2011-11

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

What a Gas! Nord Stream Goes Onstream p. / стр. 14

В первую очередь Nord Stream доставил сибирский газ в Евросоюз напрямую

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

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 56

Post Gaddafi, Here’s the Good News and the Bad News for Russian Ventures in Libya Сброшенный туз: как делать бизнес в Ливии без Муаммара Каддафи

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Back to the USSR, You Don’t Know How Lucky You Are! СССР возвращается, но вы об этом еще не догадываетесь!

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

I

Н

’m writing from Houston this month. And I’ve picked up two books which make interesting reading when read at the same time: “From Soviets to Putin and Back – The Dominance of Energy in Today’s Russia”, by Michael J. Economides and Donna Marie D’Aleo; and “Why We Hate the Oil Companies,” by John Hofmeister, former CEO of Shell Oil USA. I’d recommend both books – if you read English. In the first, Economides, a former consultant to YUKOS and Mikhail Khodorkovsky describes how the Russian State uses the country’s energy riches as a tool of foreign policy to advance the interests of the State.

In the second, Hofmeister describes how the United States doesn’t really have an oil policy and how American energy independence and foreign policy is hurt. Politicians in Congress and the White House scapegoat the oil industry for the populist vote. So for example, the President stopped offshore drilling after the Gulf of Mexico oil spill last year – a political play to the environmental lobby. And now Mr. Obama is attempting to defer to after the 2012 election a decision on construction of an oil pipeline from Canada to U.S. refineries in Texas.

As I’ve been watching on television “ad nauseum” Canada says if the U.S. is not going to agree to take Canadian oil until 2013, Canada will ship its oil to China. And the irony about offshore drilling? Just outside of U.S. territorial waters offshore Florida, China is drilling. As one television commentator noted: U.S. companies can’t drill within U.S. territorial waters but China is drilling just outside and if there is a spill, Florida gets the damage. So how dumb is that?

Of course the difference in the Russian and the US systems has to do with elections. But could you imagine the Kremlin deferring construction on a pipeline or a drilling project by Rosneft or Gazprom because of fear of losing an election from pressure by the environmental lobby?

Further to my “Back to the USSR” theme – Dr. Economides knows far more about how that is manifest in Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

а этот раз я пишу вам из Хьюстона. Вначале немного о литературе: у меня здесь парочка книг, которые очень интересно читать параллельно. Первая называется «От Советов до Путина и обратно – доминирующее положение энергетики в современной России», авторы – Майкл Экономидес и Донна Мари д’Алео. Название второй – «Почему мы ненавидим нефтяные компании?», ее автор – Джон Хофмайстер, экс-президент Shell Oil USA. Если владеете английским, советую их прочитать. Экономидес – бывший консультант «ЮКОСа» и Михаила Ходорковского, в своей книге рассказывает о том, как российское государство использует природные ресурсы во внешней политике для продвижения своих интересов. Хофмайстер выражает сожаление по поводу отсутствия нефтяной политики в Соединенных Штатах, что наносит ущерб энергетической независимости страны и негативно отражается на ее внешнеполитический курс. Политики в Конгрессе и Белом доме в популистских целях делают из нефтяной промышленности «козла отпущения». Например, президент Обама запретил шельфовое бурение после прошлогодней аварии в Мексиканском заливе явно с целью задобрить «экологическое лобби». А теперь он пытается отложить до выборов 2012 года решение о строительстве нефтепровода, по которому нефть из Канады должна поступать на нефтеперерабатывающие заводы в шт. Техас. Я неоднократно наблюдала по ТВ, как канадцы заявляли, что начнут поставлять свою нефть в Китай, если США не согласятся ее купить до 2013 года. С морским бурением, опять же, совершенно нелепая ситуация: на границе территориальных вод США, у берегов Флориды, китайцы ведут буровые работы. Как заметил один телекомментатор, в то время как американским компаниям бурить в собственных территориальных водах не разрешается, китайские бурят в непосредственной близости от морской границы, в случае разлива пострадает, конечно же, Флорида. Ну разве это не глупость? Понятно, что разница между политическими системами РФ и США связана с выборами, но сама мысль о том, что российский президент вдруг решает отложить строительство трубопровода или какой-нибудь проект «Роснефти» или «Газпрома» из-за боязни проиграть выборы вследствие давления «экологического лобби», кажется нелепой, не так ли? И еще краткое дополнение к теме «Назад в СССР» – конечно, д-ру Экономидесу об проявлениях данного «феномена» в нефтя-

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА the oil business than I do. But as an American Muscovite, I must say I am encountering more and more evidence to support this, from everyday life.

In late October I attended a press briefing at the Renaissance Moscow Monarch Hotel on Begovyaul. This is a Marriott brand. Just go to the Internet and Google Marriott in Moscow. If I hadn’t seen it on the Internet, I would have never believed it. So the press briefing ends at 11 a.m. and I decide to get a cup of coffee and a bowl of soup before heading to my office.

