ROGTEC Magazine Issue 36

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

36

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Технология за круглым столом: Буровые Подрядчики Technology Roundtable: Drilling Contractors Интервью ROGTEC: Камиль Закиров, Генеральный директор Башнефть - Сервисные Активы The ROGTEC Interview: Kamil Zakirov, CEO, Bashneft Oilfield Services

Официальное издание для RDCR 2014 Official Publication to the RDCR 2014

RPI: Горизонтальное бурение в России RPI: Horizontal Drilling in Russia

www.uorc.net doug.robson@themobiusgroup.com www.rogtecmagazine.com

4 ROGTEC

2014 14 мая 2014г., Москва 1-я Технологическая конференция “Нетрадиционная нефть в России” Ведущее российское мероприятие, посвященное технологиям бурения и ГРП при добыче трудноизвлекаемой и сланцевой нефти

14th May 2014 Moscow 1st Unconventional Oil Russia Technology Conference Russia’s Premier Unconventional Conference focusing on Drilling and Fracturing Technologies for Tight and Shale Oil Development

www.rogtecmagazine.com

+34 952 904 230

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено Weatherford Front cover image is supplied courtesy of Weatherford

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001 Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Редактор материалов по России Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director Doug Robson doug.robson@themobiusgroup.com

Верстка и дизайн Production / Design Креативный дизайн Creative Director Saul Haslam

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information.

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com.

ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from The Mobius Group.

Ощутите прогресс. Краны для буровых платформ

Liebherr-Werk Nenzing GmbH Dr. Hans Liebherr Str. 1 6710 Nenzing/Austria Tel.: +43 50809 41-481 offshore.crane@liebherr.com facebook.com/LiebherrMaritime www.liebherr.com

Технология и инновации Опыт Компетенция Качество Сервис

Группа компаний

САМОЕ НАДЕЖНОЕ В МИРЕ АРМИРУЮЩЕЕ ПОКРЫТИЕ

100% БЕЗ ТРЕЩИН И РЕМОНТОПРИГОДНОЕ Отличная защита обсадки и замковых соединений

Полное техническое сопровождение Повышение качества наплавки • Обучение на местах для новых операторов • Проверка квалификации и лицензирование операторов

ПОДДЕРЖКА КОНЕЧНЫХ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ • Образовательные форумы • Техническая поддержка по всему миру

Армирующее покрытие Использование: для первочного и второстепенного нанесения на замковые соединения

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание

Contents

Технология за Круглым Столом: Российские Буровые Подрядчики

12

Technology Roundtable: Russia’s Drilling Contractors

Горизонтальное бурение в России

34

Horizontal Drilling in Russia

Интервью ROGTEC: Камиль Закиров, Генеральный директор Башнефть - Сервисные Активы

40

The ROGTEC Interview: Kamil Zakirov, CEO of Bashneft Oilfield Services

Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России

44

Tight Oil Developments in Russia

Вероятностные аспекты оценки ледовых нагрузок и воздействий на объекты обустройства морских месторождений на примере айсберговой угрозы Часть 1

56

Offshore Hazards: Assessing the Impact of Icebergs on Offshore Production Platforms Part 1

Дэвид Бэмфорд: И снова рост издержек тормозит наш нефтегаз!

72

David Bamford: Costs are Holding our Industry Back… Again!

Завершающее интервью номера с Юрием Парниводой, Генеральным директором компании Drillmec в России

80

Closure Interview: Yuri Parnivoda, General Director Russia, Drillmec

12 6 ROGTEC

40

56 www.rogtecmagazine.com

Пытаетесь добиться большей МСП?

Больше искать не придется.

Долота для наклонного бурения

SEEKER™ S СЕРИИ

© 2012 National Oilwell Varco D392000000-MKT-001 Rev 01

Эволюция в сфере разработки дизайна буровых долот, специально разработанные для достижения максимальных МСП при наклонно-направленном бурении, сохраняя при этом превосходную управляемость.

-

Более эффективное бурение; оптимальный баланс между режущей структурой и гидравликой

-

Меньше стоимость метра бурения; максимальная МСП достигается благодаря улучшенному выносу шлама (очистки забоя)

-

Увеличение интервала бурения; сокращение величины непроизводительного времени за счет сокращения числа спуско - подъемных операций СПО

-

Широкий выбор оптимальных дизайнов долот для отдельно взятых условий при бурении наклонноEmail: group@nov.com направленных скважин

Доказанная эффективность в работе: Игл Форд Шейл, округ Макмюллен, штат Техас - Увеличение средней МСП за рейс на 101% Свяжитесь с Вашим представительством NOV Downhole по электронной почте или через Веб-сайт для получения дополнительной информации о полной линейке продукции компании и предоставляемых услугах.

-

Увеличение МСП на 40% по сравнению с лучшим предыдущим показателем на месторождении

© 2013 National Oilwell Varco All Rights Reserved D921004411-MKT-001 Rev 01

www.nov.com/sks-series dh-rus-sales@nov.com Cell: +7 (495) 287 26 60

Email: downhole@nov.com

One Company. . .Unlimited Solutions

Колонка шеф-редактора Добро пожаловать на страницы 36-го выпуска журнала ROGTEC. Несмотря на то, что начало нынешнего года характеризуется практически полным отсутствием бурных событий в нефтегазовой отрасли России, стоит отметить стремительно растущий интерес к проектам по добыче нетрадиционных запасов нефти. В международной прессе стало появляться все больше информации о российском потенциале в области нетрадиционных запасов нефти, и, в частности, относящихся к Баженовской свите. Мы стали свидетелями продвижения в этом вопросе объединивших свои усилия Шелл и Газпром нефть, совместное предприятие которых, Салым Петролеум Девелопмент, пробурило первую скважину в этот горизонт на ВерхнеСалымском месторождении. Учитывая планируемое участие обеих компаний в предстоящей конференции по технологиям добычи нетрадиционных запасов нефти, которая пройдет 14 мая в Москве, можно заранее сказать, что на конференции будет много интересных обсуждений. Конференция по технологиям извлечения нетрадиционных запасов нефти соберет большое количество специалистов в этой области, и, по нашему мнению, этот российский форум станет одним из самых представительных в своей области. Время, прошедшее после выхода нашего предыдущего выпуска, ознаменовалось успешным проведением зимних Олимпийских игр в Сочи, доказавшим несостоятельность всех распространявшихся в прессе перед Олимпиадой негативных предположений. Во время написания этой колонки вот-вот должны начаться зимние Паралимпийские игры, и мы хотим пожелать всем участникам удачи. В свете ожидаемого в начале июня саммита “Большой восьмерки” в Сочи, хотелось бы надеяться на успешное разрешение ситуации вокруг Украины. Но вернемся к текущему выпуску журнала ROGTEC, который вы держите в руках. Мы являемся официальным изданием, освещающим предстоящий 2-й Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков, который пройдет в московской гостинице Балчуг Кемпински 26 и 27 марта. В этом номере ROGTEC публикуются ответы буровых подрядчиков на вопросы круглого стола по буровым технологиям, в котором участвовали компании: Буровая компания Евразия, Башнефть-Бурение, Weatherford, Группа Eriell, Nabors Dilling

8 ROGTEC

и Интеллект Дриллинг Сервисиз, которые обсуждали вопросы, относящиеся к российскому рынку буровых услуг. Мы считаем, что материалы этого круглого стола будут в высшей степени интересны любому, кто связан с рынком буровых и нефтесервисных услуг в России. И если они привлекли ваше внимание, то вам наверняка стоит посетить Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков (RDCR), в котором будут участвовать уже упомянутые компании, а также множество других буровых подрядчиков, нефтедобывающих компаний и поставщиков буровых и нефтесервисных технологий, планирующих выступить на этом мероприятии со своими презентациями и ответить вопросы участников. Также, в этом номере публикуется весьма интересное интервью с Камилем Закировым, Генеральным директором компании Башнефть-Сервисные Активы. Вышеупомянутая компания является одним из главных спонсоров RDCR. Среди других материалов номера - продолжение серии статей Дэвида Бэмфорда, материал ВНИИГАЗа по работе в условиях арктических льдов и отличная статья от RPI по горизонтальному бурению в России. Касаясь вопроса нетрадиционных залежей нефти, мы рады приветствовать наших новых авторов из Оксфордского Института Энергетики с первой из двух запланированных статей, освещающих состояние дел в разработке месторождений с нетрадиционными залежами нефти в России. Хочу выразить надежду, что вам понравятся материалы этого выпуска, и мы будем рады видеть наших друзей и коллег по отрасли на 2-ом RDCR, который состоится через пару недель в Москве. С наилучшими пожеланиями, Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Опыт

Эффективность

Экологичность

10 лет истории

25% экономия времени

Отсутствие сброса

Быстро и безупречно. Технология Dopeless® в Cибирской Арктике. Соединения с покрытием Dopeless® поставляются готовыми к работе и не требуют очистки и нанесения резьбоуплотнительной смазки. Технология Dopeless® успешно применяется на одном из крупнейших месторождений Сибирской Арктики. В результате использования технологии Dopeless ® затраты времени на спуск обсадных колонн сократились более чем на 25%.

Технология, создающая разницу.

Более подробная информация о преимуществах технологии Dopeless ® :

www.rogtecmagazine.com

www.tenaris.com/dopeless

ROGTEC 9

Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, Welcome to issue 36 of ROGTEC Magazine.

Although a fairly quite start to the year for the Russian oil and gas sector, it is worth noting that the unconventional oil theme is gathering momentum at a steady pace. There has been more coverage in the international press about Russia’s unconventional potential, and the Bazhenov specifically, and we have seen in general that the Shell and Gazprom Neft JV, Salym Petroleum Development, has drilled their first well at the Upper Salym field. With both companies due to attend the upcoming UOR, Unconventional Oil Russia Technology Conference on the 14th May in Moscow, there should be some interesting discussion topics. Organization for the UOR is also gathering speed, and we are very confident of securing the best gathering of unconventional oil professionals yet seen in Russia.

be taking place with these, and many more, drilling companies, operators and technology vendors speaking and presenting. We also have a great interview with Kamil Zakirov, CEO of Bashneft Oilfield Services (BOS), BOS are also a lead sponsor to the RDCR. Other features include the usual contribution from David Bamford, an offshore Arctic ice piece from VNIIGAZ and a great article on horizontal drilling in Russia from RPI. Focussing on unconventional oil, we welcome the Oxford Energy Institute on board as a contributor with the first of a two part article looking at unconventional oil in Russia.

I hope you enjoy this issue, and we look forward to seeing our friends and colleagues for the 2nd RDCR in a couple of weeks in Moscow.

Best regards,

Since our last issue we have seen the completion of a successful winter Olympics in Sochi, with all the negative press before the event proving unfounded. As I write, the Paralympic winter games are just about to begin and we wish all participants the best of luck. With the G8 summit due to take place in Sochi at the beginning of June, I hope that a resolution can be found on the situation in Ukraine.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

On to this issue of ROGTEC Magazine, which is the official magazine to the upcoming 2nd RDCR, Russian Drilling Contractors Roundtable, taking place at the Kempinski Baltschug hotel in Moscow on the 26th & 27th March. We have special drilling contractor technology roundtable feature in this issue of ROGTEC, with EDC Group, Bashneft Oilfield Services, Weatherford Drilling International, Eriell, Nabors Drilling and IDS all discussing the drilling market in depth. This really is must read for anyone involved in the drilling sector in Russia, and if you are interested in this, then for sure you will be interested in attending the RDCR where physical roundtables will

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

S Marine ingenuity

Get more info with

Offshore Oil & Gas In just two words, marine ingenuity, we express that we are passionate

Dredging

Offshore Wind Projects

dredging and marine contractors with a worldwide innovative approach to meet your challenges.

Our people - who manage a versatile fleet - specialise in dredging, marine engineering and offshore projects (oil, gas and wind).

www.vanoord.com

www.rogtecmagazine.com Dredging and Marine Contractors

ROGTEC 11

БУРЕНИЕ

Технология за Круглым Столом: Российские Буровые Подрядчики Technology Roundtable: Russia’s Drilling Contractors

Иван Михайлович Ташланов «Башнефть-Бурение»

Том О’Галлахер EDC

Докунихин Виталий Борисович Группа ERIELL

Ivan M. Tashlanov Bashneft-Drilling

Tom O’Gallagher EDC

Vitaly B. Dokunikhin ERIELL Group

Валентин Владимирович Коваленко «Интеллект Дриллинг Сервисиз»

Денис Иванов Nabors в России

Максим Николаевич Тамочкин Weatherford

Valentin V. Kovalenko Intellect Drilling Services LLC

Denis Ivanov Nabors Russia

Maxim N. Tamochkin Weatherford

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING 1. Пожалуйста, расскажите о функциональных возможностях вашего парка буровых установок. «Башнефть-Бурение»: В настоящее время парк буровых установок ООО «Башнефть-Бурение» дислоцируется в Урало-Поволжском регионе, ХМАО, НАО. Функциональные возможности : Урало-Поволжье Буровые установки грузоподъемностью от 140 до 200 тн., мобильные установки г/п от 60 до 100 тн. способны пробурить в год до 200 тыс. метров, произвести реконструкцию методом зарезки БС – 20-25 скважин. ХМАО Установки эшелонного типа БУ-300ЭУК г/п 200 тн., Мобильные установки МБУ-125 способны пробурить в год до 300 тыс. метров, произвести реконструкцию методом зарезки БС - 50 скважин. НАО Буровые установки для бурения скважин системы ППД глубиной 1400-1600 метров. Бурение разведочной скважины глубиной 4500 метров осуществляется с БУ-4000 Э.

EDC: У EDC имеется 255 наземных установок для бурения и зарезки боковых стволов (ЗБС), а также 427 подъемников КРС и ПРС. Это крупнейший парк буровых установок в Восточном полушарии. Грузоподъемность наших буровых варьируется от 80 до 450 тонн. 25% наших станков относятся к группе “тяжелых” с грузоподъемностью 320 тонн. Кроме того, нами эксплуатируются 3 СПБУ, работающие в российском, казахском и туркменском секторах на шельфе Каспийского моря. В г. Астрахань идет строительство нашей четвертой СПБУ. Эти СПБУ могут вести буровые работы на глубинах от 5 м до 107 м. Группа ERIELL: Станочный парк компании насчитывает 53 буровые установки грузоподъемностью более 125 т, большая часть которых – станки грузоподъёмностью 320 т и выше, в том числе уникальная установка ZJ-90 грузоподъёмностью свыше 650 т, что позволяет бурить скважины глубиной до 10 тыс. метров. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Парк буровых установок составляют установки с грузоподъёмностью 125 т и 140 т, производства Кунгурского машиностроительного завода и Бежецкого опытно-экспериментального завода. Функционально установки позволяют производить следующие работы: Установка МБУ-125(140) предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных www.rogtecmagazine.com

1. Could you please describe the capabilities of your rig fleet?

Bashneft-Drilling: Our rig fleet is currently located in three oil

producing provinces of Russia – the Urals-Volga region, the Khanty-Mansiisk Autonomous Okrug (KhMAO), and the Nenetsk Autonomous Okrug (NAO). Our rig fleet capabilities include: Urals-Volga region Drilling rigs with a capacity ranging from 140 tons to 200 tons, and mobile rigs from 60 - 100 tons, with an annual drilling rate of 200,000 m, and a sidetracking rate of 20-25 wells.

KhMAO 200 tons capacity BU-3000UK echelon type rigs and MBU-125 mobile rigs with a total annual drilling rate of 300,000m, and a sidetracking rate of 50 wells.

NAO Drilling rigs to drill 1,400-1,600m deep injection wells for reservoir pressure maintenance. BU-4000 E Rigs for drilling exploration wells with a depth of up to 4,500m.

EDC: EDC owns and operates a fleet of 255 land drilling & sidetrack rigs, plus 427 land workover & well service rigs.

This is the largest fleet in the Eastern Hemisphere. Our drilling rigs have lifting capabilities between 80 and 450 tonnes. 25% of our fleet is heavy at over 320 Tonnes. We own 3 jackups which operate in the Russian, Kazakh & Turkmen waters of the Caspian Sea. We have a fourth up jackup under construction in Astrakhan. Our jackups can operate in water depths from 5m to 107m.

ERIELL Group: Our company’s rig fleet includes 53 rigs with more than 125-ton capacity, most of which are 320-ton and higher capacity rigs. Among them there is unique 650-ton capacity ZJ-90 rig, which gives us the capability to drill wells with up to 10,000 m depth.

IDS: Our drilling rigs fleet includes 125 ton and 140 ton capacity drilling units manufactured by Kungur Heavy Machine Building Plant and the Bezhetsk Pilot Research Development and Fabrication Plant. Our rigs have the following drilling capabilities: МБУ-125(140) rig can be used for rotary or downhole motor drilling of exploration and appraisal wells, as well as for well workover and sidetracking.

The rated drilling depth - 2,700 (3,000) m (with 28 kg/m drill string).

Nabors: All of our drilling units feature the most advanced drilling equipment and technologies. Each rig is fitted with a Top Drive System (TDS), a “Pragma” pipe handler, ST-80 and TM-120 power tongs, an “Epoch” drilling monitoring system, as well as many other of the industry’s

ROGTEC 13

БУРЕНИЕ и разведочных скважин, капитального ремонта скважин и зарезки боковых стволов. Условная глубина бурения скважин – 2700(3000) метров (при бурении колонной 28 кг/м).

latest innovations. All these modern technologies allow drilling operations to be performed faster, reduce downtime, and make it possible to use the latest technologies and technically innovative solutions from other service companies that offer well drilling support.

Most importantly, they enable safer drilling operations.

Nabors: Все наши буровые установки оборудованы Weatherford: Weatherford’s rig fleet is diverse and по последнему слову техники. На каждой буровой capable of performing many tasks for our customers. установлен силовой верхний привод, трубный Weatherford drilling capabilities in Russia are манипулятор «Прагма», трубные ключи ST-80 и represented by three companies: Nizhnevartovskburneft TM-120, система мониторинга буровой «Epoch» (NvBN), NPRS-1 and и другие новинки Фото предоставлено компанией Weatherford Orenburgburneft (OBN). индустрии бурения.

Photo courtesy of Weatherford I would like to mention Все эти современные that Weatherford was технологии позволяют recognized as the best сократить время sidetracking contractor by операций, сократить representatives of major непроизводительное oil and gas companies время и позволяют at Neftegazservice 2013 применять последние Conference. технологии и разработки других All in all, we have 61 rigs сервисных компаний operating in Russia with the по проводке скважин, load capacity ranging from а самое главное 125 to 400 tons. These rigs позволяет производить are designed for deep well операции более drilling and sidetracking. безопасно.

Almost 60% of all the rigs are of Russian origin. Our Weatherford: Парк rig fleet comprises 23 pad буровых установок drilling rigs, 22 mobile rigs компании Weatherford and 16 conventional drilling разнообразен и rigs. All rigs feature fourспособен выполнить stage mud cleaning systems многие задачи of international brand, and заказчика. В России many of them are equipped буровые мощности with triplex pumps and top компании Weatherford drives. представлены тремя предприятиями: 2. Regional rig fleet surveys Нижневартовскбурнефть suggest that over half of (НвБН), Нижневартовское all rigs are over 20 years предприятие по ремонту old. What is the condition скважин-1 (НПРС-1) и of the oldest rigs in your fleet and what are your plans for Оренбургбурнефть (ОБН). Хочу отметить тот факт, что upgrading and modernization of the current rig fleet for the компанию Weatherford на отраслевой конференции nearest future? Нефтегазсервис-2013 представители крупнейших нефтегазовых компаний назвали лучшим подрядчиком по зарезке боковых стволов.

Bashneft-Drilling: Old rigs that reached the end of their service life will be completely removed from operation Всего в России у нас задействован 61 станок during the course of 2013 and 2014. The average age грузоподъемностью от 125 до 400 тонн, of the remaining rig fleet (38 units) will then be 12 years, предназначенный для глубокого бурения и taking into account the upgrading of BU-3000 EUK rig. реконструкции скважин методом забуривания боковых With new rigs to be procured in 2014 and 2015, the стволов, из них буровых российского производства – average rig age will be reduced to under 10 years. около 60%. Парк представлен установками для кустового бурения (23 шт.), мобильными (22) и The ongoing modernization of our existing rigs, and the

14 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING стационарными (16) буровыми. Все они оснащены импортной четырехступенчатой системой очистки, а многие машины – еще и триплексными насосами и системой верхнего силового привода.

2. Оценки бурового парка региона говорят о том, что более половины нынешнего парка машин – старше 20 лет. Каково техническое состояние ваших машин, приобретенных наиболее давно и каковы ваши планы по обновлению и модернизации нынешнего парка буровых установок на ближайшие несколько лет? «Башнефть-Бурение»: Наиболее старые машины, отработавшие предельные сроки эксплуатации, в течение 2013-2014 года будут полностью утилизированы. Оставшийся парк БУ в количестве 38 единиц будет иметь средний возраст 12 лет (с учетом модернизации БУ-3000 ЭУК). После приобретения новых БУ в 2014-2015 годах средний возраст БУ составит менее 10 лет. В настоящее время в ООО «Башнефть-Бурение» реализуется программа модернизации и частичного обновления парка БУ, которая предусматривает модернизацию с заменой ВЛБ и оснований БУ-3000 ЭУК в ХМАО, приобретение БУ эшелонного типа г/п 320 тн. для эксплуатационного бурения на м/р ТиТ в НАО, БУ г/п 160 тн. для бурения на территории РБ, а также приобретение современного насосного оборудования и систем очистки для оснащения действующего парка БУ на территории РБ.

EDC: Cредний возраст наших буровых установок составляет 12 лет, а примерно 30% - старше 20 лет (сравните с общероссийской статистикой, согласно которой 60% буровых в стране старше 20 лет по данным Douglas Westwood). Такое стремительное старение парка буровых явилось результатом недостаточного объема инвестиций, а зачастую, и просто их отсутствия после распада Советского Союза. Группа ERIELL: Средний возраст станочного парка ERIELL менее 5 лет, и на сегодняшний день, учитывая постоянное пополнение парка, нам удается удерживать его на таком низком уровне. По этому показателю мы являемся лидером в отрасли. Применение современного оборудования позволяет не только выходить на объекты, ранее недоступные с технической точки зрения, но и при бурении на «старых» объектах добиваться лучших показателей в скорости и качестве строительства скважин за счёт снижения ремонтного времени и применения более современного оборудования. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Состояние наших наиболее старых машин удовлетворительное, все установки в настоящее время находятся в www.rogtecmagazine.com

procurement of new rigs include the modernization of BU-3000 EUK rig (replacing the derrick headboard) in KhMAO, procurement of 320 ton echelon type rig for drilling at TiT field in NAO, the procurement of 160 ton rig for drilling in Bashkiria, as well as the purchasing of modern design pumps and solids control equipment for our existing drilling units in Bashkiria.

EDC: The average age of our rig fleet is 12 years, with around 30% over 20 years, versus the Russian average of 60% over 20 years old (Douglas-Westwood). This is due to little or no investment since Soviet times.

ERIELL Group: The average age of ERIELL’s rig fleet is under 5 years. Regular fleet renewal allows us not only to keep such a low average age level, but even to put it down and ensure that ERIELL has the youngest fleet in the industry. The use of modern equipment not only enables us to reach targets that have been previously beyond our technical capabilities, but also improve a number of drilling parameters in more mature fields, including well construction speed and quality. We achieve this by reducing non-productive time and using more advanced equipment.

IDS: Our oldest rigs are in satisfactory condition, and indeed they are all currently in operation. We plan to renew our fleet by replacing the soon-to-expire rigs with new rigs.

Nabors: All rigs used by Nabors for our operations in Russia are either new, or have been fully refurbished and modernized prior to being brought into the country. So we currently do not have that issue.

Weatherford: Indeed, the average age of rigs operated

by Weatherford, Russia is 13 years. At the same time, 30% of our rigs are over 20 years old. Their technical condition varies from rig to rig but generally these rigs have been recently overhauled and equipped with advanced foreign-made mud cleaning systems.

In 2013, several rigs underwent major upgrades and started a new life. In addition to that, we have recently purchased three brand new ZJ-30 rigs. In 2014, we’ll focus on feasibility studies and developing a relevant strategy.

3. Do you plan to purchase new rigs and how are you going to expand your fleet in the region?

Bashneft-Drilling: After the drilling equipment modernization

program in Bashneft-Bureniye is completed, company’s rig fleet will increase to 50 rig units, with 28 rigs to be in operation in Urals-Volga region.

EDC: After we complete our drilling equipment modernization program, we will have increased our rig fleet to 50 units, with 28 rigs in operation in Urals-Volga region.

ROGTEC 15

БУРЕНИЕ эксплутации. Планируем обновлять парк производя замену установок с истекающим сроком эксплуатации на новые.

Nabors: Все буровые, которая ввозила компания «Нэйборз» в Россию были либо новыми, либо прошли полное переоборудование перед ввозом, так что данная проблема для нас не актуальна.

Weatherford: Действительно, средний возраст парка буровых установок Weatherford в России – 13 лет, но при этом 30% станков – старше 20 лет. Техническое состояние таких буровых различается, но в основной массе это машины, которые в течение последних нескольких лет подверглись капитальному ремонту, все станки были оснащены современной импортной системой очистки. В 2013 году часть буровых прошла глубокую модернизацию, получив новую жизнь. Кроме того, в прошлом году были приобретены три новые буровые установки ZJ-30. В 2014 году мы планируем провести технико-экономические изыскания и разработать стратегию по дальнейшему обновлению парка.

3. У вас есть планы покупки новых буровых установок и как вы планируете расширять ваш парк в регионе? «Башнефть-Бурение»: После реализации программы модернизации парк ООО «Башнефть-Бурение» будет насчитывать 50 буровых установок, из них в УралоПоволжском регионе 28 установок.

EDC: Мы реализуем пятилетний план по приобретению новых станков и модернизации старых для поддержания всего парка на уровне самого современного парка буровых такого размера в России современных парков с таким количеством станков (255 единиц). Группа ERIELL: ERIELL - быстрорастущая компания и, следуя долгосрочной стратегии развития Группы, мы постоянно пополняем станочный парк, в прошлом году нами было введено в эксплуатацию 6 новых буровых установок, в этом году у нас так же запланирован ввод дополнительных станков. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Планируем приобретать новые буровые установки для наращивания своего присутствия в домашнем – Нефтеюганском районе, а также в связи с увеличением числа запросов на услуги по ЗБС в соседних регионах: Няганьский, Мегионский и Ноябрьский.

Nabors: Да есть, в данный момент в мире на компанию производится несколько буровых установок. Что касается региона, то закуп, производство или ввоз буровой будет зависеть от конкретных пожеланий заказчиков. Мы компания, которая стремится

16 ROGTEC

ERIELL Group: ERIELL is a rapidly growing company. In accordance with our long-term strategy we are continuously buying new rigs. Last year we put 6 new rigs into operation, and we will continue this trend during the year.

