов. Даже просто информация об отборе керна в некоторых разведочных скважинах Самарского Поволжья в 20072008 года позволяет сделать вывод об очень разном уровне механических свойств этих аргиллитов на разных месторождениях и в разных горизонтах. Если девонские отложения были представлены глинами, то очень часто керн не удавалось поднять из-за того, что он размывался и рассыпался непосредственно при бурении при отсутствии какого-либо скрытого периода нарушения устойчивости. Зачастую, даже если керн с такими глинами и удавалось поднять на поверхность, он рассыпался при извлечении. Это же подтвердил в дальнейшем опыт использования РУО для бурения девонских аргиллитов. Итоги бурения на РУО аргиллитов карбона и девона в скважинах Бузулукской впадины в 2010-2012 годах получились очень пестрые. В одних случаях (Красная, Кудиновская – девон, Боголюбовская, Мухановская-877 – карбон) результаты бурения на РУО были очень успешными. В других случаях, осыпание предотвратить только использованием РУО не удавалось и приходилось идти на повышение плотности. В одних случаях это давало результат (Пасмуровская – девон, Рашкинская – бобрик), в других случаях поглощения не позволяли получить положительный результат в чистом виде (Белозерско-Чубовская). На Красном месторождении до того, как начали применять РУО, в скважине 513 было пробурено три боковых ствола на девонские горизонты с использованием РВО и все три оказались аварийными (вернее два первых,

Рис. 3 Сравнительные ТЭП бурения БС в скв. 513-Красная

бурение третьего было остановлено заказчиком и ствол законсервирован до решения проблемы нестабильности ствола). На рис. 3 показаны в сравнении ТЭП бурения на РУО и РВО (суммарные пр трем стволам). Первый ствол в скв. 513-Красная бурили на Фло-Про НТ на основе хлорида натрия. Причем в ходе бурения по мере нарастания осложнений концентрация хлорид-ионов была увеличена с 45 до 120 г/л, а плотность с 1,17 г/см3 до 1,31 г/см3. Положительного результата это не принесло. Второй ствол начинали при большем содержании хлорид-ионов и большей плотности (1,26 г/см3), однако это также не улучшило ситуацию. В ходе бурения второго ствола биополимерный раствор был переведен в малоглинистый (МБТ – до 33 кг/м3), однако это тоже не дало ничего положительного. В третьем стволе начали пробовать глинистый известковый, однако бурение заказчиком было остановлено. Четвертый ствол начали бурить на РУО (Versaclean) спустя два года. Было вырезано новое окно в колонне чуть выше старого. Бурение этого ствола прошло успешно даже при плотности несколько меньшей, чем во втором и третьем стволах. Зенитный углы во всех стволах были небольшие – в пределах 15-200, поэтому связывать неустойчивость аргиллитов с этим фактором, по-видимому, нельзя. Скорее всего, изначально механическая раздробленность аргиллитов была настолько высокой, что даже в почти вертикальном стволе происходило его обваливание. РУО, вероятнее всего, оказал клеяще-крепящее действие на эти аргиллиты, благодаря чему повысилась их прочность. В скважине 737 Кудиновской площади («Самаранефтегаз») боковой ствол на Мегадрилле был пробурен на плотности 1,26 г/см3 без всяких проблем. Более того, каверномер в интервале кыновских аргиллитов показал коэффициент кавернозности 1,01 при зенитном угле 440. В то же время, БС в скважинах 306 и 746 БелозерскоЧубовской площади бурились с большими проблемами: в девонских аргиллитах были постоянные проработки, на них затрачено много времени, особенно в скважине 746. Пришлось поднимать плотность раствора до 1,36-1,38 г/см3, однако поглощения не позволили дальше увеличивать ее и проблемы с хождением инструмента в стволе остались. В скважине 306 пришлось поднимать хвостовик и готовить ствол к спуску обсадной колонны повторно. В скважине 746 перебуривали боковой ствол из-за прихвата. По-видимому, наложение литогенетических особенностей глинистых покрышек Бузулукской впалдины и сильно развитой тектоники в ней привели к интенсивному развитию процесса микротрещиноватости в покрышках. Вероятнее всего, основной причиной неустойчивости глинистых покрыOil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ●

Табл. 4 Данные геомеханических исследований по бобриковскому горизонту в скважинах Сорочинско-Никольской площади Скв.