IDS: We plan to purchase new rigs to expand our presence in the Nefteyugansk region, and to meet the increasing demand for sidetracking services in adjacent oil and gas provinces, such as Nyagan, Megion and Noyabrsk.

Nabors: Yes, we do have such plans. Worldwide, several drilling rigs are currently being manufactured for our company. As for Russia specifically - procurement, manufacturing and importation of drilling rigs will be guided by the specific demands of our customers. Our company is fully committed satisfying our customers’ requirements!

Weatherford: Currently, we are performing a deep market analysis and we are aimed at both upgrading and expanding the rig fleet.

4. Market experts are concerned with the shortage of drilling capacity we may face in the future mainly due to the old rig decommissioning rate being higher than the replacement rate. This may have a negative impact on future growth and capacity. Do you share this concern? And if so, how do we avoid this scenario?

Bashneft-Drilling: We are implementing the necessary

measures to not only maintain, but rather expand our presence in drilling services market. Furthermore, our company meets up to 90% of demand from OAO ANK Bashneft, who are our main customer in drilling services.

However, I personally share the above concern with regard to the overall drilling services market. This issue can be mitigated by securing long term contracts with customers (operators and oil companies), in which the contract price takes into account the investment required for rig fleet modernization and upgrade.

EDC: With 60% of the total Russian rig fleet being over 20 years old, it is certainly true that there needs to be a significant increase on capital investment to replace this aging fleet. This would indicate that approximately 100 rigs per year are needed for the next 5 years. Current (in Russia & China) and new (NOV building factory near Moscow) rig manufacturing capacity should be able to deliver the new & refurbished rigs to meet this demand.

ERIELL Group: We share this concern of industry experts.

The overall rig fleet operating in Russia is certainly ageing fast. Even though many new rigs are put in operation every year, this is offset by the large number of old rigs that are removed from operation. For this reason we are leading the charge by continuously renewing our rig fleet. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Эффективный

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

© 2013 National Oilwell Varco All Rights Reserved D392005784-MKT-001 Rev 01

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

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

БУРЕНИЕ максимально удовлетворять запросам заказчика!

Weatherford: В настоящее время мы активно анализируем рынок и нацелены как на обновление, так и на расширение парка буровых установок.

4. Эксперты рынка озабочены возможным скорым недостатком буровых мощностей - в основном, в связи с темпами выбытия старых машин по сравнению с темпами замены их новыми установками. Это может потенциально негативно воздействовать на будущий рост и производительность. Поддерживаете ли вы такие опасения? Если да, как можно предотвратить такой исход событий? «Башнефть-Бурение»: В ООО «Башнефть-Бурение» своевременно предприняты меры, которые позволят не только не потерять, но и нарастить свое присутствие на рынке буровых услуг. При этом ООО «Башнефть-Бурение» закрывает до 90 % потребности в буровых услугах основного Заказчика ОАО АНК «Башнефть». Касательно рынка буровых услуг в целом, опасения поддерживаю. Предотвратить такой исход возможно путем заключения долгосрочных контрактов с Заказчиками буровых услуг с включением в цену контракта инвестиционной составляющей, направленной на обновление парка буровых установок.

EDC: Учитывая, что 60% парка буровых в России эксплуатируется уже более 20 лет, несомненно, необходимо существенное увеличение капитальных инвестиций для замены стареющих установок. Простые расчеты показывают, что в последующие 5 лет необходимо примерно по 100 новых буровых установок в год. Мощностей уже имеющихся предприятий-изготовителей в России и Китае, а также планируемого к запуску в ближайшем будущем завода NOV недалеко от Москвы, по-видимому, будет достаточно для удовлетворения указанной потребности как в новых, так и в модернизированных б/у станках. Группа ERIELL: Мы разделяем опасения экспертов: станочный парк в России достаточно старый и, несмотря на постоянное его обновление, каждый год из эксплуатации выводится достаточно большое количество БУ. Именно поэтому мы не останавливаемся на достигнутом и постоянно пополняем наш станочный парк. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Данные опасения могут иметь место, лишь в том случае если продолжится тенденция по «урезанию» стоимости предоставляемых услуг заказчиками

18 ROGTEC

IDS: These concerns may only come true if the trend continues with customers (operators and oil and gas producers) drawing down the cost of drilling and related services, as drilling contractors need to make sufficient profit to be able to invest in the renewal and modernization of their drilling capacities.

Nabors: Yes, generally there is a worldwide shortage of rigs. In Russia specifically this problem is related to the quickly ageing rig fleet, whereas elsewhere in the world it is due to the rapidly increasing drilling activity in the Middle East. We offer our customers the best solution for this - signing long term contracts well in advance to allow us, as a drilling company, to ensure timely fabrication of a custom-tailored drilling rig to fit the requirements of a specific contract and all the drilling specifications.

Weatherford: I fully agree with the experts; we are already facing a shortage of drilling capacity. Drilling contractors are not able to meet all the demands of their customers, especially those for advanced equipment which require massive investment.

One of the solutions may be mandatory inclusion of an investment component in well construction contracts. This initiative could be beneficial for both parties as a customer gets state-of-the-art equipment meeting the highest standards, while a drilling contractor, never making large profits, is provided with both operational and investment opportunities.

The second option is granting low-rate loans for purchase of equipment coupled with investment support from the state. If this option were to be applied to Russian-made equipment only, it would be beneficial both for the drilling contractor and the manufacturer.

The third option is long-term partner agreements between operators and drilling contractors on joint development of strategic and promising fields with new drilling rigs and investments made on equal terms.

5. Russian rig manufacturers have to compete with European, North American and Asian manufacturers. How do you select new equipment to fully meet your current and future drilling demands?

Bashneft-Drilling: Besides the purchasing price, one of the

important factors is rig maintenance cost during both warranty and post-warranty periods. We are talking here about equipment reliability and the availability of spare parts and components.

EDC: As with all purchases, we select suppliers based on cost benefit analysis. Who can build & deliver on time the www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ (нефтедобывающими компаниями), т.к. буровым подрядчикам невозможно инвестировать в обновление производственных мощностей не имея достаточной прибыли.

Nabors: Да, в целом по миру существует проблема с недостатком буровых установок и если для России –это проблема связана с устареванием парка буровых установок, то в мировых масштабах- это связано с большой активностью ранка индустрии на ближнем востоке. Для заказчиков мы предлагаем самый надёжный и перспективный выход из сложившейся ситуации- это заключение долгосрочных контрактов заблаговременно, когда буровая компания может произвести буровую под конкретный договор учитывая все особенности бурения региона и пожелания заказчика.

Weatherford: Солидарен с экспертами, уже сейчас мы наблюдаем дефицит буровых мощностей, буровые подрядчики не в полной мере могут обеспечить потребности заказчиков, особенно в части современного оборудования, приобретение которого требует очень больших финансовых вложений. Одним из возможных способов решения могло бы стать обязательное включение в контракты на строительство скважин инвестиционной составляющей. При этом в такой инициативе заинтересованы обе стороны – заказчик получает современное оборудование, отвечающее самым высоким требованиям, а буровой подрядчик, никогда не имеющий сверхдоходов, действительно получает возможность и работать, и модернизировать предлагаемое им оборудование. Вторым способом решения этой проблемы могло бы стать предоставление кредитов на закупку оборудования с с низкой процентной ставкой при государственном дотировании. При этом, если условие касается только российского оборудования, выигрывал бы и буровой подрядчик, и завод-изготовитель. Третий способ – заключение долгосрочных партнерских договоров нефтяных компаний с буровыми подрядчиками с целью совместного разбуривания стратегических и перспективных месторождений с использованием новых буровых установок с

20 ROGTEC

Фото предоставлено компанией Nabors Russia Photo courtesy of Nabors Russia

highest quality rig at a price that meets the specifications required for Russian conditions.

ERIELL Group: Recently Russian oilfield equipment manufacturers could hardly compete with those from Europe, North America and China. However, over the last few years key investments have been made in Russian oilfield equipment manufacturing, resulting in a significant improvement in the quality and range of manufactured products. When making decisions about placing orders for drilling rigs, the quality of the equipment and the implementation of advanced technologies are among our key criteria. This is why the most recent rigs in our fleet have been manufactured by Uralmash.

IDS: When selecting new equipment our primary objective is to ensure its compliance with specifications of the technical assignment from our customers. The important factors affecting the selection process include: price vs. quality, rig manufacturer’s reputation, as well as their share of the local market and the satisfaction of its local customers.

Nabors: We have implemented a uniform standard for drilling equipment throughout the company, and most of our equipment is made by world’s leading manufacturers and indeed our own subsidiary manufacturing companies.

Our equipment selection process is based on three main criteria: safety, reliability and fit-for-purpose functionality.

These criteria were instrumental for us in reaching our current results.

Weatherford: I would like to note that Russian manufacturers made a huge step forward in technology, quality and pricing in the past two years. Moreover, when www.rogtecmagazine.com

DRILLING капитальными вложениями на паритетных началах.

5. С российскими производителями буровых установок конкурируют многие европейские, североамериканские и азиатские. Какой процесс отбора вы используете при выборе нового оборудования, которое наилучшим образом будет соответствовать вашим нынешним и будущим требованиям в области бурения? «Башнефть-Бурение»: Кроме цены приобретения очень важна стоимость содержания буровой установки, как в гарантийный, так и в послегарантийный период. В данном случае речь идет о надежности оборудования, обеспечении запасными частями и комплектующими.

EDC: Как и при всех остальных закупках, при выборе наших поставщиков мы используем подход на основе сравнительного анализа затрат и эффективности. Выбираем тех, кто способен изготовить и осуществить своевременную поставку буровой установки самого высокого качества, соответствующую российским условиям эксплуатации и по цене, находящейся в пределах выделенного бюджета. Группа ERIELL: Некоторое время назад российские производители не могли конкурировать с

Мы обеспечиваем защиту персонала и окружающей среды

you purchase a Russian rig, you can be sure that you get a unit which is in full compliance with GOST standards.

Our Company has developed solid tender procedures for drilling equipment based on expert reviews that facilitate selection of specifications which fully meet tender requirements both in terms of prices and quality.

6. Will the shortage of advanced heavy rigs affect the development of unconventional fields? What are the challenges of using the existing rigs?

Bashneft-Drilling: If by the term “unconventional deposits”

we mean fields with shale oil or bituminous oil, then a shortage of modern heavy drilling rigs is only a small limiting factor for the development of such fields when compared with other important factors such as the lack of readily available proven technologies to develop these types of oil reserves. Talking about offshore fields, the shortage of relevant drilling equipment represents a serious restricting factor for offshore field development.

EDC: There is no doubt that should the Bazhenov prove to be economical, then heavier rigs with top drives and mud pumping systems are needed to drill these development wells. The Bazhenov is 500 metres deeper than current productive zones and must have horizontal wells to drain the oil from this shale oil zone. Such

В Северной Америке: 1-800-840-2877 За пределами США: 1 (780) 414-6083 info@katchkan.com www.katchkan.com

Katch Kan работает с операторами и буровыми подрядчиками, обеспечивая их эффективными, безопасными и практичными решениями для предотвращения разливов бурового раствора и загрязнений на буровых площадках.

CELEB R G ATIN

20

YEARS

With Our Loyal Customers

SS

Zero Spill System™

SS

Rig Safety System™

Worldwide Patents & Patents Pending

"Система подтвердила свою эффективность в предотвращении разливов, возникающих при бурении нефтегазовых скважин, что, в свою очередь, оказывает положительное влияние на состояние окружающей среды."

- Директор по производству Ensign Drilling Inc.

facebook.com/KatchKanLtd

@KatchKan

БУРЕНИЕ европейскими, американскими и китайскими производителями нефтегазового оборудования. Но за последние годы в отечественном нефтегазовом машиностроении были осуществлены значительные инвестиции, что нашло свое отражение и в качестве выпускаемой продукции, и в широте ассортимента. При размещении заказов на закупку БУ мы в первую очередь ориентируемся на качество и технологичность производимого оборудования. Именно поэтому последнее время основной прирост станочного парка нашей компании осуществляется за счёт буровых установок «Уралмаш». «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: В первую очередь при выборе нового оборудования ориентируемся на его соответствие техническому заданию, которое предоставляется заказчиками (нефтедобывающими компаниями). Также важными факторами определяющими выбор являются: соотношение цены и качества товара, репутация и распространённость производителя на рынке буровых установок.

Nabors: У нас существует единый стандарт компании по оборудованию, в основном- это оборудование ведущих мировых брэндов и наших дочерних производственных компаний. При подборе оборудования мы оперируем тремя основными принципами выбора: безопасность, надёжность и практичность. Именно эти принципы позволяют нам добиться тех результатов, которые мы имеем на сегодняшний день.

Weatherford: Необходимо отдать должное российским производителям, которые за пару лет сильно выросли как в технологическом и качественном плане, так и сравнялись по цене с аналогами. Более того, получая российскую машину, можно быть более чем уверенным в соответствии оборудования ГОСТу. В нашей компании выработана многолетняя практика тендерного отбора бурового оборудования с проведением экспертных оценок, которая помогает наиболее четко выбирать спецификации, по цене и качеству отвечающие заявленным требованиям.

6. Будет ли недостаток современных тяжелых буровых установок задерживать развитие нетрадиционных месторождений? Какие потенциальные сложности может вызвать использование существующих машин? «Башнефть-Бурение»: Если под нетрадиционными месторождениями понимать месторождения со сланцевой и битуминозной нефтью, недостаток современных тяжелых буровых установок станет задерживать их развитие намного меньше других объективных причин, связанных с технологиями извлечения. Касательно шельфовых месторождений,

22 ROGTEC

heavy rigs would be in addition to the current rig fleet.

ERIELL Group: Oil and gas production is becoming more complicated every year. Operators have to drill deeper wells and in more challenging geological conditions.

These drilling challenges can be resolved through joint cooperation by drilling people, oilfield equipment manufacturers and technology development companies, so that the new drilling equipment and technologies meet the most demanding industry standards and requirements. We always work very closely with the Uralmash manufacturing plant - one of Russia’s largest drilling equipment manufacturers. Their ability to promptly adapt existing and advanced designs of oilfield equipment to meet new requirements makes us believe that Russian made equipment will allow us to successfully cope with both today’s and tomorrow’s challenges.

IDS: Naturally, a lack of modern heavy rigs to satisfy customers’ requirements will be undermining the schedule of unconventional fields development and will delay production on these fields to the required level.

Nabors: In Russia our company works in oil fields which contain various types of reserves, and all our projects have certain specific features. We are using the best technologies from all over the world to successfully implement challenging projects that include fields with hard to recover and unconventional reserves. Our highly experienced engineers are using the opportunity to upgrade and modernize our rigs to fit the requirements of specific field development programs. However, such projects need to be planned in advance as they require certain time frames to implement correctly.

Weatherford: The shortage of 250-ton and heavier rigs in many companies may certainly have a significant impact on development of shale oil reserves. For this purpose, Weatherford Russia can offer four pad rigs and twelve heavy duty stationary rigs. It is known that some good decisions were made by local and international rig manufacturers to motivate drilling contractors to buy such rigs and thus avoid imbalance on the market.

Customers developing, or planning to develop the Bazhenov formation, have clear requirements to surface equipment (pump units, mud cleaning systems, TDS, BOP units) and their age, thus limiting the number of existing rigs fit for such projects.

7. Many new fields feature hard-to-reach formations and more and more horizontal and complex wells are being drilled. What solutions can your Company offer to meet such challenges?

Bashneft-Drilling: In Bashkiria between 2103 and 2014,

horizontal well completions accounted for 85%, compared www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 23

БУРЕНИЕ отсутствие бурового оборудования для их разбуривания является серьезным препятствием для вовлечения в разработку.

EDC: Если разработка залежей Баженовской свиты окажется экономически эффективной, вне всякого сомнения, потребуются станки большей грузоподъемности с верхними приводами и более мощными буровыми насосами для бурения эксплуатационных скважины на таких месторождениях. Баженовская свита залегает на 500 м глубже чем продуктивные горизонты, добыча из которых ведется в настоящее время, и разработка таких залежей сланцевой нефти должна вестись с помощью горизонтальных скважин. Поэтому существующий парк установок потребуется дополнить буровыми станками повышенной мощности и грузоподъемности. Группа ERIELL: С каждым годом процесс добычи нефти и газа усложняется, приходится бурить более глубокие скважины и в более сложных горно-геологических условиях. Для успешного решения новых задач необходима совместная работа буровиков, производителей нефтегазового оборудования и разработчиков технологий, чтобы производство нового оборудования и технологий для бурения скважин отвечало современным вызовам. Нам удалось наладить достаточно тесное взаимодействие с российским производителем бурового оборудования «Уралмаш». Именно их оперативность в адаптации существующих и перспективных разработок нефтегазового оборудования к новым требованиям вселяет определённую уверенность в том, что российское оборудование позволит решить не только задачи, с которыми мы сталкиваемся сегодня, но и задачи завтрашнего дня. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Естественно, недостаточное количество современных тяжёлых установок, отвечающих требованиям заказчика, не позволит в запланированные сроки разрабатывать нетрадиционные месторождения и соответственно вывести их на проектные мощности.

Nabors: В России наша компания работает с различными месторождениями и все наши проекты имеют свои особенности. Наша компания имеет колоссальный мировой технический потенциал по выполнению сложнейших проектов на месторождениях различной сложности. Наши профессиональные инженеры имеют техническую возможность модернизовать существующие буровые станки под конкретное техническое задание месторождения. Такие проекты необходимо панировать заранее и на это требуются временные ресурсы.

24 ROGTEC

to 55% in 2012. Successful drilling of such wells largely depend on equipment reliability and failure-free operation, and the involvement of reputable service companies to provide support in drilling fluids, telemetry systems and drill bits.

EDC: As stated above, there is a need to increase the number of heavy rigs for these applications. We are buying on the order of 10 new rigs per year and over 70% of these are heavy due to the increasing demand from our customers. We have invested $2.2billion since 2005 on new rigs, retrofitting rigs and adding new technology.

ERIELL Group: Taking into account that the period of cheap hydrocarbons is over the development of each new field and the challenges that we face have become more and more difficult and expensive.

Staying afloat and competitive requires companies to make significant investments in research and development, improvements of existing technologies and putting forward new ones. The outstanding results achieved by ERIELL Group in the Urengoi oil, gas and condensate field were truly impressive. Early this year, with the comprehensive technical support of Schlumberger and the integrated management of NewTech Services, we drilled the first well in the area with a completed horizontal section of over 1,000 m.

IDS: We reach this objective by switching to higher capacity rigs, such as 140-ton units, and plan to start using 160-ton rigs in future. In addition, our rigs will be fitted with top drive systems.

Nabors: Our drilling activity in Russia is mainly carried out in fields with challenging geological conditions, featuring severe climatic conditions and remote locations. Challenging projects for us represent a good opportunity to develop our own capabilities and skills.

We are ready to offer solutions that are able to tackle the most challenging of fields. Such solutions are based on our most valuable resources - highly qualified personnel and a data base using information from our rigs from all over the world.

Weatherford: First of all, we offer new 320-ton pad rigs, Top Drives from leading manufacturers, powerful Weatherford pumps with the capacity of 1600 hp, advanced four-stage mud cleaning systems on all rigs and new heavy duty drilling tools.

I should also note a number of technologies offered by Weatherford, which have already proven their efficiency in Russian and international projects, e.g. Drilling with Casing (DwCTM), Managed Pressure Drilling (MPD), Rotary Steerable Systems (RSS) and Motary Steerable Systems (MSS). www.rogtecmagazine.com

DRILLING

высокая безопасность, высокая производительность

Компания «Дриллмек» производит полный спектр СВП грузоподъемностью от 100 до 500 тонн. СВП компакной модели серии HTD может быть адаптирован к почти любой буровой установке, что значительно увеличивает производительность, безопастность и аккуратность, особенно при направленном, горизонтальном бурении и ЗБС. В России компактные гидравлические СВП доказали свою эффективность, работая в Заполярье без непроизводительного времени при температурах -52C. Небольшой вес, компактные габариты и пегкая адаптируемость позволили устанавливать компактные СВП Дриллмек на различных типах буровых установок, включая российские, китайские и европейские мачты. ООО «ПАЙПЕР ИНТЕРНЕШНЛ»партнер корпорации Дриллмек и агент в России, не только предлагает готовые СВП для продажи либо аренды, но также и предоставляет весь спектр сервисных услуг (монтаж, сопровождение эксплуатации, сервисное обслуживание и ремонт) При этом используются оригинальные запасные части с региональных складов Пайпер Интернешнл в Сибири и Оренбургской области. Главные особенности СВП, серия НТD, компактная версия: • Уменьшенные размеры и вес / Легкий и быстрый процесс установки • УСТАНОВКА НА МАЧТАХ РАЗЛИЧНЫХ ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ • Приводится в действие одним полым внутригидромотором с двумя передачами на вращение и •плавной регулировкой.

• БОЛЕЕ ВЫСОКИЙ КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ ВЫСОКАЯ ТОЧНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ • Накладки направляющей СВП изготовлены из полимера (без подшипников) • МИНИМАЛЬНЫЙ ИЗНОС И ОБСЛУЖИВАНИЕ ПО СРАВНЕНИЮ С ПОДШИПНИКАМИ • Дисковый тормоз установлен непосредственно на основном валу • БОЛЬШЕ ТОЧНОСТЬ И АККУРАТНОСТЬ РАБОТ • Возможность установки двух клапанов КШЦ • ПОВЫШЕНИЕ УРОВНЯ БЕЗОПАСНОСТИ

- веб-сайт

www.drillmec.com

- по электронной почте

info@drillmec.com

- адреса

улица 1 Маджио, 12 29027 Гарига ди Поденцано (PC) - Италия Проспект Вернадскогоб д. 37б к. 2 офис 52-54 Россияб г. Москва, 119415б

www.rogtecmagazine.com

- веб-сайт

www.piperint.com

- по электронной почте - адрес

office@piperint.com

пр. Вернадского, 37, кор. 2, оф. 77-79 РФ, Москва, 119415

ROGTEC 25

БУРЕНИЕ Weatherford: Несомненно, недостаток буровых установок грузоподъемностью 250 тонн и выше может существенно повлиять на активную разработку месторождений сланцевой нефти. К примеру, российский парк компании Weatherford располагает четырьмя кустовыми и двенадцатью стационарными тяжелыми буровыми установками. Для недопущения перекоса российский и западный производитель буровых машин принял ряд верных решений, подталкивающих бурового подрядчика закупать подобные станки. Заказчики, ведущие и планирующие разработку Баженовской свиты, имеют ряд очевидных требований к наземному оборудованию (насосной группе, системам очистки, верхнему силовому приводу, противовыбросовому оборудованию), его возрасту, тем самым только ограниченный процент существующих машин сможет работать в рамках подобных проектов.

7. Многие новые месторождения отличаются труднодоступными пластами, все больше бурится горизонтальных и комплексных нетрадиционных скважин: какими решениями располагает ваша компания для решения этих сложных задач? «Башнефть-Бурение»: На территории Республики Башкортостан в 2013-2014 годах доля скважин с горизонтальным окончанием составляет до 85% при 55 % в 2012 году. Залогом успешного бурения таких скважин является надежная работа бурового оборудования и привлечение зарекомендовавших себя с положительной стороны сервисных компаний по растворному сопровождению, телеметрии и долотному сервису.

EDC: Как указывалось выше, существует необходимость в увеличении количества установок с повышенной грузоподъемностью для решения таких задач. Мы приобретаем порядка 10 новых буровых в год, из них более 70% - станки повышенной мощности, необходимые нам в результате возрастающей потребности в них со стороны наших заказчиков. С 2005 г. мы инвестировали $2,2 миллиарда в приобретение новых и модернизацию имеющихся буровых установок, а также в современные технологии.

26 ROGTEC

8. What is your forecast for the level of activity in 2014 and beyond as compared to recent years?

Bashneft-Drilling: I believe that the drilling services market

will continue to grow steadily with a buoyant oil price above $100.

EDC: 2013 saw a slow down in the growth of total metres drilled in Russia. The total metres drilled was 21 million metres which was 6% above 2012. This increase was down from 9% growth in 2012 versus 2011. However, the number of horizontal metres drilled in 2013 was over 45%* more than in 2012 (*normlised). Note oil production grew by 1% 2013 versus 2012. Going forward we expect this trend to continue; total meters will increase by 5%and horizontal metres by 10% to 15%.

Фото предоставлено компанией Weatherford Photo courtesy of Weatherford

ERIELL Group: Despite continued market volatility, the current high energy prices give us a rather optimistic outlook for the future. We expect the growth pace to remain comparable to that of the previous year.

IDS: We plan to increase the number of our drilling crews from 6 to 10 and even up to 14 in the foreseeable future.

Nabors: As indicated by industry’s statistics, with the exception of the recession years, production of hydrocarbons increases every year in order to satisfy the growing demand of the world economy, which logically makes us assume that drilling volumes will also increase. From the beginning of 2014 we have been witnessing an increased activity in this sector and have already received several requests from large-size oil companies. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 27

БУРЕНИЕ Группа ERIELL: Учитывая, что “эра дешевых углеводородов закончилась”, разработка каждого нового месторождения становится сложнее и дороже предыдущих. Для того чтобы остаться на рынке и сохранить конкурентоспособность, компании должны инвестировать значительные средства в НИОКР, совершенствовать применяемые технологии и разрабатывать новые. Показательным примером являются рекордные результаты на Уренгойском НГКМ, достигнутые Группой ERIELL. В начале текущего года при комплексной технологической поддержке «Шлюмберже» и интегрированном управлении сервисными подрядчиками компанией «НьюТек Сервисез» была пробурена первая в регионе скважина с горизонтальным окончанием свыше 1 км.

Weatherford: Major Russian operators estimate that in 2014 the scope of production drilling will grow as compared to 2013. Moreover, a number of drilling companies are actively upgrading and expanding their fleet, which also indicates growth. The trends for the near future will include extensive drilling, more complex well designs and logistics and longer well construction periods. Thus drilling scopes may decrease only in case of global financial recession or similar force majeure events. Фото предоставлено компанией Nabors Russia Photo courtesy of Nabors Russia

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Для решения данных задач наше предприятие переходит на буровые установки с большей грузоподъёмностью 140 т, а в будущем до 160 т. Также наши установки будут оборудованы верхними приводами.

Nabors: В России наша компания оказывает сервис по бурению в основном на геологически сложных месторождениях, со своими климатическими условиями и удаленностью. Наша компания рассматривает сложные проекты как возможность саморазвития. Мы готовы рассматривать месторождения любой сложности. Наше главное решение сложностей это наши люди и информационная база, собранная с наших буровых во всем мире.

Weatherford: В первую очередь отмечу новые кустовые буровые установки грузоподъемностью 320 тонн, верхние приводы ведущих производителей, мощные насосы производства компании Weatherford производительностью 1600 л.с., современные четырехступенчатые системы очистки на всех буровых установках, новый сверхпрочный буровой инструмент. Не могу не отметить и ряд технологий компании Weatherford, уже доказавшие свою эффективность при выполнении проектов как в России, так и за рубежом: бурение на обсадной колонне (DwCTM), бурение с управляемым давлением

28 ROGTEC

9. What improvements in the Russian drilling industry have you noticed recently? What changes will we face in the nearest future (in drilling and rig manufacturing technologies, HSE, operation techniques, etc.)?