Зенитный угол

Плотность для обнспечения устойчивости , г/см3

1622

60°

1.58

1410

383

2558

62.5°

1.6

60°

1.32

90°

1.44

60°

1.48

90°

1.5

60°

1.22

90°

1.35

шек месторождений Бузулукской впадины является их низкая механическая прочность вследствие сильной дезинтегрированости аргиллитов, их слагающих. В свою очередь большой диапазон колебаний механических свойств этих аргиллитов объясняется совокупностью причин – особенности фациального состава глин, особенности литогенеза, наложение тектонических движений, приводящих к еще большему нарушению целостности покрышек. Нельзя сбрасывать со счета техногенные воздействия на покрышки, особенно с учетом все большего использования ГРП для интенсификации добычи и закачки воды для ППД. Геомеханические исследования аргиллитов бобриковского горизонта на Сорочинско-Никольском месторождении показали, насколько велик разброс плотностей, необходимых для обеспечения их устойчивости, и насколько зависит их устойчивость от углов вскрытия (табл. 4). ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Отсюда следует, что необходимы регулярные геомеханические исследования, чтобы работать на месторождениях с древними аргиллитами в разрезе с открытыми глазами, а не в темную методом проб и ошибок. Актуальность таких исследований увеличивается в связи с нарастанием техногенного фактора в проблеме устойчивости. Положительная роль растворов на углеводродной основе в деле обеспечения стабильности девонских аргиллитов была также подтверждена на Кыртаельском и Южно-Лыжском месторождениях в ТиманоПечорской провинции (рис. 4). Попытки бурения скважин с горизонтальным окончанием на Кыртаэльском месторождении на ингибирующих растворах на водной основе (четыре скважины) не дали положительных результатов. Были большие затраты времени на проработки, аварии и снижение коммерческих скоростей. Применение же затем РУО с той же плотностью показало 100%-ю успешность (рис. 4). Однако применение РУО в той же ТТП, но в другом тектоническом блоке на Ошском месторождении показало, что без тщательной геомеханики эта мера не дает положительный результат на 100%. Просто по Кыртаельскому и Южно-Лышскому месторождениям удалось без геомеханических исследований угадать необходимый уровень плотностей бурового раствора, что и обеспечило – наряду с крепяще-клеящим эффектом РУО – необходимый результат. По Ошскому месторождению, даже несмотря на проведение разовых геомеханических исследований, вследствие большого диапазона изменений механических свойств аргиллитов, этого достичь не удалось по всем скважинам.

Рис. 4 Гистограмма изменения удельного времени СПОПП и Ккав в тиманосаргаевском горизонте по датам окончания интервала ЭК на РУО на Кыртаельском месторождении