Bashneft-Drilling: The historic reckless ambition of the

industry to drill more meters at all costs has evolved into an industry that requires an intellectual approach and the use of advanced technologies. This came about due to the requirements of customers that included the design of a new wells, with a focus on its quality, drilling and speed.

On this basis, the number of wells drilled using quality drilling mud and telemetry systems is always increasing and the customer performs real time monitoring of the well drilling process. One of the latest drilling technologies involves drilling with coiled tubing used as a continuous drill string, to allow underbalanced drilling in nonproductive intervals.

EDC: As mentioned above the number of horizontal metres drilled continues to increase and in 2013 21% www.rogtecmagazine.com

DRILLING (MPD), а также роторно-управляемые (RSS) и моторизированные (MSS) системы Weatherford.

8. Какой уровень активности вы прогнозируете на 2014 и далее по сравнению с уровнем прошлых лет? «Башнефть-Бурение»: Повышение уровня активности на рынке буровых услуг в среднесрочной перспективе будет вызвано устойчивой ценой на нефть на уровне выше $ 100.

EDC: В 2013 г. в России наблюдалось замедление темпов роста общей проходки. Общая проходка составила 21 млн. метров, что на 6% превышало показатель 2012 г. Однако по темпам роста этот показатель снизился, поскольку в 2012 г. прирост составил 9% от 2011 г. Тем не менее, в 2013 г. было пробурено на 45% (расчетный показатель) больше горизонтальных скважин, чем в 2012 г. Прирост добычи нефти в 2013 г. по сравнению с предыдущим годом составил 1%. В дальнейшем мы ожидаем, что эта тенденция продолжится. Общая проходка возрастет на 5%, а по горизонтальным скважинам - от 10% до 15%. Группа ERIELL: Несмотря на сохраняющуюся волатильность на рынке, высокие цены на энергоресурсы позволяют делать достаточно оптимистические прогнозы на 2014 год. Мы ожидаем сохранение темпов роста на уровне, сопоставимом с уровнем прошлого года. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Планируем увеличить количество бригад с 6 до 10. В последующем до 14.

Nabors: С каждым годом, как показывает практика, не считая кризисных лет конечно, идёт рост добычи углеводородов, промышленность нуждается в увеличении добычи нефти и логично предполагать увеличение объёмов бурения. Уже с начала 2014 года, мы наблюдаем определённую активность в данном секторе рынка и на данном этапе рассматриваем ряд предложений от крупных нефтяных компаний.

Weatherford: Согласно планов основных нефтедобывающих компании России, объем эксплуатационной проходки в 2014 году возрастет в сравнении с прошлым годом. Кроме того, часть буровых компаний активно обновляет и наращивает свой флот, что также свидетельствует о росте активности. В ближайшие годы продолжится тенденция экстенсивного бурения, усложнения конструкций скважин, логистики, увеличения сроков строительства скважин, поэтому активность буровых работ может снизиться только в случае очередного мирового финансового кризиса или подобных форсмажорных обстоятельств. www.rogtecmagazine.com

of all metres drilled in Russia were horizontal (versus 14% in 2012). The average depth of the wells drilled also continues to grow as well as the complexity of the wells themselves and more complex completions are installed. This does need heavy rigs and associated technologies such as top drives, mud systems, bits etc., to enable the construction of such wells. We also continue to invest in HSE with dedicated staff, training programs and policies & standards to improve safety performance. We have implemented IADC standards and reporting in our company to benchmark ourselves against worldwide performance. We have also invested in drilling simulators to assist training of our rig crews in processes and procedures. This accelerates knowledge transfer of best practices across our rig crews.

ERIELL Group: In the recent years well construction technologies have noticeably advanced. ERIELL Group was one of the first companies in Russia to use rotary steerable systems in combination with LWD, which resulted in a drastic increase of drilling speed on those specific wells. A lower risk of differential pipe sticking, reduced borehole wall caving and the successful drilling of unstable intervals was largely due to the use of oil based mud the improved composition of which ensures enhanced stability. These technologies, along with the advanced drill pipe design with internal walls polymer coating (IPC), tool joint hardbanding and double shoulder tool joints, enable the drilling of extended reach wells (ERD) with a measured depth of up to 9,000 m, which was a breakthrough in well drilling operations. It is not possible to drill ERD wells without a high capacity, high power rig, which in our case is the 675-ton ZJ-90. Completion technologies include special completion design for multi-stage fracturing, which allows several frac jobs in one run, resulting in severalfold increase of well flow rate.

We can confidently forecast that in the not so distant future each well will become a unique product of construction which will require a case-by-case approach.

Nabors: We have noted a step-by-step renewal of the drilling rig fleet in Russia, as well as the entry of strong competitors to this market capable of competing with us both in terms of state-of-the-art rig systems, and technologies used. Western drilling contractors employ their latest developments and solutions related to well construction, setting higher standards for drilling rigs.

More and more oil producers refuse to use the general contractor’s approach, still remaining from Soviet times, preferring the multiple services concept that allows them to achieve better efficiency and results.

We believe this tendency will only expand in the future, resulting in the rapid growth of the oil industry in Russia.

ROGTEC 29

БУРЕНИЕ 9. Какие улучшения в российской буровой отрасли за последние годы вы бы отметили? Какие, по вашему мнению, изменения произойдут в ближайшее будущее? (в технологиях бурения и производства буровых установок, ТБОЗ и ООС, практических методах и т.п.) «Башнефть-Бурение»: Бурение из безоглядной погони за метрами проходки превратилось в ремесло более интеллектуальное. К этому приводят требования Заказчиков к конструкции новой скважины, к качеству и скорости вскрытия продуктивных пластов. Поэтому растет доля скважин, пробуренных с использованием современных дорогостоящих растворов и телеметрических систем. Заказчиком ведется мониторинг проводки стволов скважин в режиме реального времени. В ближайшей перспективе распространение может получить бурение с использованием непрерывной компоновки бурильных труб, позволяющей осуществлять вскрытие продуктивных пластов на депрессии.

EDC: Можно еще раз отметить выше продолжающийся рост горизонтального бурения. Так в 2013 году на горизонтальное бурение приходилось 21% от общей проходки EDC по сравнению с 14% в 2012г. Также продолжала увеличиваться средняя глубина бурившихся скважин, а профиль и конструкция освоения скважин становились все более сложными. Для успешного решения таких задач требуется применение установок большей мощности и грузоподъемности, оборудованных верхними приводами, передовыми системами циркуляции, и использующими эффективный породоразрушающий инструмент. Мы также продолжаем уделять большое внимание вопросам ОТ И ТБ, привлекая высококвалифицированный персонал, внедряя соответствующие программы обучения и корпоративные стандарты для обеспечения более безопасной работы. Мы внедрили в компании стандарты и отчетность по IADC, позиционируя себя в качестве одного из лидеров отрасли. Мы также инвестировали в оснащение наших учебных центров симуляторами процесса бурения для более качественной подготовки наших буровых бригад и освоения ими передовых методик и технологий бурения. Это способствует интенсивному обмену положительным опытом и эффективными методиками работы между нашими бригадами. Группа ERIELL: В последние годы отмечается повышение уровня технологий строительства скважин. Группа ERIELL одной из первых в РФ применила для проводки скважин роторноуправляемые системы в комплекте с каротажем

30 ROGTEC

Weatherford: Recently we have seen some improvements and changes in manufacturing technologies and practices in Russia, which will continue in the future, viz.: • Upgrading of 320-450-ton pad rig fleet • Using 200-220-ton mobile rigs for infill production drilling • Using 160-180-ton mobile drilling rigs for sidetracking • Using less metal-intensive rigs for faster rig up and mobilization • Larger scale implementation of DwC and MPD technologies • Setting of hydraulic/mechanical packers to isolate catastrophic mud loss and low formation pressure zones • More extensive use of powerful high capacity mud pumps • Wider utilization of Top Drive Systems • Implementation of cuttings reinjection technology • Multilateral well drilling.

10. What do you think is the biggest challenge for the development of the Russian drilling industry and how can it be met?

Bashneft-Drilling: This challenge stems from a lack of

initiative from large oil companies’ in terms of promoting such development. Customers need to be aware that the use of the rigs such as the BU-3000EUK or the BU-75BrE today does not guarantee that they will be functioning and available for operations tomorrow. As a drilling contractor, we will not make enough profit to replace these rigs with new and more advanced units. The delayed understanding of our customers to this situation threatens a potential 3 to 5 years of recession in the drilling industry. During this period will be required to carry out the modernization and upgrade of our rig fleet, subject to the availability of the necessary funding.

EDC: The biggest challenge for the industry as a whole, is the need to invest significant amounts of capital to replace the large number of old rigs. The rigs over 20 years are likely to have their lifting capacity downgraded due to aging steel, and of course at 25 years of age they will need to be permanently retired.

This does present an excellent opportunity to introduce more heavy rigs and associated technologies that are increasingly needed to construct horizontal and extended reach wells in mature, greenfield and tight oil reservoirs.

ERIELL Group: Further growth of the capital-intensive oil and gas industry today is impossible without using loan capital. Unfortunately, cost of loan capital in the context of today’s Russia is high. A reduction in the cost of loans for investments in equipment (for instance in case of government allocating investment support) would facilitate a surge in growth, the creation of new jobs and, as a result, an increase in tax revenue. The temporary economic losses due to lower interest rates would be compensated www.rogtecmagazine.com

DRILLING во время бурения, что существенно повысило коммерческие скорости на данных скважинах. Значительную роль в снижении рисков дифференциальных прихватов, обрушения стенок ствола скважины, бурения неустойчивых пород сыграл раствор на углеводородной основе с усовершенствованной рецептурой приготовления, обеспечивающей большую стабильность. Эти технологии в купе с усовершенствованным бурильным инструментом, имеющим внутреннее полимерное покрытие трубы, защитную наплавку на замке и двухупорное замковое соединение позволяют бурить скважины горизонтального профиля с большим отходом от вертикали (ERD) глубиной по стволу 9000 м, что несомненно является прорывом в технологии строительства скважин. Однако бурение ERD скважин не возможно без мощной буровой установки с высокой грузоподъёмностью, которой обладает Группа ERIELL, - это БУ ZJ90 грузоподъёмностью 675 тонн. В технологии освоения при строительстве скважин можно отметить компоновку по многостадийному гидравлическому разрыву пласта, которая позволяет за один спуск/подъём в скважину произвести несколько гидравлических разрывов пласта, итогом которых является повышение дебита скважины в несколько раз. С уверенностью можно сказать, что в будущем каждая скважина будет являться уникальным продуктом с индивидуальным подходом к технологии строительства.

Nabors: Мы отмечаем постепенное обновление парка буровых установок в России, на рынке появляются достойные конкуренты, которые по праву www.rogtecmagazine.com

Фото предоставлено компанией Weatherford Photo courtesy of Weatherford

many times over in the future by the expansion and improvement of the oil and gas industry infrastructure and the creation of many new jobs.

IDS: We believe that the biggest challenge is lack of long term contracts with an acceptable profit margin.

Nabors: A lack of compliance to Russia’s oil industry standards and regulations, and the related challenges faced when trying to implement new technologies. In order to improve this, continuous monitoring by the relevant Russian authorities to ensure the best technologies and safe practices, and the prompt updating of regional standards and regulations should be considered.

Weatherford: I would like to highlight two major interrelated challenges for the industry. Today, many drilling companies operate at minimum profitability, and in 2014 their daily rates will be even lower than in the previous year, which will result in zero technical development and stagnation. This will also affect the salaries of rig crews and make them keep changing their employers.

ROGTEC 31

БУРЕНИЕ могут соперничать с нами, как по оснащённости буровых установок, так и по применяемым технологиям. Западные подрядчики внедряют самые последние свои разработки в технологиях проводки скважин, что выставляет более жёсткие условия к применяемым буровым установкам. Всё больше нефтяных компаний уходят от устоявшихся с Советских времён ген. подрядных отношений к более выгодным с точки зрения эффективности раздельным сервисам. Мы считаем, что данный тренд будет лишь наращивать свои темпы в будущем, что приведёт к активному росту нефтяной индустрии России.

Weatherford: С недавних пор в России происходят ощутимые преобразования, совершенствуются производство и технологии, кроме того, отмечается: • Обновление парка буровых станков грузоподъемностью 320-450 тонн для кустового бурения • Применение мобильных установок грузоподъемностью 200-220 тонн для бурения с целью уплотнения старого фонда эксплуатационных скважин на месторождениях • Применение более мощных МБУ грузоподъемностью 160-180 тонн для ЗБС • Применение менее металлоёмких буровых установок для снижения времени на ВМР и мобилизацию • Наращивание объемов бурения на обсадных трубах и бурения с управляемым давлением • Применение гидравлических/механических профильных перекрывателей в зонах катастрофических поглощений бурового раствора и АНПД • Тенденция более частого использования мощных буровых насосов с повышенной производительностью • Повсеместное применение верхних приводов • Применение технологии закачки выбуренной породы в пласт • Бурение многоствольных скважин.

10. Какова, по вашему мнению, самая большая сложность для развития российской буровой отрасли и как ее можно преодолеть? «Башнефть-Бурение»: Сложность заключается в нежелании крупных нефтяных компаний способствовать такому развитию. Покупая «дешевую» услугу Заказчик сегодня должен понимать, что БУ-3000ЭУК или БУ75БрЭ с которой ему оказывается данная услуга сегодня, завтра работать не будет, и у бурового подрядчика нет средств для ее замены на новый и более современный станок. До того как у Заказчика появится отчетливое понимание ситуации, есть реальный риск попадания буровой отрасли в стагнацию на период от 3 до 5 лет. Именно такой срок понадобится для

32 ROGTEC

восстановления производственных мощностей. При наличии финансирования, разумеется.

EDC: Для отрасли в целом самой сложной задачей является необходимость вложения больших средств в обновление значительной части парка буровых установок. Номинальная грузоподъемность станков старше 20 лет будет, скорее всего, снижена из-за старения металлоконструкций. А те, что эксплуатируются уже 25 лет, будут подлежать выводу из эксплуатации и замене на новые. Благодаря этому представится отличная возможность включить в работу более мощные и грузоподъемные станки в сочетании с соответствующими передовыми технологиями, которые так необходимы для строительства горизонтальных стволов и скважин с большим удалением забоя от вертикали как на уже разрабатываемых, так и на новых месторождениях, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами. Группа ERIELL: Развитие капиталоемкой нефтегазовой отрасли невозможно без заемных средств. К сожалению, в российских условиях стоимость заемных средств высока. Если удастся снизить стоимость кредитов, направленных на инвестиции в оборудование (например, в случае государственного дотирования), то это вызовет бурный рост в отрасли, создание рабочих мест и, как следствие, рост налогооблагаемой базы. Так что временные «экономические» потери от снижения процентных ставок будут возвращены сторицей в будущем. И это не считая увеличения и обновления инфраструктуры нефтегазового комплекса, а также создания новых рабочих мест. «Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Отсутствие долгосрочных контрактов с приемлемой стоимостью.

Nabors: Не соответствие Российских стандартов и правил нефтяной индустрии общепринятым мировым стандартам отрасли и связанные с этим сложности при внедрении новых технологий. Обзор мирового рынка технологий и практик безопасного ведения работ гос. органами и своевременное внедрение изменений стандартов позволит исправить ситуацию.

Weatherford: Упомяну две основные и взаимодополняющие проблемы. Многие буровые предприятия работают сегодня на грани рентабельности и суточные ставки 2014 года будут даже ниже прошлогодних, что ведет в итоге к дефициту технологического развития, стагнации, а также сильно отражается на заработных платах буровых бригад, что приводит к регулярной ротации рабочих кадров. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Иван Михайлович Ташланов - Ivan M. Tashlanov Bashneft-Drilling Трудовую деятельность начал бурильщиком, со временем продвинулся по карьерной лестнице до главного инженера в ряде компаний нефтегазовой отрасли. С 2001 по 2010 – генеральный директор ЗАО «Оренбургбурнефть», с 2010 по 2012 – директор Бузулукского филиала ООО «Везерфорд Холдингз (РУС)» группы компаний Weatherford, с 2012 года – генеральный директор ООО «Башнефть-Бурение».

Ivan started his oilfield career as a driller and developed it to Chief Engineer in a number of companies in the oil and gas industry. From 2001 through 2010 held position of General Director of CJSC Orenburgneft, in 2010-2012 Director of Buzuluk branch of Weatherford Holding (RUS) LLC. (a subsidiary of Weatherford Group). Since 2012 holds position of General Director of Bashneft-Bureniye LLC.

Докунихин Виталий Борисович - Vitaly Dokunikhin ERIELL Group Виталий Борисович Докунихин окончил факультет экономической кибернетики Государственного университета управления. Более 10 лет работает в компаниях нефтегазовой отрасли. С 2004 по 2006 гг. директор Департамента планирования и управления эффективностью деятельности в компании TНК-BP Украина. В период с 2006 по 2009 гг. занимал должность Вице-президента по финансовому контролю, планированию и управлению эффективностью деятельности Блока нефтесервисов в Группе компаний «Интегра». С 2009 по 2011 гг. приобрел международный опыт, работая в качестве заместителя исполнительного директора сербской компании НИС-Петрол (зарубежный актив Газпромнефти) по планированию, экономике и контролю. С октября 2012 года - исполнительный директор Группы ERIELL. Vitaly Dokunikhin holds a degree in economic cybernetics from the State University of Management and has over 10 years of oil and gas industry experience. From 2004 through 2006 he held the position of Director of Planning and Perfomance Management Department at TNK-BP Ukraine. From 2006 through 2009 he worked as Vice president of Financial Control, Planning and Perfomance Management at the oil services division of Integra Group. From 2009 - 2011 Vitaly gained international experience working as Deputy Executive Director on Economy, Planning and Control at NIS-Petrol (Serbia), one of GazpromNeft’s European subsidiaries. In October 2012 took the position of ERIELL Group Executive Director.

Том О’Галлахер - Tom O’Gallagher

EDC Group Том имеет квалификацию инженера по электрическим и электронным системам Университетского Колледжа в Дублине и является сертифицированным инженером. Имеет 35-летний опыт работы в нефтепромысловом сервисе. Вице-президент по работе с инвесторами с июля 2013 г. До прихода в EDC Том работал в Schlumberger, начав карьеру с должности специалиста на месторождении, затем был руководителем среднего звена в подразделениях по инжинирингу и технологиям, а также маркетингу и продажам. Работал на проектах, осуществлявшихся на Ближнем Востоке, в Дальневосточном регионе, на Северном море, а также в США и России.

Tom holds a Degree in Electrical & Electronic Engineering from University College Dublin and is a Chartered Engineer. He has worked in the oilfield services sector for the past 38 years. He was appointed as the Vice President Investor Relations for the EDC Group in July 2013. Prior to joining EDC, Tom worked for Schlumberger with a career spanning field operations, line management, engineering & technology, sales & marketing. His prior work assignments have included Middle East, Far East, North Sea, USA and Russia.

Коваленко Валентин Владимирович - Valentin Kovalenko Intellect Drilling Services LLC Валентин Владимирович Коваленко является вице-президентом по бурению управляющей компании «Ай Ди Эс менеджмент». До этого, с 2010 по 2013 г.г. он работал в генеральным директором «Интеллект Дриллинг Сервисиз» - буровой компании группы компаний IDS. Много лет Коваленко В.В. работал на нефтяных и газовых месторождениях Крайнего Севера. В различное время занимал должности инженератехнолога, ведущего инженера-технолога, главного технолога, главного инженера управления буровых работ, руководителя буровой компании. Коваленко В.В. является выпускником Азербайджанского института нефти и химии им. М. Азизбекова по специальности бурение нефтяных и газовых скважин.

Valentin V. Kovalenko is Vice-president of Drilling at IDS Management holding company. Prior to taking this position, he worked from 2010 through 2013 as General Director of Intellect Drilling Services LLC. Before that Kovalenko gained large industry experience by working at various oil and gas fields in Russia’s extreme northern regions. His career spans from drilling technology engineer, senior technology engineer, Chief Technologist, Chief Engineer of Drilling Directorate, to Director of a drilling company. Valentin Kovalenko holds a degree in oil and gas well drilling from Azerbaijan Institute of Oil and Chemistry, named after M.Azizbekov

Денис Иванов - Denis Ivanov Nabors Russia Денис Иванов является Генеральным директором Nabors в России. Имеет научную степень в области анализа прочности материалов. Работал на различных должностях в компаниях Schlumberger и Weatherford в России, странах СНГ и Соединенных Штатах. Г-н Иванов возглавил Nabors в России в 2012 г., и с тех пор в российском подразделении компании произошло немало положительных изменений, включая расширение парка буровых установок в России и упрочнение позиций компании на российском рынке. При непосредственном участии Дениса Иванова были на несколько лет продлены контракты с заказчиками Nabors на все буровые установки компании в России.

Denis Ivanov serves as General Director of Nabors Russia. He has PhD degree in material strength analysis. And held several positions in Schlumberger and Weatherford, working in Russia, CIS and USA. Mr. Ivanov joined Nabors in 2012 and since that Nabors Russia has gone through several positive changes, including expanding of Rig fleet in Russia and better positioning of Nabors in Russian market. All Nabors Rigs in Russia, with Debis Ivanov’s help, received contract extentions for several more years.

www.rogtecmagazine.com

Максим Николаевич Тамочкин Maxim N. Tamochkin

Weatherford Russia

Максим Николаевич Тамочкин - коммерческий директор по бурению и ЗБС компании Weatherford в России. Окончил Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, имеет пятнадцатилетний полевой, управленческий и коммерческий опыт работы в сфере бурения и нефтесервиса в крупнейших российских и международных компаниях.

Maxim N. Tamochkin is a Commercial Director, Drilling and Sidetracking for Weatherford Russia.

Maxim graduated from Gubkin Russian State University of Oil and Gas and has over 15 years field, management and sales experience in drilling and oilfield services in major Russian and international companies.

ROGTEC 33

БУРЕНИЕ

Горизонтальное бурение Horizontal Drilling in Russia P

ост горизонтального бурения в 2007-2012 гг. на 80% был обеспечен двумя регионами – ХМАО и Восточной Сибирью. При этом вклад каждого из регионов был приблизительно равный. Таким образом, сейчас горизонтальное бурение в России растет в равной степени за счет освоения новых месторождений в новых регионах нефтедобычи и освоения трудноизвлекаемых запасов в ХМАО.

В 2013-2020 гг. авторы прогнозируют изменение данной тенденции: » вклад Восточной Сибири в рост горизонтального бурения сократится до 17%, что будет обусловлено завершением «разбуривания» крупных проектов в этом новом регионе; » вклад же старых регионов наоборот вырастет до 75%, что будет обусловлено необходимостью освоения трудноизвлекаемых запасов в этих регионах для поддержания добычи.

34 ROGTEC

H

orizontal drilling increased by 80% in both KMAD and East Siberia between 2007-2012. The contribution to incremental drilling was roughly the same in both regions.

As a result, horizontal drilling is rising at a steady pace in Russia due to both the development of new fields in greenfield oil producing regions and the development of tight reserves in KMAD.

The authors predict the following change in this trend between now and 2020: » The contribution of East Siberia to incremental horizontal drilling will drop to 17% due to the completion of drilling operations under large projects in this new region; » Conversely, the contribution of brownfield projects will rise by 75% due to the need to tap tight reserves in these regions in order to maintain production levels.

Thus, the focus is shifting back to mature oil production regions such as West Siberia and the Volga-Urals. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Таким образом, акцент сместится в старые регионы нефтедобычи, а именно в Западную Сибирь и Волгу-Урал. Постепенное усложнение операций, в том числе и рост горизонтального бурения, заставляет добывающие компании пересматривать свой подход к закупкам нефтесервисных услуг. Все больше нефтегазовых компаний делают попытки работать на основании договоров западного типа, по условиям которых нефтегазовая компания несёт ответственность за планирование скважины и за риски, а буровой подрядчик предоставляет оборудование и сдаёт скважину. Такие договора позволяют снижать затраты за счет перераспределения рисков и возможности проводить сервис на раздельной основе. В то же время такой подход к сервису требует от компаний-операторов сильных технических и проектных групп, которые бы утверждали дизайн скважины. Некоторые ВИНК для этих целей имеют в своем составе НИПИ (например «КогалымНИПИнефть», входящий в состав ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг”). Рост спроса на бурение глубоких и горизонтальных скважин заставляет сервисные буровые компании обновлять парк за счет тяжелых (грузоподъемностью свыше 300 тонн) современных буровых установок. Так, например Буровая компания «Евразия» - лидер по объемам горизонтального бурения в России, в период с 2010-2012 гг. прибрела 19 новых буровых установок нагрузочной мощностью от 320 тонн и выше, и большая часть этих буровых – установки для кустового бурения горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали с подготовленных площадок. Кроме того, большинство сервисных компаний осуществляют программу обновления уже имеющихся буровых установок и оснащения их дополнительными функциями, с целью обеспечения возможности бурения более сложных скважин, включая 4-ступенчатые системы очистки бурового раствора, верхними силовыми приводами (либо силовыми вертлюгами) и триплексными шламовыми насосами с частотно-регулируемым приводом. Таким образом, рост доли добычи из трудноизвлекаемых запасов заставляет добывающие компании пересматривать свои подходы к разработке месторождений и закупкам сервиса. Сервисные компании в свою очередь также вынуждены подстраиваться под меняющиеся запросы рынка, модернизируя свой производственный парк. Одним из ключевых www.rogtecmagazine.com

Gradual deterioration of operating conditions, which includes large scope for horizontal drilling, is forcing E&P companies to reconsider their approach to purchasing oilfield services. An increasingly larger number of oil and gas companies are attempting to operate under Western-style contracts under the terms of which the oil and gas company is liable for well planning and risks, whereas the drilling contractor provides the equipment and commissions the well. Such agreements allow companies to cut costs by reallocating risks and having oilfield services performed on a separate basis.

However, such an approach toward service provisioning requires operating companies to have strong technical and project groups to approve the well design. Some vertically integrated oil companies even have their own research and design institutes for this reason, such as KogalymNIPIneft, which is part of LUKOIL-Engineering.

The rise in demand for drilling deep and horizontal wells is forcing drilling service companies to refurbish their fleets using heavy advanced rigs, with a lifting capacity of over 300 tons. Thus, Eurasia Drilling Company, Russia’s leader by volumes of horizontal drilling, purchased 19 new drilling rigs with lifting capacity of 320 tons or more, with most of these rigs to be used for drilling cluster horizontal wells and extended reach wells from readyto-use platforms. In addition, most service companies are in the process of upgrading their existing drilling rigs and equipping them to perform additional functions.

The purpose of this is to make them capable of drilling more complex wells, including 4-stage fluid processing systems, top drives (or power swivels) and triplex slurry pumps with variable frequency drive.