Древние аргиллиты во всех описанных случаях, вероятнее всего, следует отнести к позднему катагенезу. Для глин позднего катагенеза наиболее характерными чертами является низкая чувствительность к воде (отсутствие процесса набухания и роста напряжений внутри глин) и сильное развитие процесса образования микротрещин вследствие роста хрупкости породы. Причем, видимо, существует два механизма потери устойчивости этих аргиллитов при бурении. Один связан с изначально низкой механической прочностью этих аргиллитов вследствие их сильной дезинтегрированности. И в этом случае, видимо, особенно сильно проявляется «лечащий эффект» от использования РУО. Второй механизм потери устойчивости связан с недостаточным забойным давлением относительно порового и низкими скелетными напряжениями в глинистой породе. При этом в самом начале вскрытия порода не разрушена и разрушение начинается потом (так называемые «стреляющие аргиллиты»). При этом варианте, видимо, влияние РУО меньше и большее значение имеет геомеханика. Все это предполагает увеличение роли геомеханических исследований перед бурением и более точный выбор необходимых значений плотности. Вместе с тем, при бурении таких аргиллитов очень большое значение имеет обеспечение микрокольматирующих и крепящих свойств буровых растворов как на водной основе, так и на углеводородной основах. При этом накопленный опыт применения разных типов буровых растворов для бурения аргиллитов позднего катагенеза позволяет сделать вывод о явном преимуществе РУО перед РВО. Сам механизм воздействия РУО на глинистые отложения позднего катагенеза до конца не ясен и требует дополнительных исследований. ЦИТИРУЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Монография «Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений», издательство «Наука» (2001), авторы: Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. 2. «Закономерности распространения и формирования терригенных комплексов пород девона в связи с выбором и обоснованием направлен ий поисковоразведочных работ (Куйбышевское Поволжье)», отчет ВО ИГиРГИ, тема 0615-86(1988), авторы: Семенова Е.Г. и др. 3. «Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатно-нефтяного месторождения», журнал «Геология нефти и газа», №4 (2008), авторы: Барышев А. (ОАО «Верхнечонскнефтегаз»), Барышев А.С. (ИЗК СО РАН). 4. «Опыт скоростной проводки девонских скважин» - материалы научно-технической конференции буровиков Куйбышевской области, ЦБТИ (1960), с.6575, авторы: Асланов С.А., Дворецкий А.С. 5. «Физико-химические основы современных методов закрепления грунтов» – в книге «Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика». Избранные труды. Издательство «Наука» (1979), стр.384, автор: Ребиндер П.А. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

LOGISTICS

ADVERTORIAL SECTION

he oil and gas sector keeps moving toward projects consolidation, turn-key facilities construction and switch to EPC contracts. Under these circumstances, only the operators that have significant working experience in major projects can meet the customers’ demands for high-level shipping and warehouse logistics. One such operator is Gazpromneft-Snabzhenie, which had been founded in 2011 on the basis Gazprom Neft Group’s logistics complex, integrating competencies in warehouse and shipping logistics. At present, Gazpromneft-Snabzhenie offers warehouse and shipping logistics services, consulting on optimization of logistics costs, storage, transportation, handling operations, outsourcing of logistics, cargo traffic information support, materials and equipment movement control, foreign trade activities, multimodal shipping, customs processing, forwarding services, and purchases of materials and equipment. According to the results of last year’s surveys carried out by leading consulting companies, Gazpromneft-Snabzhenie has an exclusive standing in the market. The company’s significant competitive advantages are facilitated by its wide reach: Gazpromneft-Snabzhenie has offices and representations in 10 regions across Russia, and is able to promptly react to market demands. Over three years of operation, the company has managed to increase several times the amount of services rendered to third parties. Foreign equipment manufacturers request services of GazpromneftSnabzhenie when they need to deliver their equipment to the fields and production facilities in Russia. In July, the efficiency of GazpromneftSnabzhenie’s delivery of equipment from Pioltello (Italy) to the Moscow Oil Refinery was highly appreciated by the company’s first Italian client, Aeromeccanica Stranich S.p.A. The corporate certification for compliance with ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, OHSAS 18001: 2007 international standards, and STO Gazprom 9001-2012 performed in 2012-2013 facilitated the company’s entry into the international market and helped secure its position domestically.