Thus, the rise in tight reserve production is forcing E&P companies to rethink their approaches to field development and service procurement. Service companies, in turn, are being forced to adapt to shifting market demands by upgrading their rig fleets. One of the key factors driving this trend is increasing demand for horizontal drilling on the oilfield services market, both in brownfield areas (West Siberia, Volga-Urals) and new areas (YNAD, Timan Pechora, East Siberia).

Sidetracking The number of sidetracking operations has climbed by more than 2.7-fold in Russia since 2005. Such impressive growth is due to the aspiration of E&P companies to maximize production at times when oil prices are high by reducing the idle well stock and ramping up flow rates in the producing well stock.

Sidetracking has proven effective when demothballed wells are connected to new reservoirs used to develop old wells.

ROGTEC 35

БУРЕНИЕ факторов такого перелома в отрасли является все большая востребованность горизонтального бурения на рынке нефтесервисных услуг, как в старых регионах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал), так и в новых (ЯНАО, Тимано-Печора, Восточная Сибирь).

Зарезка боковых стволов С 2005 года количество операций по зарезке боковых столов (ЗБС) в России выросло более чем в 2,7 раза. Такой внушительный рост объясняется желанием добывающих компаний максимизировать добычу в период высоких цен на нефть за счет сокращения бездействующего фонда и увеличения дебитов добывающего фонда нефтяных скважин. Операции ЗБС показали свою эффективность при выводе скважин из бездействия и подключении новых пластов к разработке на старых скважинах. Высокий спрос на ЗБС заставлял цены расти последние 5 лет в среднем на 10% в год. Несмотря на большие объемы уже проведенных операций, данный вид работ по-прежнему имеет значительные перспективы в РФ. По состоянию на конец 2012 года, бездействующий фонд скважин насчитывал 17754 скважины (в 2011 году 18224 ед.). При этом доля от всего эксплуатационного фонда скважин составила 10,9% и уменьшилась по сравнению с 2011 годом 0,5%. Наибольшие объемы открытого рынка приходятся на западных игроков: Weatherford, C.A.T.Oil AG, СГК (Schlumberger). Количество ЗБС с горизонтальными участками растет с той же динамикой, что и рынок ЗБС в целом. Если в 2005 году насчитывалось 444 боковые скважины (БС) с горизонтальным участком, то в 2011 году — уже 975, а в 2012 1200 скважин. С освоением технологии LWD (каротаж во время бурения) строительство БС с горизонтальным участком стало еще более эффективным: максимальный контакт БС по сравнению с 2009 годом вырос более чем на 10% в среднем по отрасли.

Strong demand for sidetracking has caused prices for this service to balloon by an average 10% per year over the past five years. And even though large volumes of these operations have already been performed, the outlook for this type of service still remains highly promising in Russia. As of year-end 2012, the idle well stock numbered 17,754 wells, down from 18,224 in 2011. Moreover, the share of the whole producing well stock stood at 10.9%, down 0.5% compared to 2011.

The following Western players account for the largest volumes on the open market: Weatherford, C.A.T.Oil AG, SGK (Schlumberger).

The number of sidetracking jobs with horizontal sections is growing at the same pace as the overall sidetracking market. If in 2005 there were 444 sidetracks with a horizontal section, this number rose to 975 in 2011 and 1,200 in 2012.

With the advent of logging while drilling (LWD) technology, the construction of sidetracked wells with a horizontal section became even more effective, as the maximum coverage of sidetracking increased by an average of over 10% for the industry as a whole compared to 2009.

MWD/LWD In 2009 the number of measurement while drilling (MWD) operations increased by 8.1% compared to 2008, mainly due to a slump in investment activity on the part of oil companies.

In 2010-2012 the number of operations rose by 29% compared to 2009, while 70% of this increment was attributable to a recovery in drilling volumes in the wake of the economic downturn.

The larger number of MWD operations in 2011-2012 was due to: » A rise in drilling volumes (including the scope of horizontal drilling) » A higher number of sidetracking operations in wells

MWD/LWD

West Siberia and the Volga-Urals accounted for about 94-96% of MWD operations in 2010-2012. The large share of MWD jobs performed in West Siberia and the VolgaUrals was due to the fact that they are the country’s core production areas.

В 2009 году количество операций MWD по сравнению с 2008 годом снизилось на 8,1%, что можно связать со спадом инвестиционной активности нефтяных компаний.

In 2012 the largest number of MWD operations in Russia was performed by Surgutneftegaz (25% of the country’s total), which held leadership among all oil companies in terms of drilling volumes.

В 2010-2012 годах число операций возросло по сравнению с 2009 годом на 29%, причем этот рост на

However, the share of these operations dropped from 29% to 25% in 2011-2012. The reason for this was a decrease

36 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING 70% был восстановительным. Увеличение числа операций MWD в 2011-2012 годах было вызвано: » возрастанием проходки в бурении (в том числе в горизонтальном бурении); » ростом количества операций ЗБС на скважинах. При этом в 2010-2012 годах 94-96% операций MWD от всех операций в стране пришлось на Западную Сибирь и Волго-Урал. Большая удельная доля операций MWD в Западной Сибири и Волго-Урале объясняется тем, что на эти же регионы приходился основной объем бурения в стране. В 2012 году наибольшее число операций MWD в России произвел «Сургутнефтегаз» (25% от всего числа операций в стране) — лидер по бурению среди всех нефтяных компаний в стране. Однако его доля в течение 2011-2012 годах сократилась с 29% до 25%. Это связано с уменьшением эксплуатационного бурения в компании, пик которого пришелся на время разбуривания крупных месторождений в Восточной Сибири.

in the company’s production drilling, which peaked at the time when large wells were drilled in East Siberia.

Bashneft saw its share of MWD operations fall from 2% to 1%, as the company had to partially offset the decline in production drilling by using various well stimulation and EOR methods in an effort to maintain output levels.

LUKOIL and Slavneft increased their shares of MWD operations, since these companies used drilling to prevent a decline in their annual production.

TNK-BP reduced its share of these operations to 12% due to a sharp decline in drilling volumes. In all likelihood, the company had begun its pre-sale preparations during 2012, as a result of which it targeted cost-cutting on drilling and well workovers and a larger scope of hydraulic fracturing operations. Such an approach usually means that a company is temporarily attempting to ramp up its production and market cap.

The share of MWD operations remained roughly the same as at other companies in 2011.

According to expert appraisals, the vast majority of MWD

БУРЕНИЕ Уменьшение доли с 2% до 1% наблюдалась в «Башнефти», так как компания для поддержания объема добычи частично компенсирует спад эксплуатационного бурения применением различных методов интенсификации добычи и ПНП. Увеличили свои доли «ЛУКОЙЛ» и «Славнефть», так как за счет роста буровых работ эти компании стремились сдержать темпы снижения годовых объемов их добычи. ТНК-BP уменьшила свою долю до 12% из-за резкого снижения объемов буровых работ. По всей видимости, в течение 2012 года началась предпродажная подготовка компании, которая привела к экономии затрат на бурение и КРС и увеличению операций ГРП. Выбор подобной тактики, обычно, свидетельствует о стремлении временного наращивания добычи и роста капитализации компании. Доля остальных компаний осталась приблизительно на уровне 2011 года. Согласно экспертным оценкам в 2012 году в подавляющем большинстве случаев (90-92%) при проведении MWD применялся гидравлический канал. Электромагнитный канал применялся примерно в 8-10% случаев операций MWD. Случаев применения кабельного канала экспертами не отмечено. В докризисный период, в 2004-2008 годах, число операций LWD возросло на 70%. Основным драйвером роста в тот период времени было увеличение числа операций ЗБС. В период кризиса 2009 года годовое число операций упало по сравнению с 2008 годом на 13,7%. В течение 2010-2012 годов число операций по сравнению с 2009 годом увеличилось на 70%. Этот рост, помимо возрастания числа операций ЗБС, был вызван ростом интереса отечественных компаний к горизонтальному бурению. В свою очередь, этот интерес явился следствием совершенствования технологий каротажа во время бурения в 2007-2012 годах. Наибольшее число операций LWD (в сумме 91-94% от общего количества по России) в 2010-2012 годах пришлось на Западную Сибирь и Волго-Урал, которые отличались наибольшим удельным весом по бурению скважин и ЗБС в стране.

38 ROGTEC

operations (90-92%) carried out in 2012 used a fluid passage. No cases involving a wireline cable were noted.

In the pre-crisis period, in 2004-2008, the number of LWD operations rose by 70%. The main growth driver during that time was an increase in the number of sidetracking jobs. In crisis-ridden 2009 the number of operations fell by 13.7% compared to 2008.

During 2010-2012 the number of operations climbed 70% compared to 2009.

This growth, aside from a higher number of sidetracking operations, was due to greater interest by domestic companies in horizontal drilling. In turn, this interest was the result of improvements in logging techniques during drilling in 2007-2012.

The largest number of LWD operations (91-94% of the total for Russia) in 2010-2012 were performed in West Siberia and Volga-Urals, which showed the largest share of wells drilled and sidetracking jobs performed in the country.

The type of logging most in demand in Russia in 2012 was gamma logging (57% of all operations, followed by resistivity logging (about 42%). The proportion of nuclear logging did not exceed 1% in 2011. However, experts surveyed by RPI in 2012 noted a sharp rise in the share of nuclear logging, which accounted for about 3-5% of all LWD operations in the country.

A specific feature of LWD in West Siberia is that gamma logging in this region is nearly always used in tandem with resistivity logging, since local E&P companies believe that the combination of these methods makes it possible to obtain more reliable measurement results.

Conversely, subsoil users in the Volga-Urals, especially in the Orenburg and Samara regions, frequently prefer to limit themselves to gamma logging, citing the need for cost-cutting.

Completion systems for horizontal wells drilled during multi-stage hydraulic fracturing Russian vertically integrated oil companies started using multi-stage hydraulic fracturing quite recently in East and West Siberia in horizontal wells, drawing on NorthAmerican experience. This technology has proven to be highly effective in the United States and Canada when drilling for shale oil and gas, whereas in Russia this technology is used mainly in low-permeability reservoirs. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Pilot projects, involving use of this technology to develop reserves of the Bazhenovskaya Suite in West Siberia, were also conducted.

Спецификой LWD в Западной Сибири является то, что в этом регионе гамма каротаж почти всегда сопровождался каротажем сопротивления, так как местные недропользователи считают, что 3,000 такое сочетание методов позволяет получать более достоверные 2,500 результаты исследования.

The outlook for multi-stage hydraulic fracturing is strong on the Russian market due to the rising proportion of oil

Напротив, в Волго-Урале, в первую очередь в Оренбургской и Самарской областях, недропользователи зачастую ограничиваются гамма каротажем, исходя из соображений экономии денежных средств.

Системы заканчивания для горизонтальных скважин при МГРП

тыс. м / thousands of meters

Наиболее востребованным видом каротажа в России в 2012 году являлся гамма-каротаж (57% от всего числа операций) и каротаж сопротивления (примерно 42%). В 2011 году удельная доля ядерного каротажа не превышала 1%. Однако в 2012 году опрошенные RPI эксперты отметили резкий рост доли ядерного каротажа ориентировочно до 3-5% от всех операций LWD в стране.

In order to carry out multi-stage hydraulic fracturing operations it is necessary to deploy the so-called special bottom-hole assembly (BHA), through which logging tools pass on their way to the required areas.

горизонтальное бурение / Horizontal Drilling 2699.9 2692.6 2235.1

2,000 1464.4

1,500

1,000

1223

1189

2004

2005

1552.1

1792.3

1649.5 1387.3

954.3 750.6

500

0 2002

2003

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

8 mec.

2013 Сравнительно недавно на Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: CDO of the F&EC, RPI analysis месторождениях Восточной и Западной Сибири российские ВИНК График 1. Динамика горизонтального бурения в России, 2002-8 стали применять многостадийный мес. 2013, тыс. метров ГРП на горизонтальных скважинах, перенимая северо-американский Figure 1. Dynamics of horizontal drilling in Russia, 2002-8 months of опыт. В США и Канаде данная 2013, thousand meters технология показывает высокую эффективность при бурении на extracted from low-permeability reservoirs where drilling сланцевую нефть и газ, в России данная технология simple wells with single-stage hydraulic fracturing is применяется в основном на низкопроницаемых becoming increasingly less profitable. коллекторах. Также стали проводится пилотные проекты по применению данной технологии для Over 200 well operations were carried out for the освоения запасов Баженовской свиты в Западной industry as a whole in 2012. Сибири.

Для проведения операции по многозонному разрыву пласта требуется установка в забое скважины специальной системы заканчивания, так называемой компоновки, через которую и происходит разрыв в нужных зонах.

одиночными ГРП становится все менее рентабельной. В 2012 году было проведено более 200 скважинаопераций в целом по отрасли.

Многостадийный ГРП имеет значительные перспективы на российском рынке в связи с ростом доли нефти, добываемой с низкопроницаемых пластов, где бурение простых скважин с www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 39

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC:

Камиль Закиров, Генеральный директор Башнефть - Сервисные Активы The ROGTEC Interview:

Kamil Zakirov, CEO of Bashneft Oilfield Services

Недавно Вы вступили в должность генерального директора «Башнефть – Сервисные Активы». Каковы стратегические цели и задачи компании, и как Вы лично видите себя в роли генерального директора? Сервисные активы, еще недавно принадлежавшие Башнефти представляют собой компании практически полного спектра услуг для нефтяной и газовой индустрии – это и бурение и строительство скважин, их обслуживания и ремонта, механосервиса, механизированной добычи, нефтяного машиностроения, транспорта и строительства нефтепромысловой инфраструктуры. АФК Система, как новый акционер этого бизнеса видит высокий потенциал роста и развития данного сегмента. Здесь мы движемся по модели, воспринятой большей частью индустрии, где и добывающие компании и бизнес, их обслуживающий, развиваются более эффективно двигаясь независимо друг от друга. Моя первоочередная задача – выстроить профессиональный и прозрачный бизнес российского масштаба, работающий на широкий круг клиентов. Следующей задачей будет технологическое и географическое развитие не ограниченное рамками российского рынка. С какими трудностями Вы сталкиваетесь, будучи генеральным директором, и как Вы улучшаете компанию?

40 ROGTEC

You have recently been appointed as CEO of Bashneft Oilfield Services, BOS – what are the strategic aims and objectives of the company and your role as the CEO? Service Assets, which was only recently owned by Bashneft, is a service company offering almost an entire range of services for the oil and gas industry including drilling, well construction, maintenance and repair, mechanical service, artificial lift, equipment manufacturing, transport and construction of field infrastructure. Sistema JSFC, as a new stockholder of this business, envisions a lot of potential for growth and development of this segment. We are using an accepted model whereby the extracting companies and the corresponding service businesses are developed more efficiently by each one operating independently. My priority today is to establish a professional and transparent business in Russia to meet the needs for our wide range of customers. My next challenge will be to ensure technological development and geographical expansion within the Russian market and internationally.

What are the key challenges that you are facing as CEO and what are you looking to improve within the company?

The center stage asset for any services business is of course human resources. The major task is to change stereotypes and thinking approaches. Up until now, www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Главным активом сервисного бизнеса является человеческий ресурс. Это основное. Первой главной задачей является изменение стереотипов и методов мышления. До сегодняшнего наши компании по своей сути были организациями по исполнению тех или иных задач. Задач, которые перед нами ставила родительская нефтяная компания. Теперь мы должны стать нефтегазовым сервисом, главной отличительной чертой которой является не просто умение профессионально решать поставленные задачи, а умение думать наперед и создавать технические и операционные решения тех проблем, с которыми наш заказчик столкнется завтра. Это требует большого переосмысления, изменения стиля мышления и культуры ведения бизнеса. Мы должны научиться зарабатывать больше через создание более эффективных и ценных решений для клиента. Иными словами, делая нашего клиента более богатыми мы будем зарабатывать больше для акционера. Понятно, что данное изменение потребует большой и слаженной работы всего многотысячного коллектива, на всех уровнях. Теперь БНСА полностью независимая компания, какие это даст преимущества в развитии? Как мы говорили выше, данное разделение бизнеса, направленное на разделение труда, способствует концентрации каждого на основном виде деятельности. Добывающая компания занимается добычей и переработкой, нефтесервисная создает инструмент и технологические решения для первой. И та и другая работают в конкурентной рыночной среде, выбирая для себя наиболее верные бизнес решения. Здесь достигаются две основные задачи – добывающая создает вокруг себя рынок услуг и пользуется им по мере необходимости, а нефтесервисная получает возможность диверсификации, распределения рисков и более устойчивого развития. Традиционно клиентом БНСА была Башнефть: а как вы планируете расширять клиентскую и объектную базу, и какие объекты вам наиболее привлекательны? Да, Башнефть и была и остается для нас основным клиентом, и мы будем прилагать все усилия, чтобы удерживать эти позиции. Это будет возможным только через улучшение эффективности собственной работы и предложения все более интересных технологических и организационных решений. При этом мы рассчитываем на активный рост объемов работы для других компаний нашей индустрии. www.rogtecmagazine.com

our companies quintessentially represented a number of organizations handling tasks established by our parent oil company. Now we are to become an oilfield service company aimed not just at meeting established objectives, but also at thinking ahead to create engineering and operational solutions for the challenges our customers may face tomorrow. This will require a great deal of reconsideration, a change of approach and an adjustment of business culture. We need to learn to earn more by creating more efficient and valuable solutions for the customer. In other words, we will create savings for our customers by earning more for our shareholders. It is clear that such change will require a great deal of well coordinated operations on all levels from our numerous teams.

With BOS now being a completely independent company, what competitive advantages will this create for the company to move forward?

As mentioned earlier, such business sharing aimed at diversifying labour promotes concentration and keeps everyone focused on their core activities. The production company handles extraction and processing, and the oilfield services company concentrates on engineering solutions to help this. Both companies work in a competitive market environment that will help us to choose correct business solutions. Therefore, two goals are achieved – the production company creates a services market around itself and utilizes it so far as necessary, and the Oilfield Services Company has the opportunity to diversify, manage risk and aim for sustainable development.

Traditionally BOS’s main client has been Bashneft, but what are your plans to increase your client base and operating areas and which areas are you looking to target?

Yes, Bashneft has been our main client and we will make all our efforts maintain this relationship, including improving our work and offering the latest engineering solutions. This is also true of other companies in our industry, and this competition will ensure that, as a whole, we move forward.

Our company also has aggressive targets for the external growth and we are also planning active geographical expansion. These include the main oil and gas regions, i.e.

Western and Eastern Siberia, Far North and certainly the Volga-Ural region where we traditionally work.

BOS is a service company specializing in several key areas, including on-shore drilling and well workovers, but what other services do you offer?

What are BOS’s key service strengths?

Drilling and well workovers are ones of the most

ROGTEC 41

ИНТЕРВЬЮ У компании агрессивные планы внешнего роста. Мы планируем также активную географическую экспансию. Это все основные нефтегазовые регионы – Западная и Восточная Сибирь, Крайний Север, и, конечно же, Волжско-Уральский регион, в котором мы традиционно трудимся. БНСА является сервисной компанией, специализирующейся в нескольких ключевых областях, включая береговое бурение и капитальный ремонт скважин, а какие еще услуги Вы предлагаете? Каковы сильные ключевые сферы обслуживания? Бурение и ремонт скважин – это, конечно одни из наиболее развитых видов деятельности наших компаний. Но это далеко не все, что мы умеем. Как я уже говорил, мы также производим и обслуживаем средства механизированной добычи и поддержания пластового давления, мы создаем весь спектр наземной инфраструктуры, у нас большой логистическотранспортный блок. Мы умеем все это делать профессионально, надежно и недорого. Но в нашем случае более важным является не то, что мы уже делаем, а то, что мы будем делать завтра. Завтра мы вырастем в диверсифицированную сервисную компанию с широкой продуктовой линейкой, с постоянно развивающейся профессиональной командой, способной создавать новые технологические решения. Такова стратегия нашего развития. Говоря о предлагаемых вами услугах в области бурения, расскажите нам о вашем парке буровых установок и его мощностях. Каковы ваши планы по модернизации парка и приобретению новых буровых? Говоря о нашем флоте оборудования нужно в первую очередь упомянуть, что мы утвердили и приступили к исполнению массированного технического перевооружения и модернизации.

42 ROGTEC

developed activities within our company, for sure, however it is far from being all that we can do. As I have already said, we manufacture and service equipment for artificial lift and pressure maintenance as well. We also build a whole range of surface infrastructure and have a large logistical and transportation unit. We can do all the abovementioned work in an expert, reliable and economical way. But in our case, what we will do in the future is more important. We will become a diversified services company offering a wide product range, a company with a continually developing professional team being able to create new engineering solutions. That is the strategy for our development.

Regarding your drilling services, describe your current drill rig fleet and its capabilities? What plans do you have for modernizing your rig fleet and also for the purchase of new rigs?

When speaking about our fleet of equipment, it is important to mention that our upgrade and modernization program has been approved and is due to be implemented over a 3 year period.

This program will ensure upgrade of our fleet and tools to meet today’s market standards. The program includes the purchasing and commissioning of a number of new tools and equipment.

How do you see the regions drilling fleet generally developing in the near to long-term? And where do you see BOS in the future within this market?

Because of the continually complicated drilling conditions that the industry is facing, our focus is on increasing capacity and mobility of our fleet. Our modernization program has been specifically designed to meet these challenges. We will increase the capacity of our rigs, become more mobile, and adapted to use the latest technologies. In short, we should be able to drill faster and construct more complicated wells.

How do you see the Russian Oilfield Service market developing over the coming years?

When working on our development strategy, we analyzed the market and studied its movement and development. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Программа рассчитана на три года, в течение которой весь флот оборудования и инструмента будет обновлен и приведен к сегодняшним стандартам рынка. Данная программа также предполагает закуп и введение в строй большого количества нового оборудования. Каким Вы видите развитие регионального парка бурового оборудования в общем в краткосрочном и долгосрочном планах? И какое место БНСА Вы отведете в будущем на этом рынке? В свете постоянно усложняющихся условий бурения основной тренд развития бурового сегмента направлен на увеличение грузоподъемности и мобильности с сильным уклоном в технологии. На соответствие данному тренду спроектирована и программа модернизации БНСА. Наши станки должны в итоге стать более мощными, более мобильными и адаптированными к использованию более совершенных технологий. Одним словом, мы должны быть способны быстрее бурить и строить все более сложные скважины. Каким Вы видите российский рынок сервиса для нефтегазового промысла в будущем? Разрабатывая стратегию развития мы очень серьезно подошли к изучению статуса рынка и движению его развития. Сегодня мы находимся в фазе стабильного роста. В среднесрочном периоде трех-пяти лет мы наблюдаем все объективные предпосылки для сохранения данного тренда. После этого индустрия должна будет войти в фазу активного технологического развития. Все оборудование и все технологии будут меняться на более мобильные и автономные решения. Этот тренд будет диктоваться экономическими драйверами. Большинство из сегодняшних решений будет слишком громоздкими и затратными при использовании в удаленных, труднодоступных и геологически сложных условиях. Наша индустрия просто обязана создавать более легкие и управляемые решения. Является ли вопрос человеческого ресурса более важным для региональных сервисных компаний или для региональных нефтедобывающих компаний? Что Вы думаете по поводу Российского профильного образования в нефтегазовой области? Какова его роль в современном рынке? Уже упоминал выше. Для нас вопрос качества человеческого ресурса чрезвычайно важен. Невозможно решать сложные задачи не развивая www.rogtecmagazine.com

We are currently operating in a growth market, and we envisage this continuing for the next 3 – 5 years, followed by a stage of active engineering and development, with most equipment being replaced with more mobile and independent solutions. These trends will be dictated, of course, by economic drivers. The majority of today’s solutions will be too bulky and inefficient, when coming up against remote, difficult to access geological conditions.

Is the issue of HR of more importance to regional service companies or regional operators?

And what are your thoughts on Russian O&G Universities, and how they work within this market?

As I discussed earlier in the interview, the issue of human resources is extremely important to us. It is impossible to solve intricate tasks without increasing the proficiency level of the whole team. Companies within this sector are guided by their own priorities and solve these issues the way they see fit.

The significance of a professional school, of course, is extremely high. We are speaking about vocational schools, colleges as well as universities.

It is a pleasure to see that after so many years of recession the majority of schools nowadays have received a new impulse of development. Obviously, the results as of today are still not satisfactory. The level of complexity in tasks and technologies is growing rapidly; in its current shape the professional school cannot develop in the same dynamics. Just like the oil industry is regenerating currently, the educational sector is yet to find new tools, methods and principles of education.

уровень профессионализма всей команды. Сами компании индустрии решают данные вопросы, каждый по-своему, кто как видит и как умеет, руководствуясь своими приоритетами. Естественно, что роль профессиональной школы чрезвычайно высока. Мы говорим и о школах, и о колледжах, и об университетах. Приятно видеть, что после многих лет застоя большинство школ сегодня получило новый импульс развития. И, конечно же, того, что происходит сегодня далеко не достаточно. Уровень задач и технологий стремительно растет и в сегодняшнем состоянии школа пока не способна развиваться в такой же динамике. Точно также как сегодня перерождается «нефтянка», школа должна найти новые инструменты, методы и принципы обучения.

ROGTEC 43

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России

Tight Oil Developments in Russia Джеймс Хендерсон The Oxford Institute for Energy Studies

James Henderson Часть 1

Вступление Добыча нетрадиционных запасов нефти радикально изменила ситуацию в энергетике США, создав для страны возможность уменьшить текущую зависимость от импорта нефти и условия для достижения странами Северной Америки к концу десятилетия потенциальной энергетической независимости. Тем не менее, по мнению Fattouh и Sen, изложенному в недавнем выпуске OIES Comment, несмотря на многочисленные прогнозы о грядущей революции в сфере поставок и цен на нефть, вызванной добычей нефти из плотных низкопроницаемых пород, влияние этого процесса на мировой энергетический рынок оказались не столь сильным, как ожидалось. Цель настоящей статьи – попытка оценить реальный потенциал добычи нефти низкопроницаемых пород в России, который был особо отмечен в недавнем исследовании мировой ресурсной базы сланцевой нефти и сланцевого газа, проведенном USGS,

44 ROGTEC

The Oxford Institute for Energy Studies

Part 1

Introduction Production of unconventional oil has transformed the US energy landscape, creating the potential for that country to reduce its reliance on oil imports and to contribute to the possibility of North America’s becoming energy independent by the end of this decade. As Fattouh and Sen point out, however, in their recent OIES Comment, despite the forecasts of many commentators that this would cause a revolution in oil supply and prices, the impact on the global energy market has in fact been somewhat less dramatic than expected. This working paper aims to take a similarly realistic view of the potential for tight oil production in Russia, something which has been highlighted by the recent study of global shale oil and gas resources undertaken by the EIA, which named Russia as the possessor of the world’s largest shale oil reserves.