последнее время в нефтедобывающей отрасли обозначились тенденции к укрупнению проектов, строительству комплексов под ключ и переходу к EPC контрактам. В этих условиях потребности заказчика в транспортной и складской логистике высокого уровня способны обеспечить только операторы, обладающие значительным опытом работы в крупных проектах. К таким операторам относится компания «Газпромнефть-Снабжение», основанная в 2011 году на базе логистического комплекса группы компаний «Газпром нефть», в которой были объединены компетенции в области складской и транспортной логистики. Сегодня «Газпромнефть-Снабжение» предлагает услуги в области складской и транспортной логистики; консалтинга по оптимизации расходов на логистику; хранения, транспортировки, погрузо-разгрузочных работ; аутсорсинга логистической деятельности; информационного сопровождения грузоперевозок, управления движением МТР; внешнеэкономической деятельности; мультимодальных перевозок; таможенного оформления; экспедиторских услуг; закупок МТР. Согласно результатам исследований, проведенных в 2013 году ведущими консалтинговыми компаниями, «Газпромнефть-Снабжение» обладает исключительным положением на рынке. Значительные конкурентные преимущества обеспечивает широкая география: компания располагает офисами и представительствами в десяти регионах страны, что позволяет оперативно реагировать на запросы рынка. За три года работы компании удалось в несколько раз увеличить долю услуг, оказываемых сторонним организациям. К услугам «Газпромнефть-Снабжения» прибегают и зарубежные производители оборудования, когда необходимо доставить технику на месторождения и заводские комплексы в России. В июле 2014 года эффективность международной доставки оборудования из Пьольтелло (Италия) на Московский НПЗ была высоко оценена первым итальянским клиентом «Газпромнефть-Снабжения» – компанией Aeromeccanica Stranich S.p.A. Выходу на международный рынок и закреплению на внутреннем рынке способствовала проведенная в 2012-2013 годах сертификация деятель-

Oil&GasEURASIA

ЛОГИСТИКА At present, Gazpromneft-Snabzhenie’s staff includes 1,500 professionals, and its vehicle fleet has 600 units with an ability to mobilize up to 1,000 cargo vehicles at one time. The availability of a large number of its own and outsourced vehicles guarantees steady shipment prices. The application of latest technology, methodological solutions and the best global practices guarantee the company’s dynamic growth. In particular, Gazpromneft-Snabzhenie is actively implementing the optimization procedure for Lean 6 Sigma – “Economical Production” business processes. To control the level of logistics costs, Gazpromneft-Snabzhenie developed the STEP project. “STEP is the Storage and Transportation Efficiency of Processes,” explained Gazpromneft-Snabzhenie general director Sergei Smetskoi. ”First of all, it aims to implement modern methods and ways of business operations, application of technology, which make it possible to improve the overall performance and cut down the costs.” In 2013, pilot implementation of the automated warehouse control system was done at Gazpromneft-Snabzhenie branches in Yamal, Yugra and Omsk. The comprehensive upgrading and reconstruction of pilot warehouses was carried out so that the system could operate in full force. As a result of the STEP implementation, the storage conditions were brought into compliance with all rules and requirements as the company ensured improvement of the accuracy of warehouse operations and 100 percent confirmation of the leftover stock (Fig. 1). “Assessment of production processes performed after the STEP implementation, showed severalfold increase of storage density and specific flow of supplies, improved quality of storage of the materials and equipment, and improved procedures for selection of suppliers of goods and services on a competitive basis,” noted Smetskoi. The company plans to apply the system for new projects and extend it to the processes at the finished products warehouses, and also to integrate STEP with the transport control system project. By 2016, based on STEP the company plans to completely automate warehouse processes and pass over to non-documentary technology.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ности на соответствие международным стандартам ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, OHSAS 18001: 2007, СТО Газпром 9001-2012. В настоящее время в «ГазпромнефтьСнабжении» трудится 1 500 профессионаSeveralfold increase of storage capacity лов, а автопарк насчитывает 600 единиц при Емкость хранения увеличена в несколько раз существующей возможности единовременного привлечения до 1 000 единиц грузоперевозящей техники. Наличие большого количества как собственного, так и привлеченного транспорта – гарантия стабильных цен на доставку. Залогом динамичного роста компании является привлечение новейших технолоAmount of storage pallet positions increased by Увеличение количества паллето-мест хранения на гий, методологических решений и применение лучших мировых практик. В частности, в Cargo flow per 1 sq. meter of storage area increase Увеличен удельный грузопоток на 1 м2 площади хранения компании активно реализуется процесс оптимизации бизнес-процессов Lean 6 Sigma – «Бережливое производство». Для контроля уровня логистических издержек «Газпромнефть-Снабжения» был сформирован проект СТЭП. «СТЭП – это складская и транспортная эффективность процессов, – поясняет генеральный директор компании Сергей Смецкой. – Проект в первую очередь Storage density increased by направлен на внедрение в производственные Плотность хранения увеличена на процессы современных методов и способов Сutting time of individual warehouse operations performance ведения бизнеса, применение технологий, Достигнуто сокращение времени выполнения отдельных которые позволяют поднять общую произвоскладских операций дительность и сократить издержки». В 2013 году пилотное внедрение автоматической системы управления складом было проведено в трех филиалах «ГазпромнефтьСнабжения» – Ямал, Югра, Омск. Для того чтобы система могла заработать в полную силу, была проведена комплексная модерниThe speed of warehouse operations increased by зация и реконструкция пилотных складов. В Скорость выполнения складских операций результате внедрения СТЭП были приведены увеличена на в соответствие всем нормам и требованиям условия хранения, обеспечено повышение Increase in labor productivity точности выполнения складских операций Повышена производительности труда и 100% подтверждение товарных остатков (рис.1). «Оценка производственных процессов, проведенная после внедрения СТЭП, продемонстрировала кратное увеличение плотности хранения и удельного грузопотока, улучшеIncrease of work output per person up to ние качества хранения материально-техничеУвеличение выработки одного сотрудника склада ских ресурсов, cовершенствование процедур составило до проведения конкурсного отбора поставщиков товаров и услуг», – отметил Смецкой. Storage cost reduced В планах компании – тиражирование Сокращены затраты на хранение системы на новые проекты и расширение ее на процессы складов готовой продукции, а также обеспечение интеграции СТЭП с проектом внедрения системы управления транспортом. К 2016 году в рамках проекта СТЭП планируется полностью автоматизировать складские процессы и перейти на бездокуStorage cost reduced by ментарную технологию. Стоимость хранения снижена на ●