The main focus of attention has been on the Bazhenov shale which lies beneath Russia’s main producing www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL согласно которому, Россия является страной с наибольшими запасами сланцевой нефти в мире. Основное внимание в этом смысле всегда уделяется Баженовским сланцам, залегающим под нефтеносными горизонтами, из которых ведется основная текущая добыча нефти в Западной Сибири, и являющимися нефтематеринской породой для многих месторождений-гигантов, составляющих основную долю всей нефтедобычи страны (по текущим оценкам приблизительно 10.5 млн.барр/сут). Роснефть, Лукойл, ГазпромНефть и другие компании обращают особое внимание на нефть Баженовской свиты и других аналогичных низкопроницаемых коллекторов, полагая, что они смогут дать прирост добычи, необходимый для достижения поставленной правительством РФ цели: обеспечить поддержание добычи нефти на текущем уровне в условиях естественного падения добычи на многих давно разрабатываемых месторождениях. Созданные совместные предприятия с компаниями ExxonMobil, Statoil и Shell уже начали внедрять международный опыт и технологии, а будущая добыча нефти из низкопроницаемых пород, по оценкам Министерства природных ресурсов, составит к 2025 г. до 1 млн. барр/сут. Однако, эксплуатация этих недоосвоенных ресурсов находится на самом раннем этапе, и уже сейчас вызывает ряд сложностей. С геологической точки зрения эти породы характеризуются высокой неоднородностью, а скважины, пробуренные на расстоянии лишь нескольких километров, демонстрируют существенно разные результаты. Затраты на бурение высоки, и, как на большинстве сланцевых коллекторов, снижение дебитов скважин происходит быстро. Это означает, что для рентабельной добычи возмещение затрат должно осуществляться быстро, на раннем этапе производственного цикла. Однако, существующая налоговая система РФ не предполагает эксплуатации скважин в таком режиме, поскольку основной упор в ней сделан на выручке, а не на прибыли, да и сами налоги крайне высоки. Несмотря на введенное снижение ставок по отдельным налогам, для широкомасштабного инвестирования в освоение таких месторождений этого недостаточно. Более того, инвестиции требуются не только со стороны нефтяных компаний, но и со стороны сервисных: для приобретения новых буровых установок и оборудования ГРП, недостаток которых может отсрочить достижение поставленных целей нефтедобычи. Цель данной статьи – рассмотреть вышеуказанные и другие вопросы в свете оценки потенциального роста освоения запасов нефти низкопроницаемых www.rogtecmagazine.com

reservoirs in West Siberia and is indeed the source rock for many of the giant fields that have been at the core of the country’s oil output, which is now running at approximately 10.5 mmbpd. Rosneft, LUKOIL, GazpromNeft and others have highlighted the potential for the Bazhenov and Russia’s other tight oil reservoirs to help achieve the government’s objective of maintaining overall production at current levels in the face of the natural decline in many of the country’s older fields. Joint ventures with ExxonMobil, Statoil and Shell have started to introduce international expertise and technology, and the future output from Russia’s tight oil reservoirs has been estimated by the Ministry of Natural Resources at up to 1 mmbpd by 2025.

The exploitation of this underdeveloped resource, however, is at a very early stage and a number of issues have already emerged. The geology of many of the reservoirs seems very heterogeneous, with markedly different well results being produced only kilometres apart. Well costs are high and, in common with most shale reservoirs, decline rates are rapid, meaning that costs need to be recovered early in the production cycle if an economic return is to be made. The current tax system in Russia, however, does not anticipate this type of well performance, being focussed on revenues rather than profits, and tax rates are also very high.

Although reductions on specific taxes have now been introduced, they may not be enough to encourage wide-scale investment. Furthermore, it is not just oil company investment that is required but also significant expenditure by oil service companies on new rigs and fracking equipment, a lack of which could easily delay the achievement of production targets.

As a result, this paper aims to address these and other issues in order to assess the potential progress in the development of Russia’s tight oil reserves. Section 1 provides some initial context of the potential importance of unconventional oil in Russia as a means of alleviating the declining production of existing West Siberian assets and as a bridge towards the longer term development of areas such as the Arctic offshore. Section 2 then outlines a definition of what is described in Russia as ‘hard-torecover’ oil, differentiating between shale reservoirs such as the Bazhenov and other tight oil reservoirs such as the Achimov and Tyumen formations which are often found in the deeper layers of existing fields. Section 3 then reviews corporate activity in the sector to date, highlighting in particular the new joint ventures formed by Rosneft, the development work carried out by GazpromNeft and Shell in the Salym area and the new focus of LUKOIL on its deeper and tighter oil assets.

Section 4 then moves on to a discussion of the commercialisation of Russia’s tight oil resources, and in particular highlights the tax concessions that have

ROGTEC 45

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ пород в России. В Части 1 рассматриваются вопросы важности этих запасов нефти в контексте нивелирования падения добычи на эксплуатируемых месторождениях Западной Сибири и в качестве связующего звена с долгосрочными программами освоения регионов , подобных Арктическому шельфу. В Части 2 дается определение российского понятия «трудноизвлекаемых запасов нефти» и рассматриваются отличия между коллекторами, представленными сланцами (как породы Баженовской свиты), и другими нефтеносными низкопроницаемыми коллекторами, такими как породы Ачимовской и Тюменской свит, часто встречающиеся и залегающие ниже разрабатываемых коллекторов Западной Сибири. В Части 3 рассматривается деятельность компаний по освоению таких месторождений в России. Особое внимание уделено новым СП с участием Роснефти, работе, проводимой компаниями ГазпромНефть и Shell на Салыме, а также намерениям Лукойла осваивать месторождения более глубокозалегающей нефти, приуроченной к породам пониженной проницаемости.

already been granted for ‘hard-to-recover’ oil, while also discussing further changes that may be needed to catalyse full scale development in projects with a very different cash-flow profile to traditional Russian oil fields.

Section 5 addresses another key issue for the industry, namely the availability of rigs of high enough quality and power to drill the numerous horizontal wells that will be needed if 1 mmbpd of production is to be achieved. It concludes that not only will it be difficult to build enough new rigs, but also that the oil service industry may well be reticent to invest heavily until it more fully understands what the future of the unconventional oil industry in Russia may be. Section 6 then reviews a number of other issues that could hinder development of tight oil in Russia such as a corporate landscape dominated by a few large players, the Law of Strategic Reserves, the Licensing Laws and Environmental and Water issues. Section 7 then offers some conclusions which suggest that, although the potential for a significant increase in unconventional oil production in Russia certainly exists, the achievement of the aggressive Ministry of Natural Resources target is likely to take longer than anticipated.

млн барр/сут - mmbpd

Часть 4 рассматривает вопросы коммерциализации 1. Unconventional Oil in the Context of Russia’s российской нефти низкопроницаемых коллекторов, Energy Strategy в частности налоговые льготы, уже введенные для The Russian government’s Energy Strategy to 2030 месторождений с трудноизвлекаемыми запасами indicates that it is keen to maintain the country’s oil нефти, а также те изменения в налоговом режиме, production at or above the level of 10.4 mmbpd seen которые необходимо ввести для стимулирования in 2012, and the outlook for 2013–2015 remains quite широкомасштабной реализации проектов разработки positive as new fields are set to be brought onstream and такой нефти. Эти проекты радикально отличаются existing developments arrive at peak output. A number от проектов освоения традиционных российских of domestic and international commentators are now, месторождений нефти профилем движения however, forecasting that Russian oil production could денежных потоков. Часть 5 касается еще одного be close to its peak, with the inevitable decline of Soviet ключевого вопроса отрасли - наличия высококлассных Рис. 1: Целевые уровни и прогнозы добычи нефти в России мощных буровых установок, Figure 1: Russian oil production targets and forecasts позволяющих бурить 14.0 многочисленные горизонтальные стволы, необходимые 12.0 для достижения целевого показателя 1 млн.барр/сут.

10.0 При этом делается вывод, что сложность состоит не только 8.0 в необходимости построить достаточное количество 6.0 буровых установок, но и в 4.0 выжидательной позиции сервисных компаний, не 2.0 желающих инвестировать большие средства до тех 0.0 пор, пока не будет более 2010 2015 2020 2025 2030 понятно дальнейшее развитие 1 (ES) 2 (GDS) 3 (GS High) 4 (GS Low) ситуации с нетрадиционными 5 (NV) 6 (IEA) 7 (EIA) ресурсами нефти низкопроницаемых коллекторов Источники: См. Таблицу 1 - Sources: see Table 1 в России, например, в части

46 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL доминирования на нефтяном рынке нескольких крупных игроков, закона, регулирующего освоение месторождений со стратегическими запасами, Закона о лицензировании пользования недрами, природоохранного и водоохранного законодательства. В Части 7 делается вывод, что, несмотря на существующий в России большой потенциал прироста добычи от разработки нетрадиционных ресурсов нефти, сроки достижения установленного Министерством природных ресурсов высокого целевого показателя будут более длительными, чем ожидается.

era fields prompting an overall fall in output by 2020.

Figure 1 and Table 1 show two Russian government targets, contained in the Energy Strategy to 2030 and the Geology Development Strategy, both of which see a gradual rise in output towards 10.7 mmbpd by 2030, but the more independent forecasts also shown suggest that these targets may be rather optimistic. The most radical low case scenario, produced for the Government Energy Commission in 2011, shows a collapse in oil output to below 5 mmbpd by 2030 if the current tax and regulatory conditions in the Russian oil sector are not changed. Even the less pessimistic forecasts, which anticipate some

Таблица 1: Целевые уровни и прогнозы добычи нефти в России 1. Нетрадиционные месторождения нефти в млн.барр/сут 2010 2015 2020 2025 2030 контексте «Энергетической Энергетическая стратегия стратегии России» 10.1 10.3 10.6 10.7 10.7 России на период до 2030 г. (1) Энергетическая стратегия России на период до 2030 г., Стратегия развития утвержденная правительством 10.1 9.8 10.0 10.3 10.6 геологической отрасли на РФ, подразумевает, что объемы период до 2030 г. (2) нефтедобычи сохранятся Генеральная схема развития на уровне 2012 г. (10.4 млн. нефтяной отрасли (2011) 10.1 11.1 11.0 9.3 6.9 барр/сут.) или увеличатся. оптимистичн. (3) Перспективы на период 2013– Генеральная схема развития 2015 гг. весьма позитивны, нефтяной отрасли (2011) 10.1 8.9 7.8 6.0 4.6 что связано с планируемым пессимистичн.

(4) запуском в эксплуатацию новых месторождений Нефтегазовая Вертикаль 10.1 10.2 10.0 9.6 8.9 и достижением пиковой (2010) (5) добычи на разрабатываемых IEA 2012 (6) 10.1 10.5 10.1 9.5 9.3 месторождениях. Однако сегодня ряд российских и международных EIA 2013 (7) 10.1 10.5 10.8 11 11.5 экспертов считают, что российская нефтедобыча, Table 1: Russian oil production targets and forecasts вероятно, приблизилась к million bpd 2010 2015 2020 2025 2030 своему пику; и к 2020 г., с Energy Strategy to 2030 (1) 10.1 10.3 10.6 10.7 10.7 неизбежным падением добычи на месторождениях советской Geology Development 10.1 9.8 10.0 10.3 10.6 эпохи, суммарный объем добычи Strategy to 2030 (2) понизится. На Рис.1 и в Таблице General Scheme of Oil 1 показаны два целевых уровня, 10.1 11.1 11.0 9.3 6.9 Industry Devt (2011) High (3) заданных правительством России в «Энергетической General Scheme of Oil 10.1 8.9 7.8 6.0 4.6 стратегии России на период Industry Devt (2011) Low (4) до 2030г.» и в «Стратегии Neftegazovaya Vertikal развития геологической 10.1 10.2 10.0 9.6 8.9 (2010) (5) отрасли» В обоих документах IEA 2012 (6) предусматривается постепенный 10.1 10.5 10.1 9.5 9.3 прирост добычи до 10.7 млн EIA 2013 (7) 10.1 10.5 10.8 11 11.5 барр/сут к 2030 г., однако, более независимые прогнозы, также government reaction in terms of tax breaks and other приводимые ниже, наводят на мысли о чрезмерной оптимистичности таких оценок. В самом радикальном, encouragement of investment, see production falling to a range of 7–9 mmbpd. Only one forecast, that from the пессимистичном сценарии, подготовленном US Energy Information Administration, sees production Правительственным комитетом по энергетике в exceeding the Russian government targets.

2011 г., предполагается, что к 2030 г. добыча упадет www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 47

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ до уровня ниже 5 млн барр./сут, если текущий налоговый и законодательный климат в российском нефтяном секторе не изменятся. Но даже и по менее пессимистичным сценариям, прогнозирующим то или иное реагирование государства в смысле налоговых льгот и других мер по стимулированию инвестиций, добыча упадет до уровня 7–9 млн барр./сут. И только в одном прогнозе, подготовленном американской US Energy Intelligence Administration, приводятся объемы добычи, превышающие заданные российским правительством целевые показатели. Центральным вопросом дискуссии относительно точных оценок падения добычи является вопрос принятия российским правительством решений по достаточному налоговому стимулированию разработки месторождений в новых регионах, таких как Восточная Сибирь и российский шельф. Большое внимание в последнее время уделяется арктическому шельфу, особенно после заявлений о создании совместных предприятий Роснефти с компаниями ExxonMobil, Statoil и ENI. Однако, становится ясно, что вероятнее всего добыча в этом регионе может начаться не ранее, чем в середине следующего десятилетия, поскольку поисковые скважины будут буриться только в 2014 году, и, в случае открытия месторождений, на дальнейшее бурение разведочных скважин и освоение месторождения уйдет как минимум еще десятилетие. И действительно, среди некоторых российских нефтяных компаний наблюдается скептицизм относительно экономической оправданности крупномасштабных проектов на Крайнем Севере. В 2013 году появилась цитата из высказывания Леонида Федуна (Лукойл): «Если бы у меня попросили денег на геологоразведку и разработку арктических месторождений, я бы копейки не дал. У нас много других, значительно менее рискованных, инвестиционных возможностей». Одной из таких конкретных инвестиционных возможностей, упоминаемых г-ном Федуном, является изучение российских ресурсов нетрадиционной нефти, на что компания в настоящее время направляет значительные средства. Разработка нефтяных запасов, часто называемых в России «трудноизвлекаемыми» - тема не новая, сланцевая нефть в России была открыта еще в 1967 г. Однако, интерес к ней усилился после появления более совершенных технологий извлечения сланцевой нефти и газа, разработанных в США в течение последних десяти лет. В самом деле, второй важной задачей совместных предприятий Роснефти с ExxonMobil и со Statoil является применение новых технологий для освоения запасов нефти низкопроницаемых пород, принадлежащих компании в Западной Сибири и Европейской части России. При этом, согласно целому ряду недавно сделанных

48 ROGTEC

The debate about the exact extent of any possible decline has largely focused on whether the Russian government will provide sufficient tax incentives to encourage the development of fields in new regions of Russia such as East Siberia and the Offshore, with a particular recent focus on the Arctic following the announcement of Rosneft’s joint ventures with ExxonMobil, Statoil and ENI. It has become increasingly clear, however, that the likely start date for any production from this region will not be until well into the next decade, given that the first exploration well is not due to be drilled until 2014 and the subsequent appraisal and development of any discovery would be likely to take at least a decade. Indeed some Russian oil industry players remain sceptical about the economics of any major developments in the Far North.

In 2013 LUKOIL’s Leonid Fedun was quoted as stating that ‘if someone asked me to invest money in Arctic exploration and development, I wouldn’t give a kopeck.

We have many more investment opportunities that carry less risk.’

One of the specific investment opportunities to which Mr Fedun is referring, and into which his company is currently investing significant funds, is the exploitation of Russia’s unconventional oil resources. Although the development of what is often referred to in Russia as ‘hard-to-recover’ oil is not a new topic, with the discovery of shale oil in Russia dating back as far as 1967, it has become much more interesting following the improvements in the technology for the extraction of shale oil and gas developed in the US over the past decade. Indeed the other main focus of Rosneft’s JVs with both ExxonMobil and Statoil is the application of new technology on the company’s tight oil reserves in West Siberia and European Russia, and a number of recent estimates suggest that the resource base to be exploited across Russia is enormous, although uncertain. The level of this uncertainty is captured in the wide spread of high and low estimates: total tight oil reserves in Russia have been put in the range of 15 billion to 1.05 trillion barrels. Even individual companies have very broad assessments of their own resources, with Rosneft quoting numbers in the range 6–18 billion barrels and TNK-BP offering forecasts of between 4 and 19 billion barrels. Given that Russia’s total proved reserves are estimated at 87 billion barrels it is clear that even numbers at the lower end of the range would be significant additions to the country’s oil reserve base. This potential was further confirmed by a recent assessment of global shale resources by the US Energy Information Administration which calculated that Russia has the world’s largest shale oil resources with a total of 75 billion technically recoverable barrels.

2. Defining Unconventional Oil in Russia Before progressing from these resource numbers to potential production estimates it is important to emphasize that the definitions of unconventional reserves in Russia www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL оценок, предполагаемая для добычи ресурсная база в России огромна, хотя и характеризуется неопределенностью. Степень этой неопределенности отражается в широком разбросе между оптимистичными и пессимистичными оценками: суммарные запасы нефти низкопроницаемых пород в России оцениваются в диапазоне от 15 млрд до 1.05 трлн баррелей. Даже среди отдельных компаний такие оценки меняются в очень широких рамках: Роснефть приводит цифры в диапазоне 6–18 млрд баррелей, а ТНК-BP – от 4 до 19 млрд баррелей. При том, что суммарные доказанные запасы России оцениваются на уровне 87 млрд баррелей, ясно, что даже оценки по нижней границе таких прогнозов будут означать серьезный прирост суммарных запасов нефти страны. Этот потенциал был еще раз подтвержден в недавно проведенной оценке мировых запасов сланцевых нефти и газа, подготовленной американской US Energy Information Administration, которая рассчитала, что Россия находится на первом месте в мире по ресурсам сланцевой нефти с суммарными технически извлекаемыми запасами на уровне 75 млрд баррелей.

2. Российское определение «нетрадиционной нефти» Прежде чем переходить от оценки ресурсов к оценкам потенциальных объемов добычи, важно подчеркнуть, что определения для нетрадиционных запасов в России несколько нечеткие, размытые среди множества терминов, используемых для

are somewhat blurred in a multitude of terms used to describe the hydrocarbons being explored by various companies. The broadest definition is ‘hard-to-recover’ oil, and this is often used by companies looking for a catchall to describe reserves that need tax breaks from the government to encourage investment. ‘Hard-to-recover’ reserves include shale resources, such as those found in the often-cited Bazhenov geological layer, but also include bitumen, a very viscous crude that is extracted from shallower reservoirs using mining or steam heating techniques, as well as oil that comes from conventional reservoirs that happen to have low permeability and/or porosity. Indeed this breadth of definitions is one reason why the Russian government has been relatively slow to introduce tax breaks for the oil industry, for fear that companies would use ‘creative reserve auditing’ to bring as much of their production as possible into the ‘hard-torecover’ category.

Narrowing the definition to more traditional unconventional shale and shale-like reserves, the US EIA tight oil resource estimate for Russia specifically includes only the Bazhenov layer. This layer is highly significant as it is believed to cover the entire 2.6 million km2 area of the West Siberian basin and to act as the source rock for 85 per cent of the conventional oil fields located there. The Bazhenov is located at a depth of 2,700–3,100 metres in the Upper Jurassic rock strata (see Figure 2), and has a permeability of less than one millidarcy with a porosity of between 2 and 6 per cent and a reservoir thickness of 20–30 metres, making it comparable to the Eagle Ford and

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ описания углеводородов, разведываемых различными компаниями. Самое широкое определение – «трудноизвлекаемая» нефть, оно часто используется компаниями, которым нужен всеобъемлющий термин для описания запасов, инвестиции в разработку которых требуют стимулирования в виде налоговых льгот от государства. К «трудноизвлекаемым» запасам относятся ресурсы, приуроченные к сланцам, подобным породам, слагающим часто упоминаемую Баженовскую свиту. При этом, к ним же относится битум, очень высоковязкая нефть, добываемая из менее неглубоко залегающих пластов при помощи паротепловых методов воздействия, а также нефть традиционных коллекторов с низкой проницаемостью и/или пористостью. Такая широта определений является одной из причин относительной медлительности российского государства по отношению к введению налоговых льгот для нефтяной отрасли, из-за опасений, что компании прибегнут к «креативному» пересчету запасов с целью максимально перевести разрабатваемые запасы в категорию «трудноизвлекаемых» запасов. Сузив это до более традиционного определения сланцевых и сланцеподобных запасов, US EIA получила оценку российских ресурсов нефти, в которую целенаправленно включила только Баженовскую свиту. Эта свита имеет большое значение, поскольку считается, что она встречается на всей площади ( 2.6 млн км2) Западно-Сибирского бассейна и является нефтематеринской породой для 85 процентов всех Западно-Сибирских месторождений традиционной нефти. Баженовская свита залегает на глубине 2700–3100 м в вернехнеюрских отложениях (Рис 2), проницаемость пород составляет менее 1 мД , пористость – от 2 до 6%, мощность - 20–30 м, что позволяет считать ее сравнимой с месторождениями сланцевой нефти Игл Фьерд (Eagle Ford) и Баккен (Bakken), США. Нефть Баженовской свиты является легкой (34–43 градуса API, в среднем 38 градусов API) и относительно малосернистой (содержание серы - 0.6%), что характерно для многих низкопроницаемых коллекторов. (Для сравнения: плотность нефти Urals cоставляет 32–33 градуса API). Это обеспечивает свободное течение нефти после разбуривания плотных песчаников горизонтальными скважинами и проведения многостадийного ГРП. Баженовская свита – не единственный в России перспективный нефтеносный комплекс, приуроченный к низкопроницаемым породам, другие аналогичные ресурсы нефти приурочены к Ачимовской и Тюменской свитам, однако они не

50 ROGTEC

Bakken shale formations in the USA. As with many tight reservoirs the oil tends to be light (34–43 degrees API, with an average of 38 degrees compared to the Urals blend figure of 32–33 degrees) and has a relatively low sulphur content of 0.6%. As a result it can flow quite freely once the tight sandstone reservoirs have been accessed through horizontal wells and broken open using multi-stage fracking techniques.

The Bazhenov, however, is not the only new tight oil play in Russia, as similar types of resources are also found in two other layers, the Achimov and the Tyumen, that have not been included in the US EIA analysis because of a lack of available data. Nevertheless, they are very much part of the tight oil development work that a number of companies in Russia are currently undertaking and are certainly included in any definition of ‘hard-to-recover’ oil. The Achimov layer is generally located just above the Bazhenov at a depth of 2,500– 3,200 metres (see Figure 2), with the oil trapped in tight sandstones confined by shale. The reservoirs tend to be of average porosity but low permeability, but nevertheless have a tendency to have better flow rates and lifetime production than the Bazhenov layer.

A number of gas condensate fields have already been developed from this rock layer, including by the Gazprom/Wintershall JV Achimgaz, and the shallower depth of the reservoirs means that they tend to be cheaper and easier to operate than their deeper counterparts. In contrast the Tyumen layer, which covers the same geographic area as the Bazhenov but at a lower depth of 2,800 to 3,200 metres, tends to contain narrower reservoirs with mixed permeability, making it a more difficult target for drilling and generally more expensive to develop. Nevertheless, a number of companies, including LUKOIL and TNK-BP, have been exploring the potential of this reservoir below existing conventional fields and see it as another potential boost to overall production capacity.