Fig.1 Production performance change resulting from STEP implementation ● Рис.1 Изменение производственных показателей в результате внедрения СТЭП

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

ith the increasing demand for hydrocarbons in Russia, the Middle East, China and North America more, and more oil and gas fields, containing hydrogen sulfide, are planned for development. Well construction at these fields is more often associated with extended reach well profiles. In terms of strength, these projects will require high strength drill pipe, such as S-135. High strength drill pipe, however, possesses high risk of sulfide stress cracking (SSC), which makes it unsuitable for such projects. A new family of high strength drill pipe has been developed to specifically target these challenges. These new grades exhibit a Minimum Yield Strength of 120 ksi and resistance to SSC at various H2S concentrations.

Dangerous Influence of H2S Hydrogen sulfide (H2S) contained in oil and gas reservoirs is dangerous to humans, the environment, instruments and equipment. When it comes into contact with the steel components of the drill string, it may cause embrittlement, leading to unpredictable behavior, including unexpected failure. Drill pipes have a greater risk of being affected by H2S, because, as part of the drill string, they are mostly in tension. Grades that are at risk include S-135, G-105 and X-95. Usually, preventive measures are taken to avoid drill string damage, but safety can only be guaranteed through the use of grades manufactured specifically for sour service environments.

Choice of Material for H2S Environment

Рикардо Родригес, Винсент Флорес, Алексей Вахрушев, Vallourec

ростом мировых потребностей в углеводородах в России, на Ближнем Востоке, в Китае и Северной Америке начинается разработка нефтяных и газовых месторождений с высоким содержанием сероводорода в пласте. Все чаще для освоения таких месторождений требуется строительство скважин большой протяженности и со значительным отходом от вертикали. С точки зрения прочностных расчетов, подобные проекты предполагают использование высокопрочных марок бурильных труб, таких как S-135. В то же время высокопрочные марки бурильных труб в значительной мере подвержены риску сероводородного охрупчивания, что делает их непригодными для использования в подобных проектах. Специально для решения подобных задач компанией Vallourec были разработаны и освоены в производстве новые марки стали бурильных труб, c минимальным пределом текучести 120 ksi и стойкостью к сульфидному растрескиванию под напряжением при различных концентрациях сероводорода.

Опасное воздействие сероводорода Сероводород (H2S), встречающийся в нефтяных и газовых пластах, обладает высокой степенью опасности для человека, окружающей среды, инструмента и оборудования. При его воздействии на стальные элементы бурильной колонны может происходить их охрупчивание, с последующим непредсказуемым поведением, вплоть до их внезапного разрушения. Бурильные трубы наиболее подвержены воздействию сероводорода, поскольку в бурильной колонне находятся, как правило, в растянутом состоянии. В группу риска попадают бурильные трубы из высокопрочных марок стали S-135, G-105 и X-95. Для снижения рисков повреждения бурильной колонны применяются предупредительные меры, однако полную безопасность может обеспечить только применение труб из специальных марок стали, рассчитанных на работу в сероводородной среде.

When choosing material for operation in H2S environments one should follow international and national standard guidelines such as NACE MR0175-2004 / ISO 15156-1, GOST R 53678-2009 and IRP 1.8. According to these standards, formation fluids can be divided into four domains, depending on the H2S severity: 0 – domain with unharmful H2S concentration, 1 – mild sour domain, 2 – medium sour domain 3 – severe Выбор материала для работы в среде H2S При выборе материала трубы для работы в условиях наличия сероводоsour domain. The severity of each formation fluid can be evaluated based рода следует руководствоваться международныon a pH factor and partial pressure of H2S (Fig. 1). ми NACE MR0175-2004 / ISO 15156-1 и национальThe ability of steel to work in domains 1-3 can ными стандартами ГОСТ Р 53678-2009 и IRP 1.8. be evaluated by testing its samples (coupons) Согласно этим документам пластовые флюиды in accordance with NACE TM0177-2005 methделятся на четыре зоны по степени агрессивности od А and by exposing them to a H2S saturated среды H2S: 0 – зона отсутствия воздействия сероsolution for 720 hours at tension corresponding водорода, 1 – с низкой агрессивностью H2S, зоны to the stress of 50-85 percent SMYS (Specified 2 – со средней агрессивностью и зоны 3 – с высоMinimum Yield Stress, Fig. 2). The criteria for кой агрессивностью H2S. При этом оценка опасноacceptance is non-failure of the sample during the сти среды ведется в зависимости от ее кислотноtime of the test. сти (pH) и парциального давления сероводорода в Vallourec has a long history of manufacturing пластовом флюиде (рис. 1). 95 and 105 ksi grade sour service drill pipe correКритерием оценки возможности работы марок sponding to the NACE MR0175-2004 domains. Up стали в зонах 1-3 является успешное испытание until recently, these grades suited all existing drill- ● Fig. 1 Zones of H2S severity их образцов в соответствии со стандартом NACE ing programs. Today, however, with the appear- ● Рис. 1 Зоны агрессивности TM0177-2005 по методу А на выдержку в течение ance of new extended reach drilling projects in сероводородосодержащей среды

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

●

Fig. 2 Sample testing for sulfide stress cracking ● Рис. 2 Испытание образца на сероводородное растрескивание

H2S wells, the strength of sour service drill pipe, was not sufficient to operate with all loads applied to a drill pipe during well construction. In order to meet new industry demands, Vallourec developed, tested and launched the production of sour service drill pipe grades with Yield Strength up to 120 ksi.

Development of New Drill Pipe Grades The key elements for development of new steel grades were controlled hardness, refinement of structure, improvement of hardenability and increase of tempering temperature. As a result of cutting edge research and development, two new high strength steel grades, suitable for operation in NACE sour domain 1 (grade A) and domain 2 (grade B) were created. These grades were based on a modified AISI 4130 alloy with minor changes in composition and heat treatment. Mn-Cr-Mo were added to the composition for improvement of hardenability, as well as V and Nb for increasing tempering temperature. Refined grain structure, with grain size not less than 8, according to ASTM E112, was achieved through the use of microalloying elements and modification of heat treatment.