The geographical extent of these three tight oil reservoirs and the large resource estimates associated with just one of them (the Bazhenov) have encouraged the Russian government and oil industry to believe that the development of unconventional oil in Russia could be the short-to-medium term solution to the risk of a potential production decline. Indeed a number of corporate and ministry production forecasts have been made that suggest the possibility of significant output being achieved by the end of this decade. Rosneft has tentatively estimated that it could be producing 300,000 bpd of unconventional oil by 2020, while TNK-BP has more cautiously forecast output of 50,000 bpd on the same timescale and GazpromNeft has suggested that it could produce a similar amount. More optimistic overall forecasts have emanated from the Russian Energy Ministry and the Ministry of Natural Resources, www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL Figure 2: Stratigraphic Column of the West Siberian Basin

CENOZOIC

NORTH: YAMAL & GYDAN REGIONS

CENTRE: MIDDLE OB REGION

SOUTH: VASYUGAN REGION

Gankin

Gankin

Gankin

Berezov

Berezov

MAASTRICHTIAN

CRETACEOUS

UPPER

CAMPANIAN

Slavgodor

SANTONIAN

Ipatov

CONACIAN TURONIAN

Kuznetsov

LOWER

Kuznetsov

Pokur

Pokur

Vartov

Kiyaly

Uvat

CENOMANIAN

Khanty-Mansi

ALBIAN

MESOZOIC

Kuznetsov

APTIAN

Tanopcha

BARREMIAN

NEOCOMIAN

HAUTERIVIAN

Akh

VALANGINIAN

Megion

TRIASSIC

MIDDLE LOWER

JURASSIC

UPPER

BERRIASIAN

Bazhenov

VOLGIAN

Tara Kulomzin

Achimov Bazhenov

Bazhenov

KIMMERIDGIAN OXFORDIAN

Abalak

Vasyugan

Vasyugan

CALLOVIAN BATHONIAN BAICCIAN AALENIAN TOARCIAN PLIENSBAOHIAN

Tyumen

Tyumen

Tyumen

NINE MURIAN HETTANGIAN UPPER

Timpey

MIDDLE

LOWER

Unnamed

Unnamed

Туринская

EXPLANATION

PALEOZOIC

Mainly sanstones

Volcanic rocks

Sandstones & shales

Lacuns

Mainly Shales

Unconformity

Organic-rich siliceous shale

coal

www.rogtecmagazine.com

Primary Potential Source Rock

Secondary Potential Source Rock Source: US Energy Intelligence Administration, June 2013

ROGTEC 51

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Рис. 2: Стратиграфическая колонка Западно-Сибирского бассейна СЕВЕРНЫЙ: ЯМАЛ И ГЫДАН

ЦЕНТРАЛЬНЫЙ: ЦЕНТР РЕГИОНА

ЦЕНТРАЛЬНЫЙ: ЦЕНТР РЕГИОНА

Ганкинская

Ганкинская

Ганкинская

Березовская

Березовская

КАЙНОЗОЙСКИЙ МААСТРИХТСКИЙ

ВЕРХНИЙ

КАМПАНСКИЙ

Славгодорская

САНТОНСКИЙ

Ипатовская

КОНЬЯКСКИЙ

МЕЛОВОЙ

ТУРОНСКИЙ

Кузнецовская

НИЖНИЙ

Кузнецовская

Покурская

Покурская

Вартовская

Киялыкская

Уватская

СЕНОМАНСКИЙ

Ханты-Мансийская

АЛЬБСКИЙ

АПТСКИЙ

Танопчанская

БАРРЕМСКИЙ НЕОКОМСКИЙ

МЕЗОЗОЙСКИЙ

Кузнецовская

ГОТЕРИВСКИЙ

Ахская

ВАЛАНЖАНСКИЙ

Мегионская

ВЕРХНИЙ СРЕДНИЙ

КЕЛЛОВЕЙСКИЙ

НИЖНИЙ

ВОЛЖСКИЙ

ТРИАСОВЫЙ

ЮРСКИЙ

БЕРРИАССКИЙ

Баженовская

Тарская Куломзинская

Ачимовская Баженовская

Баженовская

КИММЕРИДЖСКИЙ ОКСФОРДСКИЙ

Абалакская

Васюганская

Васюганская

БАТСКИЙ БАЙОССКИЙ ААЛЕНСКИЙ ТОАРСКИЙ ПЛИНСБАХСКИЙ

Тюменская

Тюменская

Тюменская

СИНЕМЮРСКИЙ ГЕТТАНГСКИЙ ВЕРХНИЙ

Тампейская

СРЕДНИЙ

НИЖНИЙ

Нет названия

Туринская

ПОЯСНЕНИЯ

ПАЛЕОЗОЙСКИЙ

Преимущественно песчаники

Вулканические породы

Песчаники и сланцы

Пробел

Преимущественно сланцы

Несогласие

Богатые органикой кремнистые сланцы

Уголь

52 ROGTEC

Нет названия

Нефтематеринская порода основного потенциала Нефтематеринская порода второстепен. потенциала

Источник: US Energy Intelligence Administration, июнь 2013

www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

kbpd

были учтены в анализе, проведенном US EIA в силу and as shown in Figure 3 the latter suggests that total отсутствия доступа к данным по этим объектам. tight oil production in Russia might exceed 1 million Тем не менее, низкопроницаемые нефтеносные bpd by 2025 and reach 1.7 million bpd by 2030. The породы этих свит активно изучаются и осваиваются uncertainty surrounding the development of this new рядом российских компаний, и, несомненно, resource, however, is underlined by the fact that the попадают под определение трудноизвлекаемых Energy Ministry forecast, although positive, is much запасов нефти. Ачимовские отложения обычно lower at only 440,000 bpd by 2020 before declining to залегают непосредственно над Баженовской 400,000 bpd by 2025. свитой на глубине 2500–3200 м (Рис. 2). Нефть в них приурочена к низкопроницаемым плотным This uncertainty reflects difficulties in a number of песчаникам, ограниченным глинами. Породы areas, including licensing, levels of taxation, definition коллектора характеризуются средней пористостью, of strategic resources, environmental legislation, но низкой проницаемостью, Рис 3: Прогноз правительства по добыче нефти низкопроницаемых при этом пробуренные пород в России в них скважины обычно Figure 3: Government forecasts for tight oil production in Russia демонстрируют более высокие дебиты и более длительную 1800 добычу по сравнению с 1600 породами Баженовской свиты. На ряде газоконденсатных 1400 месторождений уже ведется 1200 добыча из Ачимовского горизонта. Пример тому 1000 – деятельность компании 800 «Ачимгаз» (совместное предприятие Газпрома 600 и Wintershall). Чем менее 400 глубоко залегает коллектор, тем дешевле и легче его 200 разрабатывать. В отличие 0 от Ачимовской свиты, 2015 2020 2025 2030 Тюменская, географически распространенная там же, где Rosnedra RF MoE и Баженовская, но залегающая Источник: Министерство Энергетики РФ, Министерство природных ресурсов РФ ниже, на глубинах 2800-3000 м, Source: Ministry of Energy of Russian Federation, Ministry of Natural Resources of Russian Federation характеризуется коллекторами меньшей мощности с различной availability of sufficient oil service equipment and a lack проницаемостью, что делает их разбуривание of variety in the companies developing the resources, более сложным, а освоение более дорогостоящим. but at the most basic level the issue of geology remains Однако, ряд компаний, включая Лукойл и ТНКthe primary concern at present. On the positive side, it BP, изучают потенциал этого горизонта и is asserted by a group of scientists led by Ivan Nesterov рассматривают его как еще один потенциальный at the Russian Academy of Sciences that the high oil источник наращивания объемов добычи. saturation across the key Bazhenov shale layer means that oil can be produced commercially at any point Географическая распространенность этих трех across its geography. Other specialists such as Valeriy свит низкопроницаемых пород и высокая оценка Soloviev, Chief Expert of Gazpromneft’s Research and ресурсов, приуроченных только к одной из них, Technical Center (NTC), are also positive and believe Баженовской, заставили российское государство that ‘taking into account the potential resources of the и нефтяную отрасль поверить, что разработка Bazhenov formation, it is a great candidate for further нетрадиционной нефти в России может стать в exploration and development’. кратко- и среднесрочной перспективе решением проблемы потенциального спада добычи.

An alternative view is presented by scientists such Корпорации и министерства подготовили ряд as Vladimir Teploukhov, Head of the Logging Data прогнозов, предполагающих возможность Interpretation Department at NTC, who stresses that значительного роста добычи к концу текущего ‘the Bazhenov formation stores too many surprises, and десятилетия. По предварительным оценкам the surprises are still there despite decades of research. Роснефти к 2020 г. компания могла бы добывать The main challenge for geologists and development www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ нетрадиционную нефть в объеме 300 тыс.барр/сут, ТНК-BP выступила с более осторожным прогнозом на уровне 50 тыс.барр/сут на тот же период, и Газпромнефть предположила возможность добычи аналогичных объемов. Более оптимистичные прогнозы дали Российское Министерство Энергетики и Министерство природных ресурсов, причем последнее полагает, что суммарная российская добыча нефти низкопроницаемых пород к 2025 г. может превысить 1 млн.барр/ сут, а к 2030 г. достигнуть 1.7 млн.барр/сут (см. Рис.3). О неопределенности перспектив разработки новых ресурсов говорит и тот факт, что в прогнозе Министерства Энергетики, самом по себе позитивном, приводятся гораздо более низкие цифры – всего лишь 440 тыс.барр/сут к 2020 году с дальнейшим снижением до 400 тыс.барр.в сутки к 2025. Данная неопределенность отражает сложности в целом ряде областей, включая выдачу лицензий, уровни налогообложения, определение понятия «стратегические ресурсы», экологическое законодательство, наличие необходимого нефтесервисного оборудования, а также недостаточное разнообразие среди компаний, осваивающих указанные ресурсы. Однако, в итоге именно геология на сегодня является центральным вопросом. С одной стороны, группа ученых РАН под руководством Ивана Нестерова утверждает, что высокая нефтенасыщенность основного объекта, Баженовской свиты, означает возможность промышленной добычи нефти в любой ее географической точке. Другие специалисты, такие как Валерий Соловьев, главный эксперт научнотехнического центра (НТЦ) компании Газпромнефть, также придерживаются положительное мнения и верят, что «Баженовская свита с ее потенциальными ресурсами является великолепным кандидатом для дальнейшей разведки и освоения». Альтернативной точки зрения придерживаются такие ученые как Владимир Теплоухов, руководитель Отдела интерпретации данных ГИС НТЦ, который подчеркивает, что «Баженовская свита хранит слишком много сюрпризов, и сюрпризы до сих пор встречаются, несмотря на десятилетия исследований. Основная проблема для геологов и разработчиков – точно определить извлекаемые запасы и области их сосредоточения. Уровень эффективной пористости нефтенасыщенных пород Баженовской свиты так и не определен с достаточной точностью. Данные по проницаемости и пористости Баженовских пород недостаточны. Кроме того, в разных географических точках эти характеристики существенно различаются. Иногда даже соседние

54 ROGTEC

engineers is how to accurately pinpoint recoverable reserves and the areas of their concentration. The volume of effective oil-saturated pore space of the Bazhenov formation has not been identified with the desired precision. Data on permeability and porosity of the Bazhenov rocks are insufficient. In addition, the characteristics may vary enormously in different locations. Sometimes even neighbouring wells produce completely different data. For as long as these issues remain unanswered, the development of the reserves continues to be too risky’.

It is clear, then, that despite the huge resource potential of the Bazhenov and associated tight oil strata in Russia, the geology is yet to be fully understood, and it is this fact that has heightened calls for increased government support for companies which are preparing to investigate the possibilities for commercial production. Before discussing what levels of government support may be needed, as well as what other issues may need to be resolved, it is worth first reviewing the major corporate activity to date in order to assess how companies currently view unconventional oil prospects in Russia.

In the next excerpt, we will focus on the major companies involved in unconventional oil and gas production in Russia. скважины дают совершенно разные данные. Пока на эти вопросы не будет ответа, разработка таких запасов будет оставаться слишком рискованной». Понятно, что, несмотря на огромный ресурсный потенциал Баженовских и приуроченных к ним низкопроницаемых пластов в России, их геологию еще только предстоит изучить полностью, и ввиду этого все больше внимания обращается на необходимость господдержки компаний, которые готовятся исследовать возможности промышленной добычи. Но прежде чем обсуждать требующиеся уровни государственной поддержки, а также иные вопросы, которые необходимо будет решить, имеет смысл вначале рассмотреть, что делают крупные корпорации сегодня, чтобы понять, что думают компании о перспективах нетрадиционной нефти в России. В следующей части мы поговорим об основных крупных компаниях, связанных с добычей нетрадиционной нефти и газа в России.

www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

From Challenges to Opportunities

Call for papers deadline 1 June 2014 www.eage.org

www.rogtecmagazine.com

27-29 October, Almaty, Kazakhstan ROGTEC 55

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

Вероятностные аспекты оценки ледовых нагрузок и воздействий на объекты обустройства морских месторождений на примере айсберговой угрозы Offshore Hazards: Assessing the Impact of Icebergs on Offshore Production Platforms Часть 1 - Part 1 Д.А. Онищенко (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Dmitry A. Onishchenko (Gazprom VNIIGAZ LLC)

Введение Проблема освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа РФ, и в первую очередь, шельфа Арктики, требует проведения большого объема научных исследований фундаментального и прикладного характера. Одной из комплексных задач, имеющих большое практическое значение, является совершенствование методологии определения ледовых нагрузок на морские платформы, без использования которых освоение большинства месторождений, расположенных на арктическом шельфе России и в других морях с холодным климатом, пока представляется невозможным. Корректное решение вопроса о расчетных ледовых нагрузках определяет как технико-экономические показатели проекта обустройства шельфового месторождения, так и уровень надежности и безопасности, реализуемый при проектировании платформ: завышение нагрузок приводит к росту капитальных затрат на строительство, а занижение повышает риск повреждения и даже разрушения сооружения в процессе эксплуатации. Как и другие нагрузки, порождаемые природными факторами, ледовая нагрузка обладает высокой степенью статистической изменчивости. Поэтому задача определения расчетных значений ледовой нагрузки для различных расчетных ситуаций должна изучаться в рамках вероятностной

Introduction Resolving the challenge of developing Russia’s offshore oil and gas resources, those on Arctic shelf being first and foremost, requires much scientific research, both theoretical and practical. One of the main challenges is attempting to calculate the ice loads that can hit offshore platforms which is still critical for developing most fields in Russia’s Arctic shelf.

The correct estimation of the ice loads that are likely to be encountered is key – overestimation of the loads will result in higher capital expenditure, while underestimation will increase the risk of damage or even destruction during operation. As with other loads caused by natural factors, ice loads can vary enormously, and this is why calculating ice load values must be done within the probabilistic framework. One of the current challenges facing the industry is the construction of offshore platforms for a number of promising fields based in a number of Russia’s northern seas, including the Barents and Kara Seas.

56 ROGTEC

Using current data, the study proposes a physical and mathematical model which allows various iceberg hazard indicators to be analyzed. These include the probability of an iceberg/platform collision during a given timeframe, the probability distribution of the iceberg’s kinetic energy on collision, etc.

Requirements are established for the initial data required for corresponding calculations. The paper discusses the results www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT постановки. Для нескольких северных морей России, включая Баренцево и Карское моря, на шельфе которых расположен целый ряд месторождений и перспективных структур с большими запасами углеводородов, одной из актуальных задач является реалистичная оценка айсберговой угрозы для морских платформ. В работе с учетом доступных в настоящее время данных фактических наблюдений предлагается полуаналитическая вероятностная физикоматематическая модель, позволяющая оценивать различные показатели айсберговой угрозы, например, вероятности столкновения айсберга с платформой в течение заданного интервала времени, вероятностное распределение характеристик айсберга или его кинетической энергии при соударении с платформой и т. д. Сформулированы требования к исходным данным, которые необходимы для проведения соответствующих расчетов. Обсуждается вопрос о точности получаемых результатов и возможности использования их в практике проектирования.

obtained and the possibility of their use in practical design work.

1 Факторы, обусловливающие вероятностный характер ледовой нагрузки Ледовая нагрузка на морские платформы возникает в процессе воздействия на них движущегося ледяного покрова, в общем случае, пространственно неоднородного, состоящего из ледяных образований различного типа (например, ровный лед, наслоенный лед, торосистый лед, айсберги и др. – с полным перечнем можно ознакомиться в Номенклатуре Всемирной метеорологической организации по льду [1] ). При взаимодействии с преградой надвигающийся на нее лед разрушается под действием контактных сил со стороны платформы и, в свою очередь, по известному закону физики порождает аналогичные воздействия на корпус платформы. Таким образом, ледовая нагрузка на морскую платформу порождается процессами разрушения льда: локальными, имеющими место непосредственно в зоне контакта отдельных частей ледяного покрова с преградой, и глобальными, сопровождающими разрушение ледяного покрова или входящих в него отдельных ледяных образований в целом (в основном, это проявляется как трещинообразование). Заметим, при столкновении айсберга с платформой разрушение льда практически всегда будет иметь локальный характер.

The total ice load on the entire platform (it is often referred to as global load) is a function of time which can, generally, vary significantly. Because of this variation, it is important to examine ice loads as random processes. There are a large number of parameters to take into account, including those that determine the ice regime in the area near the platform, while others do “manage” the interaction of ice cover with the platform.

Суммарная ледовая нагрузка на платформу в целом (ее часто называют глобальной нагрузкой) представляет собой некоторую функцию времени, демонстрирующую в общем случае очень высокую степень изменчивости. При этом характер изменения нагрузки во времени приводит к необходимости рассматривать ее как случайный процесс. Причина этого заключается в большом количестве параметров, одна группа которых определяет ледовый режим в районе установки www.rogtecmagazine.com

1 Factors behind the probabilistic nature of an ice load The ice load on offshore platforms arise when the platform is affected by moving ice cover, generally of spatially inhomogeneous nature and consisting of various types of ice formations (e.g. level ice, rafted ice, ridged ice, icebergs etc) – the full list can be found in World meteorological organization’s sea ice nomenclature [1]). Ice breaks as it advances and comes in contact with the platform and, in turn, creates pressure on the platform’s hull. Therefore, the ice load on an offshore platform is governed by two separate destruction processes – local ones that take place during ice/platform contact, and the global processes which complement the destruction of the ice cover or its individual elements forming part of that cover on the whole (generally expressed as ice cracking). We should note that in almost all cases, an iceberg-to-platform collision will result in the local destruction of ice.

Listed below are some of the parameters which determine the nature of an ice load. These parameters in particular determine the variability of the ice cover: » large number of ice formations (first year and multi-year level ice, ridges, icebergs etc); » thickness, morphometric composition, spatial boundaries of ice formations; » ice drifting at various velocities; » velocity and temperature during the contact with the structure; » frequency of certain ice formations shapes; These parameters in particular determine the destruction of the ice cover: » local ice strength; » large number of destruction patterns (shearing, crushing, bending, stability loss, cracking, piling-up and etc.); » few interaction scenarios (impact, pile-up, freeze-up and etc.).

The above parameters are random values, based either on observations or mathematical modeling. For many of the listed parameters, however, the observation ranges are short, and may contain errors (as compared against “true” distributions which are apparently, unknown). Moreover, due to the internal heterogeneous properties of ice, its load, even for the same formation (e.g. level ice) with spatially invariable “external” parameters is of course random.

ROGTEC 57

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ платформы, включая пространственную и временную изменчивость ледяного покрова, а вторая “управляет” взаимодействием различных ледяных образований с платформой. Перечислим некоторые из параметров, обусловливающих вероятностный характер ледовой нагрузки. Изменчивость ледяного покрова характеризуется, в частности, такими параметрами: » большой набор ледяных образований (однолетний и многолетний ровный лед, торосы, айсберги и др.); » толщина, морфометрическое строение, пространственные размеры ледяных образований; » дрейф льда с различной скоростью; » скорость и температура в момент взаимодействия с сооружением; » частота появления определенных ледяных образований с различными геометрическими параметрами. Разрушение ледяного покрова характеризуется, в частности, такими параметрами: » локальная прочность льда; » большое число механизмов разрушения (смятие, дробление, изгиб, потеря устойчивости, трещинообразование, нагромождение и др.); » несколько сценариев взаимодействия (удар, образование навала, смерзание и др.). Все из указанных параметров должны трактоваться как случайные величины, задаваемые соответствующими вероятностными распределениями, которые могут быть определены либо на основе натурных наблюдений, либо с помощью физико-математического моделирования. Однако для многих из перечисленных параметров ряды наблюдений являются короткими и поэтому сами функции распределения задаются с неизбежными случайными ошибками (по отношению к “истинным” распределениям, которые, очевидно, неизвестны). Кроме того, вследствие внутренней неоднородности свойств льда случайный характер имеет зависимость нагрузки от времени даже для одного и того же ледяного образования (например, ровного льда), “внешние” параметры которого пространственно неизменны.

2 «Вероятностный» и «детерминистический» методы проектирования Случайный характер ледовых нагрузок не представляет собой нечто уникальное – это свойство всех нагрузок, порождаемых природными факторами: волновой, ветровой, снеговой и т.д. Инженеры давно научились работать со случайным нагрузками – для целей проектирования применяются так называемые нормативные и расчетные значения нагрузок, также как и нормативные и расчетные значения прочности материала или грунта. Как известно, критерии

58 ROGTEC

2 “Probabilistic” and “deterministic” design method The random nature of ice loads is nothing new – it is normal for all loads caused by natural factors such as wind, wave, snow etc. Engineers have long mastered random loads: so called representative and design load values are used for design purposes along with representative and design values of the strength of structural material and soil. Design criteria for limit state methods are generally expressed as Qd ≤ Rd,

(1)

where Qd is a design value of the force factor such as force, bending moment, stress in a given element of the structure under design (or “action effect” using the new terminology [2], which is calculated for a given combination of applied loads; Rd is a design value of bearing capacity for an element, usually calculated through strength properties of the soil or a material. (We should note that in regulatory documentation equations such as (1) are usually seen in modified form with additional multipliers. This doesn’t affect subsequent analysis in any meaningful manner, thus for the purpose of simplicity we shall use this imprecise equation (1) for the design criteria.

In turn, design values are determined based on representative values Q0,R0: Qd = γf Q0, Rd = R0/γm,

(2)

where γf and γm are so called partial safety factors (for load and for material, correspondingly).

We should note that all listed values are deterministic, thus for conventional design work, the random factor is effectively excluded: it only appears in the determination of representative (or, directly design) strength and load values. From now on, we only discuss action effects and corresponding loads. The representative value of ice load on the structure (which is random as we have stated) is generally accepted at a value with predetermined recurrence period T. Recurrence period values vary for different load types. Thus, present day regulatory norms [3], recommend T = 100 years for principal load combinations and T ~ 103…104 years for extraordinary combinations.

Thus, according to its definition, the representative load value expressed as qα, is determined as a value that can be exceeded during a given (arbitrary chosen) year with a probability of α=1 ⁄ T, which can be expressed in the following equation: Pr{Q>qα at least once a year}=α,

(3)

where Pr{A} stands for the probability of a random event A. www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ проектирования по методу предельных состояний в обобщенном виде записываются в виде Qd ≤ Rd,

(1)

где Qd – расчетное значение силового фактора, например, усилие, изгибающий момент, напряжение в рассматриваемом элементе проектируемого сооружения (или «эффекта воздействия» по новой терминологии [2]), которое рассчитывается для заданного сочетания приложенных нагрузок; Rd – расчетное значение несущей способности элемента, обычно рассчитываемое через прочностные характеристики материала или грунта. (Отметим, что в нормативных документах соотношения типа (1) обычно встречаются в модифицированном виде – с дополнительными множителями. Для последующего анализа это не имеет принципиального значения, поэтому ниже для простоты мы будем использовать для критериев проектирования не совсем точное выражение (1)). В свою очередь, расчетные значения определяются на основе нормативных значений Q0,R0: Qd = γf Q0, Rd = R0/γm,

(2)

где γf и γm – так называемые частные коэффициенты надежности (по нагрузке и по материалу, соответственно). Подчеркнем, что все указанные величины являются детерминистическими, поэтому при традиционном проектировании фактор случайности, по сути, исключен, а проявляется он лишь в рамках процедуры определения нормативных (или, напрямую, расчетных) значений нагрузок и прочности. Далее будем говорить лишь об эффектах воздействия и, соответственно, о нагрузках. В качестве нормативного значения нагрузки на сооружение (которая, напомним, имеет случайный характер) в общем случае принимается значение, имеющее заданный период повторяемости T. Период повторяемости может имеет разные значения для разных видов нагрузок. Для случая ледовой нагрузки современные нормы, например [3], рекомендуют значение T = 100 лет для основных сочетаний нагрузок и значение T ~ 103…104 лет для особых сочетаний. Таким образом, согласно определению, под нормативным значением нагрузки понимается такое значение, обозначаемое qα, которое может быть превышено в течение произвольного (наугад выбранного) года с вероятностью α=1 ⁄ T, что можно записать в виде следующего уравнения: Pr{Q>qα хотя бы один раз в течение года}=α,

60 ROGTEC

(3)

Value α is called accumulated probability or occurrence; it is often expressed as a percentage value. We should note that α = 0,01, or 1 %, for recurrence period T = 100 years.

Sometimes condition (3) is better expressed as Pr{Qmax >qα }=α,

(4)

where Qmax is annual maximum of ice load.

Considering that ice load may occur under the influence of various ice formations (level ice, rafted ice, ridges, icebergs etc), thus equations (3) and (4) are normally written separately for different types of ice formations. That is why a few representative ice load values are used in design work corresponding to various design situations – action from level ice, rifted ice, ridges, icebergs etc.

Now let’s introduce cumulative distribution function for Qmax value and denote it as FQ (x), so the equation (4) can be turned into: FQ (qα )=1-α.

(5)

On the front, equation (5) seems very simple. A closer look, however, reveals that finding function FQ (x) is not at all a trivial task: it depends (and often in a very complicated way) on distribution functions of all values influencing the load as well as on geometrical properties of the structure under design. To illustrate the associated challenges we should mention that a different approach than equation (4) is used to determine representative load values for other natural load types such as wave loads or current loads, specifically: Q0=Q(ω1,ω2, …),

(6)

where ω1,ω2, … is a set of design parameters values for a design situation, and Q(x1,x2, …) is the so called load formula. In cases of wave load for example, the set of parameters includes wave height of certain occurrence along with associated period and average wave length value. In cases of current, governing parameter is the current velocity of certain occurrence. It could also be noted that Russian codes up until recent times used a similar approach for estimating events of level ice impacts; governing parameters for this are representative ice thickness (at 1% occurrence) and the design ice strength.

Note that Q(x1,x2, …) are regular deterministic functions explicitly stated in corresponding structural codes.

Thus, design value for ice load in case with level ice, uses the following equation Q0=mkb kV Rc Dhd,

(7)

where hd is the design ice thickness at the platform location, Rc is the design compression resistance (strength) for ice, D – width of the structure affected by ice, kb, kV www.rogtecmagazine.com

III МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА ARCTIC DEVELOPMENT Комплексное освоение нефтегазовых месторождений Ямала и прилегающих акваторий: привлечение инвестиций и передовых технологий 5-6 июня 2014, Салехард, Россия

ОРГАНИЗАТОРЫ: Правительствo ЯНАО:

Vostock Capital:

ЯМАЛ НЕФТЕГАЗ единственная площадка международного уровня, которая собирает на Ямале высшее руководство российских и иностранных нефтегазовых компаний, высокопоставленных представителей власти ЯНАО и соседних округов, лучших мировых производителей технологий и оборудования, специалистов из ведущих научных институтов и ассоциаций для обсуждения и выработки стратегических решений по реализации мегапроектов, привлечению инвестиций и комплексному развитию нефтегазовой отрасли Ямальского региона. Вопросы программы: Развитие транспортной системы Реализация мегапроектов региона Инвестиции и финансирование Комплексное освоение месторождений

Узнайте www.rogtecmagazine.com БОЛЬШЕ

Телефон в Москве: +7499 505 1 505 Телефон в Лондоне: +44 207 3943090 www.YamalOilandGas.com

5%

Запланируйте участие сегодня! Количество дисплеев ограничено!

ск ид ка

ВЫСТАВКА: участие с выступлением и выставочным дисплеем для компаний-производителей оборудования.

жу рн ал а

Экология и технологии

Чи та те ля м

1 2 3 4 5

ROGTEC 61

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ где Pr{A} обозначает вероятность случайного события A. Величину α называют обеспеченностью; часто она выражается в процентах. Заметим, что α = 0,01, или 1 %, для периода повторяемости T = 100 лет. Условие (3) иногда удобнее записывать в виде Pr{Qmax >qα }=α,

(4)

где Qmax – максимальное значение ледовой нагрузки в течение одного года.

Учитывая, что ледовая нагрузка может порождаться воздействием ледяных образований различного вида (ровный лед, наслоенный лед, торосы, айсберги и др.), условия (3) и (4) принято записывать по отдельности для ледяных образований разного типа. Поэтому в проектировании используют несколько нормативных значений ледовой нагрузки, соотнося их с разными расчетными ситуациями – воздействием ровного льда, наслоенного льда, торосов, айсбергов и др.

Если теперь ввести функцию распределения для величины Qmax и обозначить ее FQ (x), то уравнение (4) можно переписать в виде FQ (qα )=1-α.

(5)

Внешне уравнение (5) выглядит очень просто. Однако при ближайшем рассмотрении выясняется, что нахождение функции FQ (x) является отнюдь не тривиальной задачей, поскольку она зависит (часто, весьма сложным образом) от функций распределения всех величин, которые влияют на нагрузку, а также от геометрических характеристик проектируемого сооружения. Чтобы пояснить возникающие трудности, укажем, что в случае других нагрузок природного характера, например, волновых или от течений, для определения нормативных значений нагрузок используется подход, несколько отличающийся от того, который реализуется посредством соотношения (4), а именно, применяется соотношение вида Q0=Q(ω1,ω2, …),

(6)

где ω1,ω2, … – набор расчетных значений параметров, характеризующих расчетную ситуацию, а Q(x1,x2, …)

– так называемая формула нагрузки. Например, в случае волновой нагрузки набор параметров включает в себя высоту волны заданной обеспеченности, а также ассоциированный период и среднее значение длины волны. Для случая течения определяющим параметров является скорость течения заданной обеспеченности. Можно также заметить, что и для расчетной ситуации воздействия ровного льда до последнего времени отечественными нормативными документами регламентировался аналогичный подход; при этом определяющими параметрами являлись

62 ROGTEC

and m are some constants that only depend on structure geometry and hd.