Testing Results To guarantee that the new material grades would meet sour service operation requirements, the samples were thoroughly tested. Measured yield strength for all samples varied from 120 to 135 ksi. Hardness measurements showed 50-52 HRC for grade А and 52-54 HRC for grade B, which corresponds to the content of martensite of 95 percent. Charpy measurements confirmed compliance with API 5DP PSL-3 and NS-1 requirements. For grade A, the test according to NACE TM177 method А, was performed as recommended by EFC16 at a stress level of 90 percent SMYS and various pH factors of fluid and partial pressures of H2S. Tests confirmed that grade A had high safety margins and may be operated in sour environment corresponding to domain 1 of NACE MR175-2004. Grade B was tested in a standard solution (NACE TM177 method А) at different levels of stress. This grade showed the ability for safe operation at stress level 70 percent SMYS in a solution with H2S partial pressure of 1 bar. These conditions correspond to domain 2 (NACE MR0175-2004).

Conclusion Sour service drill pipe with SMYS 120 ksi have at present passed all qualification tests and are available for delivery in two grades: VM-120 DP MS for mild sour environment (domain 1, NACE MR01752004) VM-120 DP S for medium sour environment (domain 2). Three thousand meters of VM-120 DP MS drill pipes have been manufactured by Vallourec in 2013 and used for offshore drilling in the North Sea by one of the world’s largest international companies. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

720 часов под напряжением 50-85% от минимального предела текучести в растворе, насыщенном H2S (рис. 2). Критерием соответствия является неразрушение образца в течение срока испытания. Vallourec уже давно выпускает бурильные трубы с пределами текучести 95 и 105 ksi для работы в каждой из зон агрессивности среды по NACE MR0175-2004. До недавнего времени этих марок было вполне достаточно для соответствия имеющимся программам на бурение. Ситуация изменилась с появлением проектов скважин с большим отходом от вертикали и одновременным наличием сероводорода в пластовом флюиде. При этом прочности сероводородостойкой трубы, выпускаемой промышленностью, стало явно недостаточно для восприятия всех возникающих в процессе строительства скважины нагрузок, с учетом регламентированного коэффициента запаса. В соответствии с новыми потребностями промышленности, специалистами Vallourec были разработаны и запущены в серийное производство новые сероводородостойкие марки бурильной трубы с пределом текучести материала 120 ksi.

Особенности разработки новых марок бурильной трубы При разработке новых марок особое внимание уделялось контролю следующих ключевых параметров: обеспечению заданной твердости, получения мелкозернистой структуры, улучшение закаливаемости, повышение температуры отпуска. В результате проведенных работ, были созданы две новые высокопрочные марки для работы в среде, содержащей сероводород, соответствующие зонам агрессивности 1 (марка А) и 2 (марка В) по NACE MR0175-2004. Эти марки были созданы на базе модифицированного сплава AISI 4130 с внесением незначительных изменений в состав и в режимы термообработки. В состав были добавлены комбинация элементов Mn-Cr-Mo для улучшения закаливаемости, V и Nb для повышения температуры отпуска. Для получения мелкозернистой структуры, с размером зерна не ниже 8 по стандарту ASTM E112 были добавлены микролегирующие элементы и изменены режимы термообработки.

Результаты испытаний Для подтверждения соответствия требованиям, предъявляемым к материалам для сероводородной среды, образцы новых марок были подвергнуты всесторонним испытаниям. Предел текучести для всех образцов варьировался от 120 до 135 ksi. Замеры твердости показали значения 50-52 HRC для марки А и 52-54 HRC для марки В, что соответствует содержанию не менее 95% мартенсита. Были проведены замеры ударопрочности, которые подтвердили соответствие марок стандартам API 5DP PSL-3 и NS-1. Для марки А испытания на стойкость к сероводородному растрескиванию по NACE TM177 метод А, согласно рекомендациям EFC16 проводились при напряжении 90% от предела текучести при разных pH раствора и парциальных давлениях сероводорода. По результатам, характеристики марки А обеспечивают с большим коэффициентом запаса работу в среде, соответствующей зоне агрессивности 1 по NACE MR175-2004. Для марки В испытания проводились при различных уровнях напряжений в стандартном растворе NACE TM177 метод А. При этом данная марка показала работоспособность при уровне напряжений 70% от предела текучести в растворе с парциальным давлением сероводорода в 1 бар. Таким образом была подтверждена способность марки В работать в зоне агрессивности 2 по NACE MR0175-2004.