It is crucially important that representative value Q0 has no (at least no explicitly stated) occurrence value assigned (this is why we use distinctly different symbols for related values of Q0 and qα), while occurrence requirements are applied to the parameters of “impacting” natural objects: wave height, current velocity, level ice thickness etc. This approach makes it possible to make a clear distinction between the stage of design preparation when design parameters of “impacting” natural objects are defined (this is traditionally done by specialized engineering research organizations) and the design stage of a project itself, when the engineer’s task is to ensure the accuracy of inequalities such as (1) with consideration of (2) and (7) by proper selection of suitable structural design and materials.

When we look at a “probabilistic approach to design work”, illustrated by equation (4), this effectively creates a catch twenty two situation: the design (development of construction solutions) can’t be performed until probability distributions FQ(x) are known for all estimated events, while these distributions can’t be calculated until structural design is available. Moreover, this challenge requires the surveyors to build probability distribution functions for all variables and factors affecting the loads (a large but incomplete number of which are listed above), whereas the conventional approach only envisages the determination of corresponding representative values at the survey stage. The former requires a significantly larger volume of observational data. This raises the following question - in this catch 22 situation, who is responsible for the adequacy of required probability distributions which must be known even to their tail values, including those for α reaching 10-3…10-4, and even up to 10-5?

The RF Government is active in updating its regulatory construction framework, including that for the design of offshore oil and gas facilities. With that, new or updated regulatory documents enforce the probabilistic approach for design criteria as in equation (4) (see e.g. [4]). Unfortunately, the authors of these documents fail to consider that the probabilistic design approach requires a) enormous volumes of initial data (unobtainable through conventional engineering research; especially considering that regulatory norms for design engineering surveys do not include any such new “probabilistic” requirements) and b) subsequent laborious work on constructing probabilistic load distribution functions FQ (x). This makes it hard to expect actual adherence to the requirements of probabilistic criteria such as (4) in design of offshore platforms. There is the hazard that even if these are performed practically, it would only be formal: using some surrogate distributions FQ (x), the reliability of which is next to impossible to substantiate.

This, in turn, may negatively impact the reliability of the designed facility. www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

13th North Caspian Regional Atyrau Oil & Gas Exhibition 8th Atyrau Regional Petroleum Technology Conference

ATYRAU OIL & GAS

1–3

April 2014 Atyrau Sports Complex Atyrau • Kazakhstan

OILTECH ATYRAU

1–2

April 2014 Renaissance Hotel Atyrau • Kazakhstan

The Business Event for Exploration and Production in the Region

Tel. +44 (0) 20 7596 5082

Email: og@ite-events.com

London • Moscow • Almaty • Baku • Tashkent • Atyrau • Aktau • Istanbul • Hamburg • Beijing • Poznan • Dubai

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 63

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ расчетная толщина льда (1% ной обеспеченности) и расчетное значение предела прочности льда. Заметим, что функции Q(x1,x2, …) являются обычными детерминистическими функциями, в явном виде приводимые в соответствующих нормативных документах. Скажем, для случая ровного льда соотношение (6) для нормативной нагрузки записывается в виде Q0=mkb kV Rc Dhd,

(7)

где hd – расчетная толщина льда в точке установки платформы, Rc – расчетное значение предела прочности льда при сжатии, D – ширина сооружения, на которое воздействует лед, а kb, kV и m – некоторые константы, зависящие лишь от геометрии сооружения и от hd.

Принципиально важно, что нормативному значению нагрузки Q0 не приписывается (по крайней мере, в явном виде) никакого значения обеспеченности (по этой причине мы используем два различных обозначения для родственных величин Q0 и qα), а требования по обеспеченности применяются к характеристикам «воздействующего» природного объекта: высоте волны, скорости течения, толщине ровного льда. В такой ситуации оказывается возможным установить четкий водораздел между этапом подготовки исходных данных для проектирования, в ходе которого определяются расчетные характеристики «воздействующих» природных объектов (традиционно, это задача специализированных организаций, выполняющих инженерные изыскания), и этапом собственно проектирования, где задачей проектировщика является обеспечить за счет выбора конструктивной схемы и материалов выполнение неравенств типа (1) с учетом (2) и (7).

В случае же так называемого «вероятностного подхода к проектированию», выражаемого условием (4), возникает, вообще говоря, порочный круг: проектирование (разработку конструктивных решений) невозможно начать, пока неизвестны вероятностные распределения FQ(x) для всех расчетных сценариев, а рассчитать указанные распределения в свою очередь нельзя, пока нет конструктивной схемы. Более того, в этой ситуации перед изыскателями должна ставиться задача построения вероятностных функций распределения для всех величин и факторов, влияющих на нагрузки (обширный, хотя и не полный, список таковых был приведен выше), в то время как при традиционном подходе на стадии изысканий определяются лишь нормативные значения соответствующих величин. Первое требует значительно большего объема натурных данных. Возникает вопрос, кто в этой закольцованной

64 ROGTEC

3 Requirements for iceberg impact design load The assertions above are not to say that probabilistic methods have no place in design work: they are only to state the necessity a clear understanding of which issues can better be resolved by applying probability theory for developing specific design solutions.

One such issue is the assessment of iceberg hazards for platforms located in offshore areas where icebergs drifts are probable. For the purposes of design, iceberg to platform collision should be considered as a special load. Below we list the examples of constructing a probabilistic model which enables us to form “a hazard” and the estimation of corresponding quantitative indicators. Some studies on this matter use the term “risk”. Formally, it includes assessment of unfavorable consequences along with determination of probability for unfavorable events. Because this paper does not describe the consequences of a possible iceberg collision, we shall not use the term “risk”.

Some iceberg hazard parameters are: » probability of iceberg to platform collision during a one year period; » probability of collision during one a year period for an iceberg with dimensions and mass exceeding an established value; » probability of collision during a one year period for an iceberg with kinetic energy value above the established; » probability of collision for an iceberg approaching the platform from distance L; » probability of collision during one year period with global load on the platform below the established value and etc.

We should note that the probability of an iceberg collision (to be more precise, the assessment of probability calculated based on available statistical data using one or another probability model) can’t by itself be considered as a comprehensive data set required to complete a platform design. Actually, if only small icebergs or their bergy bits reach the offshore field, then the corresponding design situation apparently won’t be crucial for the design, while should there exist a probability of an even rare occurrence of large iceberg collisions, it has to be taken into account. Thus, one of possible formalization options envisages the requirement of calculating such parameters is the probability for the platform with known shape and size to be impacted by an iceberg with kinetic energy above an established value for a given time period [5].

The general design criteria require the platform to maintaining its bearing capacity under the influence of certain design loads. Let us examine this issue in relation to the load on a possible iceberg to platform collision. The first thing to mention is that an estimated iceberg collision is rare [6]. This means that the actual structure built to serve www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 65

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ схеме отвечает за достоверность необходимых вероятностных распределений, которые, к тому же, требуется знать в области «хвостов» вероятностных распределений, в том числе при значениях α порядка 10 -3…10-4, а то и 10-5?

В настоящее время в Российской Федерации активно идет процесс по обновлению нормативной базы в строительстве, в том числе, для проектирования морских нефтегазопромысловых объектов. При этом в новых, или актуализированных, версиях нормативных документов закрепляется «вероятностная» формулировка критериев проектирования – в форме (4) (см. например, [4]). К сожалению, разработчики этих документов абсолютно не принимают во внимание, что для выполнения «вероятностного» проектирования требуется а) колоссальный объем исходных данных (который невозможно получить в рамках традиционных инженерных изысканий; к тому же, в документах, регламентирующих инженерные изыскания для проектирования, никаких новых «вероятностных» требований не добавляется) и б) последующая очень трудоемкая работа по построению вероятностных функций распределения нагрузок FQ (x). Поэтому трудно ожидать, что требования об удовлетворении вероятностных критериев типа (4) при разработке проектов морских платформ реально выполнимы. Существует опасность, что если они и будут исполняться на практике, то лишь формально – с использованием неких суррогатных распределений FQ (x), надежность которых практически невозможно обосновать. Это в свою очередь может негативно сказаться на уровне надежности запроектированного сооружения.

3 Требования к расчетной нагрузке от воздействия айсберга Сказанное выше отнюдь не означает, что вероятностным подходам не место в проектировании. Речь идет только о том, что необходимо ясно представлять, при решении каких задач аппарат теории вероятностей способен оказать реальную помощь для обоснования тех или иных проектных решений.

Одной из таких задач является оценка айсберговой опасности для платформ, размещаемых на акваториях, где возможно появление айсбергов. С точки зрения проектирования столкновение айсберга с платформой должно рассматриваться как особая нагрузка. Ниже будут приведены примеры построения вероятностной модели, в рамках которой удается формализовать понятие «опасность» и рассчитывать соответствующие количественные показатели. Иногда в исследованиях по данной тематике используется термин «риск». Формально он подразумевает определение не только вероятностей нежелательных событий, но и

66 ROGTEC

for a period of 25-50 years (in most cases) will almost never experience an iceberg collision. Still, the collision probability does not equal zero. To this extent, one known “onshore” analogue is the seismic load.

“Probabilistic” design corresponds to the latter of the listed iceberg hazard factors. The resulting load for an iceberg to platform collision will significantly depend on the local shape of the iceberg surface coming into contact with the platform hull.

Resolving the task of calculating estimated load qalpha from an iceberg collision (at α~10-4…10-5 ) includes a number of interrelated factors. The necessary input data can provisionally be divided in 3 large units.

Unit I1: statistical data on iceberg observations, their shapes and sizes near the platform location. With that, due to the rare occurrence of such events, statistically solid data would require very long observation data sets; it is apparent that a standard 5-year survey cycle by itself won’t provide the required volumes of information, and therefore archive data analysis is required. For example, corresponding databases were created in Canada for the Grand Banks of Newfoundland and in Russia for the Barents Sea ([7,8]). www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 67

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ оценку неблагоприятных последствий. Поскольку в данной работе вопрос о последствиях возможного столкновения с айсбергом не затрагиваются, то термин «риск» мы не будем использовать. Характеристиками айсберговой опасности могут служить: » вероятность столкновения платформы с айсбергом в течение одного года; » вероятность столкновения в течение года с айсбергом, имеющим размер(ы) или массу не меньше заданного значения; » вероятность столкновения в течение года с айсбергом, имеющим кинетическую энергию не ниже заданной; » вероятность для айсберга, подошедшего к платформе на расстояние L, столкнуться с платформой; » вероятность столкновения с айсбергом в течение года, при котором глобальная нагрузка на платформу будет не ниже заданной, и др.

Заметим, что вероятность столкновения с айсбергом (более точно, оценка вероятности, рассчитанная на основе доступной статистической информации с помощью той или иной вероятностной модели) сама по себе не может предоставить исчерпывающую информацию для выполнения проекта морской платформы. Действительно, если в районе морского месторождения возможно появление лишь небольших айсбергов (или их обломков), то соответствующая расчетная ситуация, видимо, не будет определяющей для проектирования. Если же имеются основания ожидать, хоть и не очень часто, появление крупных айсбергов, то эта расчетная ситуация должна быть учтена. Один из возможных вариантов формализации выражается, например, в требовании рассчитать такую характеристику, как вероятность столкновения платформы с известными геометрическими размерами в течение заданного периода времени с айсбергом, кинетическая энергия которого имеет значение не ниже заданной величины [5].

Универсальным критерием проектирования является совокупность требований о сохранении проектируемым сооружением несущей способности при воздействии расчетных нагрузок. Рассмотрим этот вопрос применительно к нагрузке, порождаемой возможным столкновением с айсбергом. Сразу необходимо отметить, что расчетная ситуация, соответствующая столкновению с айсбергом, относится к так называемым редким событиям [6]. Это означает, что реальное сооружение, эксплуатационный срок службы которого в большинстве случаев

68 ROGTEC

Unit I2: The physical and mechanical model of an iceberg to platform collision, which includes ice destruction patterns near the impact area and describes an iceberg’s dynamic behavior during the collision. A number of such models was developed (see e.g.

[9-11]). However, a few problems remain somewhat unresolved. In particular, there are challenges related to modeling the dependency of the collision area based on the penetration depth of the collision, which largely determines the intensity of the impact to the platform (an example of resolving such task can be found in [12]), along with consideration of hydrodynamic effects occurring when two massive bodies (iceberg and platform) come close to each other.

Unit I3: iceberg drift model (e.g. rectilinear or chaotic) near the platform location. Main “moving” factors are nearsurface currents, winds and, possibly, ice cover. Because the iceberg trajectory observations data are insufficient to obtain reliable statistical conclusions on spatial and time parameters of iceberg trajectories, developing adequate and efficient “atmosphere-ice-ocean” models would assist in finding a solution for this task.

In general cases, the equation required to find design value qalpha with consideration of (6) can be expanded to Pr{maxQ (ω(i))>qα }=α,

(8)

where ω(i) = (ω1(i), ω2(i) ) is the aggregate of all random parameters influencing the ice load (for an iceberg, that would be its velocity at collision, its mass and inertia moments ice strength and surface shape at the zone of contact and etc. – these parameters appear in units I1 and I2); i = 1,…, N are all iceberg interactions on a platform during one year period (usually N being the number of collisions is random and the case of N = 0 is not excluded; pertaining to unit I3), and

Q = Q(ω) (9) is the iceberg load formula used to calculate maximum load for a specific single collision event with prescribed values of random parameters ω (unit I2).

Various approaches can be used to model iceberg hazards [3, 5,12-16]. Most of these use the Monte Carlo statistical method. Below is a modification of an approach developed by the pioneering works of Canadian specialists [5,6], which make it possible to obtain estimated correlations in any analytical form.

Another example of implementing a modified approach for a population of ice flows affecting the platform can be found in article [17].

End of Part 1 www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 69

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ составляет 25-50 лет, практически наверняка ни разу не будет подвергнуто воздействию айсберга. Тем не менее, вероятность столкновения отлична от нуля. В этом смысле, известным “сухопутным” аналогом служит сейсмическая нагрузка.

Отметим, что «вероятностному» проектированию отвечает последняя формулировка из вышеприведенного перечня, описывающего возможные показатели айсберговой опасности. Результирующая нагрузка при контактном взаимодействии айсберга с платформой существенным образом зависит от особенностей формы локального участка поверхности айсберга, непосредственно вступающего в контакт с корпусом платформы. Задача нахождения расчетной нагрузки qa от воздействия айсберга (при α~10-4…10-5 ) объединяет в себе несколько взаимосвязанных аспектов. Необходимая “входная” информация условно может быть подразделена на 3 крупных блока.

Блок I1: статистические данные о появлении айсбергов в районе размещения платформы и об их размерах и форме. При этом, в силу редкой повторяемости соответствующих событий, для получения данных с достаточной степенью статистической достоверности требуются очень длинные ряды наблюдений; очевидно, стандартный 5-летний цикл изыскательских работ сам по себе не в состоянии обеспечить необходимый объем данных – требуется анализ архивных данных. Соответствующие базы данных созданы, например, в Канаде для района Большой Ньюфаундленской банки и в России для Баренцева моря ([7,8]).

Блок I2: физико-механическая модель взаимодействия айсберга с платформой, которая включает в себя механизмы разрушения льда в зоне контакта и описание динамического поведения айсберга в процессе контакта. Был разработан ряд моделей такого рода (см., например [9-11]). Тем не менее, существует несколько не до конца решенных проблем. В частности, трудности возникают при построении зависимости площади контакта от глубины внедрения при навале айсберга на платформу, которой во многом определяет интенсивность воздействия на платформу (пример подхода к рассмотрению этой задачи можно найти в [12]), а также, например, при учете гидродинамических эффектов, возникающих при сближении двух массивных тел – айсберга и платформы.

Блок I3: модель дрейфа айсбергов (например, прямолинейное или хаотичное) в районе, где

70 ROGTEC

List of literature 1. WMO sea ice nomenclature. WMO/OMM/ВМО – No. 259. Amendment No. 5 (2004). [Digital resource] URL: http://www.aari.ru/gdsidb/XML/wmo_259.php?lang0=1. (as displayed on 15.11.2013) 2. GOST R 54257-2010 Reliability of structures and foundations in construction. Principal provisions and requirements.

3. ISO 19906:2010 Petroleum and natural gas industries – Arctic offshore structures 4. SP 38.13330.2012 Loads and impacts on hydrotechnical facilities (from waves, ice and vessels) (updated version of SNiP 2.06.04-82*).

5. Dunwoody A.B. The design ice island for impact against an offshore structure. Proc. 15th Offshore Technology Conference, Houston, USA, 1983, p. 325–332.

6. S471-04 General requirements, design criteria, the environment, and loads. CSA, 2004.

7. Verbit S., Comfort G., Timco G. Development of a database for iceberg sightings off Canada’s east coast.

Proc. 18th Int. Symposium on Ice, IAHR’06, Sapporo, Japan, 2006. Vol. 2, pp. 89–96.

8. Naumov A.K., Zubakin G.K., Gudoshnikov Yu.P., Buzin I.V., Skutin A.A. Ice and icebergs near Shtokman gas condensate field. Works for international conference “Developing Russian sea shelves” (RAO-03), St. Petersburg, Sept. 16–19, 2003, pp. 337–342.

9. Vershinin S.A., Nagrelli V.E., Yermakov S.V., Onishchenko D.A. Impact interaction of iceberg and iceresistant offshore platform for the Shtockmanovskoye field.

Proc. First Int. Conf. on Development of the Russian Arctic Offshore, St.Petersburg, Russia, 1993, pp. 192–196.

10. Matskevitch D.G. Eccentric impact of an ice feature: linearized model. Cold Region Science and Technology, Vol. 25 (1997), pp. 159–171.

11. Matskevitch D.G. Eccentric impact of an ice feature: non-linear model. Cold Region Science and Technology, Vol. 26 (1997), pp. 55–66.

12. Fuglem M., Muggeridge K., Jordaan I. Design load calculations for iceberg impacts. Int. J. Offshore and Polar Engineering, Vol. 9. No. 4 (1999), pp. 298–306.

13. Nevel D. Ice force probability issues. Proc. IAHR Ice Symposium, Banff, Canada, 1992, pp. 1497–1506.

14. Korsnes R., Moe G. Approaches to find iceberg collision risks for fixed offshore platforms. Int. J. Offshore and Polar Engineering, Vol. 4. No. 1 (1994), pp. 48–52.

15. Fuglem M., Jordaan I., Crocker G. Iceberg-structure interaction probabilities for design. Can. J. Civ. Eng., Vol. 23 (1996), pp. 231–241.

16. Naumov A.K. Distribution of icebergs near Shtokman gas condensate field and assessment of iceberg to platform collisions.

Lib.: Complex research for ice and hydrometeorological events and processes near the Arctic shelf. Works of AARI, v. 449, St. Petersburg, 2004, pp. 140–152.

17. Onishchenko D.A. Probabilistic modeling as a tool to determine estimated ice loads in arctic shelf environment. Science and technology for the gas industry, №1 (2006), pp. 62–80. www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT находится платформа. Основными “движущими” факторами являются приповерхностные течения и ветер, а также, возможно, ледяной покров. Поскольку данных о непосредственных наблюдениях траекторий движения отдельных айсбергов обычно недостаточно для получения надежных статистических выводов о пространственновременных параметрах траекторий айсбергов, то разработка адекватных и эффективных моделей типа “атмосфера-лед-океан” могла бы помочь в решении этой задачи.

В общем случае определяющее уравнение для нахождения расчетного значение qa с учетом (6) может быть записано в виде Pr{maxQ (ω(i))>qα }=α,

(8)

где ω(i) = (ω1(i), ω2(i) ) – совокупность всех случайных параметров, влияющих на ледовую нагрузку (для айсберга это его скорость в момент соударения, масса и моменты инерции, прочность льда и форма поверхности в зоне контакта и др. – эти параметры появляются в блоках I1 и I2);i = 1,…, N – все случаи воздействия айсберга на платформу в течение года (обычно N – число соударений – является случайным, при этом не исключается случай N = 0; относится к блоку I3), а

Q = Q(ω) (9) – формула нагрузки для случая айсберга, по которому вычисляется максимальная нагрузка, возникающая в одном отдельно взятом событии взаимодействия платформы с айсбергом при детерминированных значениях случайных параметров ω (блок I2).

Для моделирования айсберговой опасности могут быть применены различные подходы [3, 5,1216]. В большинстве из них применяется метод статистического моделирования Монте-Карло. Ниже описывается модификация подхода, разработанного в пионерских работах канадских специалистов [5,6] , рамках которой удается получать расчетные соотношения в аналитической форме. Другой пример реализации модифицированного подхода применительно к совокупности ледяных полей, воздействующих на платформу, приведен в работе [17]. Конец первой части Список литературы 1. Номенклатура ВМО по морскому льду. WMO/OMM/ ВМО – No. 259. Дополн. No. 5 (2004). [Электронный ресурс] URL: http://www.aari.ru/gdsidb/XML/wmo_259. php?lang0=1. (Дата обращения: 15.11.2013) 2. ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных www.rogtecmagazine.com

конструкций и оснований. Основные положения и требования.

3. ISO 19906:2010 Petroleum and natural gas industries – Arctic offshore structures 4. СП 38.13330.2012 Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов) (актуализированная редакция СНиП 2.06.0482*).

5. Dunwoody A.B. The design ice island for impact against an offshore structure. Proc. 15th Offshore Technology Conference, Houston, USA, 1983, p. 325–332.

6. S471-04 General requirements, design criteria, the environment, and loads. CSA, 2004.

7. Verbit S., Comfort G., Timco G. Development of a database for iceberg sightings off Canada’s east coast.

Proc. 18th Int. Symposium on Ice, IAHR’06, Sapporo, Japan, 2006. Vol. 2, pp. 89–96.

8. Наумов А.К., Зубакин Г.К., Гудошников Ю.П., Бузин И.В., Скутин А.А. Льды и айсберги в районе Штокмановского газоконденсатного месторождения. Труды межд. конференции “Освоение шельфа России” (RAO-03), Санкт-Петербург, 16–19 сент. 2003, pp. 337–342.

9. Vershinin S.A., Nagrelli V.E., Yermakov S.V., Onishcenko D.A. Impact interaction of iceberg and iceresistant offshore platform for the Shtockmanovskoye field. Proc. First Int. Conf. on Development of the Russian Arctic Offshore, St.Petersburg, Russia, 1993, pp. 192– 196.

10. Matskevitch D.G. Eccentric impact of an ice feature: linearized model. Cold Region Science and Technology, Vol. 25 (1997), pp. 159–171.

11. Matskevitch D.G. Eccentric impact of an ice feature: non-linear model. Cold Region Science and Technology, Vol. 26 (1997), pp. 55–66.

12. Fuglem M., Muggeridge K., Jordaan I. Design load calculations for iceberg impacts. Int. J. Offshore and Polar Engineering, Vol. 9. No. 4 (1999), p. 298–306.

13. Nevel D. Ice force probability issues. Proc. IAHR Ice Symposium, Banff, Canada, 1992, pp. 1497–1506.

14. Korsnes R., Moe G. Approaches to find iceberg collision risks for fixed offshore platforms. Int. J. Offshore and Polar Engineering, Vol. 4. No. 1 (1994), p. 48–52.

15. Fuglem M., Jordaan I., Crocker G. Iceberg-structure interaction probabilities for design. Can. J. Civ. Eng., Vol. 23 (1996), pp. 231–241.

16. Наумов А.К. Распределение айсбергов в районе Штокмановского газоконденсатного месторождения и оценки столкновения айсберга с платформой. В кн.: Комплексные исследования и изыскания ледовых и гидрометеорологических явлений и процессов на арктическом шельфе. Труды ААНИИ, т. 449, С.Петербург, 2004, с. 140–152.

17. Онищенко Д.А. Вероятностное моделирование как инструмент определения расчетных ледовых нагрузок в условиях арктического шельфа. Наука и техника в газовой промышленности, №1 (2006), с. 62–80.

ROGTEC 71

РАЗВЕДКА

И снова рост издержек тормозит наш нефтегаз!

Costs are Holding our Industry Back… Again! Дэвид Бэмфорд, Петромолл

David Bamford, Petromall

Ни для кого не секрет, что нефтегазовая промышленность развивается циклически и плотно привязана к ценам на нефть и газ.

This oil & gas industry of ours goes through cycles, tied by elastic to the price of oil and gas. On the back of the decade long rise in oil prices and the corresponding boom in exploration and production activity, costs have escalated – exponentiated some would say – and as a consequence investors can now see that many oil and gas companies are delivering poor returns.

Вслед за десятилетием повышения цен на нефть, повлекшим за собой бурный рост разведки и роста производства, выросли и издержки – по мнению некоторых в экспоненциальной прогрессии - и теперь инвесторы смотрят, как нефтегазовые инвесторы в качестве плодов собирают унылые крохи.

72 ROGTEC

Escalating costs are compounding the other problems experienced by exploration and production companies www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Растущие цены добавили масла в огонь: добывающие и геологические предприятия подводят неутешительные итоги разведочной кампании. Они вынуждены переносить дедлайны, превышать плановые показатели бизнес-проектов и задерживать производство. Таким образом, снова замыкая круг этого колеса Сансары, мы видим, что компании со знанием дела судорожно сокращают свои издержки, следуя схеме: если сегодня будет также как и вчера, мы сократим персонал, отменим проекты и консолидируем компании… Рассмотрим вышесказанное на примере UKCS и NOCS Для проектов на UKCS и NOCS постоянный рост цен уже ведет к тому, что сроки проектов - как совершенно новых, так и работающих - не выдерживаются, либо их просто аннулируют вследствие неблагоприятной экономической обстановки для развития новых действующих проектов. И далее по программе произойдет списание проекта в резерв, повышение скрытых издержек, приводящие инфраструктуру в еще больший упадок. В доказательство приведу простой обзор выборки новостей за последние 3-4 месяца: » Kristin Gas Export (NOCS; Statoil) - Проект остановлен……… “экономически неустойчивый проект” » Rosebank (WoS, UKCS; Chevron) - Сомнения….. “на данный момент не поступило никакого экономически ценного предложения, которое могло бы оправдать инвестиции подобного масштаба” » Bressay (NNS, UKCS; Statoil) - “переоценка”… “приостановка” “альтернативные варианты развития” » Свежие комментарии NPD к NOCS: - Johan Castberg (Баренцево море; Statoil); Linnorn (Норвежское море; Shell); Tresakk (Северное море; Shell)….все не выдерживают сроков…” цены на газ, издержки, отсутствие инфраструктуры” - “подавляющее большинство проектов в Баренцевом море находится под угрозой”

– disappointing exploration results, delays and cost over-runs in development projects, missed production targets.

Thus we are now entering yet again that phase of the cycle in which companies ‘go to town’ on costs: if this period is anything like previous episodes, we will see both manpower reductions, project cancellations and consolidation.

The UKCS and NOCS as an Example In the UKCS and NOCS, escalating costs are already leading to delayed or cancelled projects due to poor economics, both for new developments and in-field projects. A further consequence is that decommissioning, and the associated costs, looms larger on the radar screen, leading to even more rapidly declining infrastructure.

Evidence for this can be assembled simply by collecting some news clippings from the last 3 or 4 months: » Kristin Gas Export (NOCS; Statoil) – Project terminated………“unsustainable project economics” » Rosebank (WoS, UKCS; Chevron) – Doubts…..“does not currently offer an economic value proposition that justifies proceeding with an investment of this magnitude” » Bressay (NNS, UKCS; Statoil) – “re-evaluating”….“delay”….“alternative development options” » Recent NPD commentary on NOCS: – Johan Castberg (Barents Sea; Statoil); Linnorn ( Norwegian Sea; Shell); Tresakk (North Sea; Shell)….all delayed…”gas prices, costs, lack of infrastructure” – “pretty much all of the projects in the Barents Sea are in danger”

The simple cartoon on the next page is an attempt to generalise the value evolution of a basin: The key points are: 1. The big simple fields are discovered and developed first, value rises rapidly, cost/boe stay low.

2. Progressively fields get smaller, deeper, more complex, contain more difficult fluids, costs/boe rise.

3. Eventually value is being destroyed.

С помощью приведенной ниже схемы попытаемся дать общую оценку развития бассейна:

It is exactly this logic that persuades big companies to leave a Maturing region and seek new Frontiers.

Ключевые моменты: 1. Вначале открывают и разрабатывают простые крупные месторождения, доходная стоимость резко возрастает, затраты на добычу 1 барреля остаются низкими.

2. Постепенно месторождения становятся мельче,

Without an urgent response, first the UKCS and later the NOCS are at risk of living out this cartoon.

www.rogtecmagazine.com

To dig further into this, I have begun to assemble a small data base of NW Europe projects and some West African examples to compare them with.

ROGTEC 73

РАЗВЕДКА

Мы в опасности, если эта схема оживет!

We are in danger of living out this cartoon! Перспективные Frontier

Продуктивные Prolific

Зрелые Mature

“Красные” ‘Red’

Открытые ресурсы Resources Discovered

Риск потери ценности Risk of value destruction begins Нарастающая доходность Cumulative Value Совокупные затраты Cumulative Cost

Доходность минус затраты Value minus Cost 0

5

10

15

20

25

Года - Years глубже, сложнее, содержат множество примесей, затраты на добычу 1 барреля возрастают.

3. Ну а далее, о доходной стоимости не может быть и речи Вот где кроется разгадка в поведении крупных компаний, которые покидают развитые регионы и отправляются на поиск новых перспективных территорий. Если не принять экстренные меры, то сперва UKCS, а затем NOCS рискуют вписаться в эту карикатуру. Копая глубже, я начал составлять скромную сравнительную базу данных (см. таблицу ниже) на примере северо-западных европейских и некоторых западноафриканских проектов. Месторождения, выделенные красным цветом, находятся либо под угрозой, либо их деятельность приостановлена; выделенные оранжевым – развиваются, но пока не ведут производственную деятельность; выделенные черным – находятся в процессе производства. Считаю необходимым отойти от официальных

74 ROGTEC

The table below illustrates some of the data: Some Data from Recent Projects Field Rosebank Clair Ridge Mariner Bressay Bentley

Cost (＄bn)

˜10 ˜7.2 ˜7 7.5 ˜

˜3.4 (+7.8 Opex) Kraken ˜ 6.4 Jubilee (Ghana) ˜ 3.3 PSVM (Block ˜ 10 31, Angola)

(14 outcome)

Reserves (mmboe)

Target production (kboepd)

240 640 250

100 120 55

200-300 250 137 370+

70 45 (57?)

50 120

533

150

Fields in Red are under threat or delayed; those in Orange are going ahead but not yet producing; those in Black are producing.

I have found it necessary to get away from published economics as these are based on all sorts of typically beneficial assumptions meaning that parameters such as NPV and RoR cannot be compared. What can be compared and what I show for each project are the reported cost in $bn, the reserves these dollars www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Некоторые данные недавно начатых проектов Месторождение

Rosebank

PSVM (Блок 31, Ангола)

Целевое производство (тбнэ/сут)

˜10 ˜7.2 ˜7 ˜7.5

240 640 250

100 120 55

200-300 250 137 370+

70 45 (57?)

50 120

533

150

˜3.4 (+7.8 Опер.затр.) ˜ 6.4 ˜ 3.3 ˜ 10 (14 по факту)

экономических данных по причине того, что они основаны на всех видах типично благоприятных предположений, означая, что такие параметры как ЧПС (чистая приведенная стоимость) и КОП (коэффициент окупаемости капиталовложений) невозможно сравнивать. То, что можно сравнить и то, что я продемонстрирую для каждого проекта относится к затратам в млрд. $, ресурсы, на которые эти деньги тратятся и целевой, или “официальный” уровень производства. Немного сложно сделать доступными для понимания эти цифры в виде таблицы, но считаю, что поможет этот простенький кроссплот:

Most smaller, >100k

more complex projects in e.g.

in ts ec oj S pr OC ed N ng & lle S ha KC t-c . U os e.g

Kraken Jubilee (Гана)

Запасы (ммбнэ)

C

Clair Ridge Mariner Bressay Bentley

Стоимость (млрд.долл)

Costs are deadly for much of oil & gas in NW Europe

UKCS & NOCS

＄per boepd

Most frontier, <100k

larger projects in e.g. West Africa & Brazil <25

＄per boe

>25

are being spent on, and the target or ‘nameplate’ production level.

It’s a little difficult to make sense of these numbers in tabular form but I find this simple crossplot quite helpful: The horizontal axis relates to the reserves – S per boe.

РАЗВЕДКА По горизонтальной оси - запасы (долл/баррель) По вертикальной - производство (долл. на произведенный баррель в день.) Издержки смертельны для многих НГ проектов в СЗ Европе В основном, менее крупные и более сложные проекты, напр. в UKCS и NOCS

>100k

Вы

<100k

ы, кт ое пр S е OC ны и N ат тр CS за K ко . U со апр н

$/бнэ/сут

В основном, перспективные, более крупные проекты, напр. в Западной Африке, Бразилии <25

$/бнэ

>25

Очевидно, что пограничные, более крупные проекты находятся в зеленой зоне; более мелкие, более сложные и возможно cвязанные c тяжелой нефтью проекты, относящиеся к UKCS и NOCS, в красной или просто в оранжевой. Интересен тот факт, что крупный проект в Северном море - Clair Ridge, оцененный в более 600 миллионов баррелей, находится под контролем единственной Рабочей Группы, при четком применении технологии – располагается прямо по диагонали плота. И еще интересный факт, обратим внимание, что если фактические расходы на ангольский проект PSVM используются вместо запланированных по проекту, происходит смещение из средней части зеленой зоны комфорта в центр схемы! И к чему же я пришел? Есть предположение, что у UKCS и NOCS серьезная проблема - растущие издержки. Однако полагаю, что текущие зоны могут соперничать с Перспективными, но для этого необходимы две вещи, а именно Консолидация и Технологии: » Консолидация – Чтобы объединить запасы, независимо от того, насколько давно они открыты и расположены ли они на месторождениях в процессе разработки, в более крупные агломерации в форме единого «регионального» функционирующего объекта, что даст

76 ROGTEC

The vertical axis relates to production - $ per produced barrel per day.

What quickly becomes apparent is that Frontier, larger, projects plot in the Green area; smaller, more complex, perhaps heavy oil, projects in the UKCS and NOCS plot in the Red or just in Orange.

Interestingly, a big North Sea project - Clair Ridge with over 600 million barrels under the control of a single Operating Group and with the diligent application of technology – plots pretty well on the cross in the middle of the plot.

Also interestingly, note that if the actual spend for the Angola PSVM project is used instead of the projected spend, this moves from the comfort of the middle of the Green zone to being pretty well on the cross in the middle of the plot too!

What Conclusion Do I Draw?

I suggest that the UKCS and NOCS have a serious problem with escalating costs.

However, I believe that these areas can continue to compete with Frontier areas but two things are needed, namely Consolidation and Technology: » Consolidation – To assemble reserves, whether in new or old discoveries, or in producing fields, into bigger agglomerations under a single ‘regional’ operating entity so as to enable the ”hub and spoke concept”. » Technology – To dramatically reduce the number of wells needed to develop a field or part of a field.

– To monitor hydrocarbon production and detect where there are untapped reserves.

I believe the situation is urgent, requiring a rapid response from governments and industry.

возможность запустить в работу «концепцию веерной структуры». » Технологии – Чтобы значительно уменьшить количество буровых скважин, необходимых для разработки месторождения или его части.

– Чтобы постоянно держать под контролем производство нефти и газа и диагностировать невскрытые запасы. Считаю, что государству и крупным промышленным компаниям необходимо незамедлительно отреагировать на сложившуюся ситуацию. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 77

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал 4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу +350 2162 4001 или по эл. почте на circulation@rogtecmagazine.com Или свяжитесь с Александром Пантелеевым: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years!

Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001 or e-mail circulation@rogtecmagazine.com Or contact Alexander Panteleev, alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC36

ИНТЕРВЬЮ

Завершающее интервью номера с Юрием Парниводой, Генеральным директором компании Drillmec в России Closure Interview: Yuri Parnivoda, General Director Russia, Drillmec

Расскажите, пожалуйста, о вашей должности и роли в компании

Please describe your position and role within the company

Находясь в должности Генерального директора компании я осуществляю руководство текущей деятельностью компании в рамках, определяемых действующим законодательством Российской Федерации, а также Уставом компании и ее внутренними нормативными документами.

As General Director, I manage the company in accordance with the internal company documents & charter, and of course within the current legislation of the government of the Russian Federation. I oversee all financial and professional activity of the company, with my main focus being business development and brand awareness for equipment and aftermarket sales in Russia and the CIS

Я руковожу финансовой и профессиональной деятельностью компании, обеспечивая выполнение поставленных перед ней задач. Прежде всего мои усилия направлены на развитие рынков в России и странах СНГ, быстрое продвижение на эти рынки оборудования Drillmec, а также поддержание заслуженно высокой репутации бренда и продукции Drillmec.

Drillmec воспринимается как один из лидирующих поставщиков самых передовых буровых установок и технологий бурения. А как обстоят у вас дела в России? Как, повашему, будет развиваться здесь ваш бизнес в течение нескольких ближайших лет?

Drillmec является международным лидером в разработке, изготовлении и поставке установок для бурения скважин и КРС для наземных и морских проектов, а также довольно широкого спектра различного бурового оборудования. Результаты, достигнутые нами благодаря многолетнему международному опыту работы, получили должное признание у наших заказчиков в различных регионах мира и обусловлены нашим стремлением продолжать совершенствование нашей продукции за счет повышения ее качества, привлечения

80 ROGTEC

Drillmec is seen as a leader in supply of advanced rigs and drilling technology – but how is business for you in Russia? How do you see it developing over the coming years?

Drillmec is an international leader in the design, manufacture and distribution of drilling and workover rigs for onshore and offshore applications as well as a wide range of drilling equipment. The results achieved in over ten of years of international experience have been recognized by customers worldwide and stem from our commitment to continuous improvement through the pursuit of high quality, a strong focus on human resources and emphatic efficiency throughout the whole process. We are expecting the Russian drilling industry to increase rapidly in the coming years, and in turn we are increasing our presence in the market. As an example of this, the quantity of Drillmec top drives being used in Russia has tripled over the last 3 years.

With Drillmec not only competing with Russian rig manufacturers, but also with Chinese, European and North American companies – why should Drillmec be considered by drilling contractors when buying new rigs? www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW высококвалифицированного персонала и настойчивых усилий по повышению эффективности нашей работы на всех ее этапах. Мы считаем, что в настоящее время наблюдается процесс бурного роста буровой отрасли в России. Мы наращиваем свое присутствие на российском рынке бурового оборудования. Одним из примеров можно назвать трехкратное увеличение за последние 3 года количества используемых на территории РФ верхних приводов Drillmec. Мы ожидаем дальнейшее наращивание их применения на этом рынке.

Whether looking at on or offshore drilling, we at Drillmec are the experts that help our customers continually raise their performance through our proven technical expertise, global aftermarket network and trusted quality. Our engineers apply years of experience to deliver the best solutions based on material selection, service application and functioning criteria.

Drillmec приходится конкурировать на этом рынке не только с российскими производителями буровых установок, но и с китайскими, европейскими и североамериканскими компаниями. Чем буровых подрядчиков, планирующих приобретение новых буровых установок, может привлечь именно продукция Drillmec?

Since its establishment, Drillmec has applied itself to putting forward innovative proposals that add real value to projects by reducing the cost of drilling operations in oil & gas fields. We can also provide our customers with complete rig certification in accordance with API and DNV specifications. Our knowledge of drilling operations is our biggest asset and works to our clients’ advantage. We are proud of the reputation we have built in combining the expertise of an oil company, drilling contractor and manufacturer in order to tailor a fit-forpurpose drilling rig

Для буровых подрядчиков, работающих на наземных и шельфовых проектах, Drillmec сегодня является признанным экспертом в буровом оборудовании и технологиях, помогающим своим заказчикам неуклонно повышать показатели их работы благодаря использованию нашей высокой технической компетенции и опыту, налаженной глобальной службе послепродажной техподдержки и получившему повсеместное признание высокому качеству нашей продукции. Наши инженеры используют свой многолетний опыт для разработки оптимальных решений на основе выбора материала, применения сервиса и критериев функциональности. Наше присутствие в нефтегазовой отрасли означает проектирование, изготовление, пусконаладку и послепродажную техподдержку наземных буровых установок со стандартным или гидравлическим приводом, мобильных станков и агрегатов КРС, стационарных наземных буровых, буровых модулей для морских платформ, а также другого бурового оборудования.

Our service offering includes design, manufacturing, commissioning and aftersales service for conventional and hydraulic land rigs, mobile and workover drilling rigs, offshore units and drilling equipment.

Drillmec have recently supplied rigs to be used offshore Caspian. What technologies do you have for offshore drilling?

Drillmec provides a complete range of offshore drilling equipment packages to the drilling industry, using innovative engineering, high quality standards and a knowledgeable staff base, to ensure we cover all of our client’s needs. Drillmec manufactures derricks and masts for all applications, and, in addition, packages can be furnished with top drives, motion compensators, racking system, pipe handlers, catwalk machines, elevators, top mounted flares and all derrick related equipment for complete packages.

С момента своего создания, компания Drillmec активно внедряла инновационные идеи и решения, обеспечивавшие нашим заказчикам значительные выгоды при реализации их проектов за счет снижения затрат на строительство нефтяных и газовых скважин.

In addition to complete drilling packages, Drillmec offers a comprehensive line of offshore equipment for platforms, barges, semi-submersibles and drill ships that can handle a wide range of E&P and production requirements. From the drill floor to the top drive, Drillmec supplies mud systems, control rooms, derricks, pipe handling systems, catwalk machines, power tongs, and rotary tables with all the power you need.

Drawworks packages up to 4,500 hp, mud pumps up to 2,200 hp and fully automated hydraulic rigs up to 600 metric tons (1,320,000 lbs) pulling capacity are available.

Also offered are skidding systems, and bulk storage and transportation systems.

Мы обеспечиваем сертификацию наших буровых установок по стандартам API и DNV. Наше

We are hearing a lot about the upcoming development of the regions unconventional fields.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81

ИНТЕРВЬЮ превосходное знание тонкостей всех операций, относящихся к процессу бурения, является нашим самым ценным качеством, помогающим обеспечить значительные выгоды для наших клиентов. Мы гордимся завоеванной репутацией компанииизготовителя, объединившей опыт и знания нефтегазовых операторов, буровых подрядчиков и производителя бурового оборудования для создания буровых установок, заточенных под конкретные задачи наших заказчиков. Недавно компания Drillmec поставила буровые установки для проекта на шельфе Северного Каспия. Какими технологиями для морского бурения вы располагаете?

Drillmec предлагает для буровой отрасли полный спектр буровых комплексов морского базирования, изготовленные с привлечением высококвалифицированного персонала, применением инновационных разработок и использованием самых высоких стандартов качества, и способных выполнить любые соответствующие задачи наших заказчиков. Drillmec изготавливает буровые вышки и мачты для самых различных условий эксплуатации и задач. Кроме того, наши комплексы могут оснащаться верхними приводами, компенсаторами вертикальной качки плавучего основания, системой штабелирования БТ, трубными манипуляторами, механизированные приемные мостки, элеваторы, факельные стойки, а также все вышечное оборудование комплексного бурового модуля. Помимо полностью укомплектованных буровых модулей, Drillmec предлагает полный спектр оборудования морского исполнения для стационарных морских платформ, барж, ППБУ и буровых судов, которое обеспечивает выполнение широкого круга задач для проектов по разведке и добыче углеводородного сырья. Помимо вышечного оборудования - от роторной площадки до верхнего привода, Drillmec поставляет системы приготовления, очистки и циркуляции бурового раствора, кабины бурильщиков, вышечные конструкции, трубные манипуляторы, механизированные приемные мостки, приводные трубные ключи и роторные столы с любым необходимым уровнем мощности. Мы также поставляем буровые лебедки мощностью до 4500 л.с., буровые насосы - до 2200 л.с. и полностью механизированные буровые комплексы на гидроприводах грузоподъемностью до 600 метрических тонн (1320000 фунтов). Также нами предлагаются системы перемещения буровых

82 ROGTEC

What rig solutions do you have suitable for drilling these fields?

The best choice for accurate directional drilling is our HH automated hydraulic rigs. The unusual characteristics of the HH Rig design make their shape far different from that of a conventional rig.

The “HH” Rigs were designed to achieve high levels of safety and outstanding performance. They integrate various hydraulic equipment in a drilling process that is largely automated and has all drilling functions centrally controlled from a comfortable and air conditioned driller’s cabin.

The most evident characteristic of the HH Rigs is the self-erecting hydraulic telescopic mast, made of one powerful hydraulic cylinder. The mast has an integrated hydraulic top drive built in. It is a self-standing telescopic mast with reduced height, suitable to handle range 3 “supersingles” drill pipes.

The drilling parameters are controlled by the driller from a control panel in the doghouse; this allows automatic drilling even with a preset wob and rpm. Predetermined limits of over-pull can also be set. Such features coupled with the back reaming allowed by the top drive, considerably reduce the risk of stuck pipes.

The overall dimensions of the “HH” Rigs are much smaller than the conventional rigs of corresponding power. All the major rig modules are permanently mounted on semi-trailers and are self-erecting for fast and safe moving between locations. Much less loads than those of a comparable conventional rig are needed for moving.

On an “HH” Rig, with a smaller crew and most part of the routine activities made by automatic or remotely controlled equipment and an unmanned rig floor, the www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW комплексов, оборудование для хранения и перемещения сыпучих материалов. В последнее время мы много слышим о предстоящей в ближайшие годы повсеместной разработке региональных месторождений с нетрадиционными запасами. Какие технические решения в области бурового оборудования предлагает ваша компания для эффективной разработки таких месторождений? Для высокоточного наклонно-направленного бурения наиболее подходящими являются полностью автоматизированные установки НН с гидроприводом производства Drillmec. Нестандартные параметры конструкции буровых установок серии НН являются причиной существенного их отличия от стандартных буровых установок. Серия НН была разработана для достижения повышенного уровня безопасности и существенно более высокой эффективности буровых работ. Установки этой серии обеспечивают интеграцию в буровой процесс различного гидроприводного оборудования, имеющего высокую степень автоматизации и обладающего централизованным управлением всеми буровыми операциями и функциями оборудования, расположенным в удобно обустроенной и оснащенной системой кондиционирования воздуха кабине бурильщика. Самой заметной характеристикой установок серии НН является самоподъемная телескопическая мачта с гидроприводом, использующим один высокомощный цилиндр. На мачте смонтирован интегрируемый гидравлический верхний привод. Сама мачта является телескопической и самовыдвигающейся, имеет небольшую высоту, и обеспечивает возможность работы со “сверхдлинными однотрубками” класса 3. Параметры бурения контролируются бурильщиком с пульта управления в закрытой кабине бурильщика. Это позволяет осуществлять автоматическую подачу долота на забой даже при текущих нагрузках на долото и оборотах. Возможна также установка заранее выбранных предельных уровней допустимого натяга. Такие возможности, в сочетании с обратной проработкой, которую обеспечивает верхний привод, позволяют значительно снизить риск прихвата труб.

possibility of casualties is reduced. The very small number of recorded accidents, even if of very limited importance, clearly shows that the activity on the “HH” Rigs is always done at the highest possible level of safety for the entire crew.

The automated systems, the central control and the reduced number of people, allow for an easier and more effective handling of the rig, with very beneficial effects on the overall performance and costs.

The emphasis on safety of the unique design of the “HH” Rigs, is achieved mostly by an extensive automation of a large number of their components. It can be enhanced further to reach full automation and to cancel almost entirely the manual work on the rig floor. It appears the right way to finally reach “zero accident” in the land drilling industry.

Tell us a recent success story, about a drilling contractor using a Drillmec rig.

Particularly in Russia, our equipment is used by the following key clients 1. Rosneft uses Drillmec MR8000 and hydraulic top drive HTD 250.

2. Gazprom affiliates started using HH -150 FA and HH-200 FA, eliminating the presence of workers on drill flow. Besides this, HH rig has no monkey board.

This is the first fact in our Client’s history, that improves safety on the field with H2S factor; 3. Lukoil – Offshore drilling equipment package Drillmec 2000HP for LSP-1 project of the V. Filanovskiy oilfield; 4. Weatherford Drilling had established the record in drilling operations in Russia using Drillmec MR8000 drilling rigs and HTD 250 and HTD 200 hydraulic top drives. Many Drillmec HTD 200 top drives have also been adopted in Russia and are being used on drilling rigs manufactured in China for Weatherford drilling 5. UsinskGeoNeft - Hydraulic top drives HTD 350; 6. Integra Drilling uses Drillmec MR7000 mobile drilling rigs and HTD 250 hydraulic top drives.

Finally, what is your forecast for the regions drilling sector in the coming years?

We have invested a lot to ensure that our technologies are adapted to the current requirements of our customers in Russia. We hope that this will continue to satisfy the requirements of drilling companies in Russia.

Общие габариты установок серии НН намного меньше, чем у стандартных буровых установок www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

ИНТЕРВЬЮ аналогичной мощности. Все крупные модули буровой установки смонтированы и жестко закреплены на полуприцепах. Они автоматически устанавливаются в рабочее положение и складываются в транспортировочное для быстрого и безопасного монтажа-демонтажа и переезда. Транспортируемый вес значительно снижен, по сравнению с весом модулей стандартной буровой установки аналогичной мощности. Вероятность травматизма для персонала установки серии НН существенно снижается за счет меньшего количества членов буровой бригады и максимальной автоматизации многих рутинных буровых операций, а также дистанционного управления неавтоматическим буровым оборудованием и отсутствия необходимости в работе персонала на роторной площадке. Крайне небольшое число зафиксированных несчастных случаев, большинство из которых оказались весьма незначительными, является прямым индикатором чрезвычайно высокого уровня безопасности работы персонала буровой бригады на установках серии НН. Наличие автоматических систем, централизованного управления и меньшего количества персонала в буровой бригаде упрощает и делает более эффективной эксплуатацию такой установки, обеспечивая достижение отличных показателей в работе и снижение затрат. Повышенный уровень безопасности при эксплуатации буровых уникальной конструкции серии НН достигается за счет максимальной автоматизации большого числа ее узлов и агрегатов. Нами ведутся работы по дальнейшему повышению уровня автоматизации на этих установках и полного отказа от необходимости ручного выполнения операций на роторной площадке. Мы убеждены, что находимся на правильном пути к полному исключению возможности несчастного случая при выполнении буровых работ на суше.

эксплуатацию установок HH -150 FA и HH-200 FA, с исключением присутствия персонала на роторной площадке. Кроме того, на установке серии НН отсутствуют полати верхового. Впервые в своей истории наш заказчик получил оборудование, позволившее ему повысить уровень безопасности на месторождении с присутствием сероводорода в добываемой продукции.

3. ЛУКойл - буровой комплекс Drillmec 2000HP для морской ледостойкой платформы ЛСП-1 на месторождении им. В.Филановского.

4. Weatherford Drilling добился рекордного результата при бурении на территории России с использованием станков Drillmec MR8000 и гидравлических верхних приводов HTD 250 и HTD 200. Кроме того, большое число верхних приводов HTD 200 было адаптировано и применяется в настоящее время Weatherford на буровых установках китайского производства.

5. УсинскГеоНефть - гидравлические верхние приводы HTD 350.

6. Интегра Бурение применяет мобильную установку Drillmec MR7000 и гидравлический верхний привод HTD 250. В конце хотелось бы спросить, каков ваш прогноз для российской буровой отрасли на ближайшие годы? Компания Drillmeс провела большую работу по адаптации лучших технологий к существующим требованиям российских заказчиков. Мы будем и в дальнейшем стремиться удовлетворять потребности буровых подрядчиков в России в оборудовании, подтвердившем свою надежную и эффективную работу в этом регионе мира.

Не могли бы вы описать в качестве примера недавний успешный опыт одного из буровых подрядчиков в эксплуатации буровой установки производства Drillmec? Что касается России, то здесь оборудование Drillmec используется многими крупными и более мелкими компаниями, включая: 1. Роснефть, применяющую установку Drillmec MR8000 и гидравлический верхний привод HTD 250.

2. Одно из подразделений ОАО Газпром начало

84 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.85

p.19

p.75

sakhalin-oil-gas.com

mccoyglobal.com

reedexpo.ru

p.25

ibc

p.09

drillmec.com

mief-tek.com

tenaris.com

p.55

p.27

p.23

eage.org

neftegaz-expo.com

tmk-group.ru

p.65

p.69

ifc

proexpogroup.ru

rdcr.net

uorc.net

p.05

p.17 & p.07

obc & p.11

hardbandingsolutions.com

nov.com

vanoord.com

p.63, p.67, p.79

p.ifc

p.77

ite-exhibitions.com

rdcr.net

21wpc.com

p.20

p.49

p.61

katchkan.com

rogtecmagazine.com

yamaloilandgas.com

p.04

p.37 & p.59

liebherr.com

rpi-conferences.com

86 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Морское мастерство

Обустройство морских нефтегазовых месторождений “Морское мастерство” - в этих двух словах выражается наш энтузиазм и увлеченность своим делом: мы предоставляем подрядные услуги в области дноуглубительных работ и морского строительства по всему миру, используя передовые инновационные методы для решения Ваших задач. Наши сотрудники, в распоряжении которых большой флот разнообразных судов, специализируются в области дноуглубления, морских инженернопроектных работ и работ на шельфе (обустройство нефтегазовых месторождений и ветроэнергетика).

www.vanoord.com

Dredging and Marine Contractors

Дноуглубительные работы

Морская ветроэнергетика