Заключение Сероводородостойкая бурильная труба с пределом текучести 120 ksi в настоящее время прошла все этапы испытаний и доступна для серийного производства в двух марках: VM-120 DP MS для эксплуатации при низком содержании H2S, соответствующем зоне 1 по NACE MR0175-2004 VM-120 DP S для работы в среде со средним содержанием H2S (зоне 2). 3 000 м бурильных труб марки VM-120 DP MS были произведены в 2013 году Vallourec и в настоящий момент применяются для бурения с платформы в Северном море одной из крупнейших международных компаний.

TRAINING CENTER

ADVERTORIAL SECTION

Tyumen Training Center Тюменcкий учебный центр

CA Deutag has further enhanced its capabilities to deliver advanced rig training to drilling personnel in Russia, following the opening of the Tyumen Training Center. To help serve the region’s growing market, the IWFC and IADC accredited facility offers tailored drilling programs, delivered in line with the latest industry standards to provide the leaders of tomorrow with the knowledge and skills required to work in the drilling sector. The center provides simulator-based well control training with drilling equipment for rig crews using DART®, KCA Deutag’s approach to drilling operations training. Our specialist training packages can help to enhance performance, reduce risk and improve safety.

осле открытия своего учебного центра компания КЦА ДОЙТАГ расширила возможности по обучению буровых специалистов Чтобы отвечать условиям растущего рынка в России, наш центр, аккредитованный при IWCF и IADC, предлагает различные варианты программ обучения буровых специалистов. Курсы отвечают самым современным стандартам и воспитывают будущих лидеров нефтегазовой промышленности, давая им все необходимые знания и навыки профессии. Учебный центр также предлагает практический курс управления скважиной при НГВП для бригад, используя тренажер по бурению с применением DART®, – уникальный подход КЦА ДОЙТАГ к обучению. Модульный принцип построения программ помогает поднять производственные показатели, снизить риски и улучшить технику безопасности персонала.

Standard Courses

Стандартные программы обучения:

● ● ● ● ● ●

Drilling induction Stuck pipe prevention Simulator based practical drilling course Basic and advanced mechanics Basic and advanced electrics Defensive driving

Операции и оборудование в процессе строительства скважины Предотвращение и ликвидация прихватов бурильной колонны Основной практический курс бурильщика Основной и углубленный курсы механики бурового оборудования Основной и углубленный курсы электрики бурового оборудования Безопасное вождение

Training Approach

Подход к разработке программ:

● Each training program incorporates an analysis of client specific requirements ● Practical exercises improve knowledge of theoretical training material ● An interactive training approach using feedback sessions for continuous training improvement

● Каждая программа обучения модифицируется согласно требованиям компании-заказчика. ● Упор на практическую часть помогает закреплять пройденный теоретический блок ● Интерактивная форма обучения с обратной связью, позволяющая постоянно совершенствовать программу обучения.

To obtain more information about any of our courses or about KCA Deutag please visit our websites at www.ttc-kcadeutag.ru or www.kcadeutag.com or contact us on +7 922 481-11-89, Katya.Zyryanova@kcadeutag.com to discuss your training requirements.

Более подробную информацию о наших курсах или о нашей компании, а также о возможности размещения заказа на проведение обучения вы можете узнать, посетив наши сайты www.ttc-kcadeutag.ru и www.kcadeutag.com или связавшись с нами по телефону +7 922 481-11-89 или по электронной почте Katya.Zyryanova@kcadeutag.com.

Oil&GasEURASIA