In the foyer is a very large café and only two tables are occupied. I approach the waitress: “Table for one, please.” She replies, “There is no place” (“Мest nyet!”). I actually started laughing! “But I see 20 empty tables,” I replied. The waitress said: “Maybe, but we are serving a group lunch at noon.” So all I want is a bowl of soup and a cup of coffee. She offers no alternatives but I see the bar across the lobby has tables.

I ask, “You sure this is a Marriott?” She replies, “Of course.” I ask, “Can I order coffee and a snack at the bar?”

“Yes,” she says. So I find a table in the bar area, and the waiter comes to take my order. “A cup of coffee and a bowl of borsch please,” I say. “I can bring you coffee but no borsch, the kitchen doesn’t open until noon,” the waiter says. Again, I ask, “This is a Marriott, right?” He says, “Oh, yes.” So for fun, I ask, “If I were a guest and I wanted to order borsch from my room, are you saying there isn’t any room service?” He replies, “Oh no, you could do that because the room service kitchen is a different kitchen.”

“This is a Marriott?” I ask and third time. And then I just got a coffee. Fortunately, there is a Chocoladnitza on my route to the office.

So while Dr. Economides analyzes Russia’s return to Soviet times by how it runs its energy policy; I find the evidence in how difficult it is for a person to order a bowl of borsch and a cup of coffee in the lobby of an internationalbrand hotel.

Please keep in mind, I’m not making any value judgments but I must say that at a couple of events I’ve attended here in Houston these last few days, I keep bumping into young Russian energy professionals who say they prefer Houston to Moscow because in the U.S., the system seems to be built “for people” whereas they feel that in Russia, the system is built “for officials.” At a Marriott here, I also couldn’t order borsch but that’s because they don’t have it on the menu in the U.S. So I ordered chicken soup. It didn’t matter what time of day – there was a table and the kitchen was always open.

I can tell you this much – there is a reason that the U.S. president flies to and from work in a helicopter. If Washington DC police attempted to block traffic the way Moscow police do around the Kremlin at rush hour, there would be a riot! Drivers just wouldn’t stand for it. In Moscow, I had to trade my manual shift car for an automatic transmission because of leg cramps. (And it was a blow to my pride considering that I’ve always enjoyed being one of the very few Americans who actually prefer manual transmissions – they’re more fun to drive.)

See you next month and I hope you enjoy our November issue!

2

#11 November 2011

ной промышленности известно гораздо больше, чем мне. Но, как живущая в Москве американка, могу сказать, что и в повседневной жизни эти проявления встречаются все чаще и чаще. В конце октября я присутствовала на пресс-конференции в отеле Renaissance Moscow Monarch на ул. Беговая. Этот отель принадлежит сети Marriott. Его можно найти в Интернете, набрав «Marriott в Москве». Сама бы не поверила, если бы его там не увидела. Брифинг для прессы заканчивался в 11 утра, и я решила подкрепиться, прежде чем отправиться в редакцию. В фойе есть большое кафе, где было занято только два места. Говорю официантке, что мне нужен столик для одного человека, а она мне отвечает: «Мест нет»! Я не могла удержаться от смеха, но диалог продолжила: «Как же так, здесь 20 пустых столов». Официантка в ответ: «Возможно, но в 12 часов мы обслуживаем делегацию». Мне требовалась лишь тарелка супа и чашка кофе, но официантка никаких вариантов не предлагала. Хотя в противоположном конце вестибюля я видела бар с пустыми столиками. Я спрашиваю официантку: «А Вы уверены, что это Marriott»? Ответ: «Разумеется». Продолжаю «допрос»: «Можно заказать кофе и закуски в буфете»? Ответ: «Да». Иду в бар, сажусь. Подходит официант. Заказываю ему чашку кофе и тарелку борща. Он соглашается принести кофе, но без борща, так как кухня закрыта до 12. И тогда я повторяю вопрос: «Это отель Marriott, не так ли»? «Да», – отвечает официант. Уже шутки ради спрашиваю: «А если бы я остановилась в отеле и захотела заказать борщ в номер? Разве у вас не предусмотрено обслуживание в номерах»? И слышу в ответ: «В номер заказывать можно, потому что для обслуживания номеров есть другая кухня». Не могу удержаться и в третий раз интересуюсь, действительно ли это отель Marriott. После этого, наконец, получаю свой кофе. К счастью, по пути в редакцию есть возможность зайти в кафе «Шоколадница». Так что, пока д-р Экономидес делает свои выводы на основании российской энергетической политики, я могу представить свои доказательства – в частности, невозможность заказать тарелку борща и чашку кофе в отеле мирового класса. Сразу оговорюсь – я не делаю оценочных суждений. Однако в Хьюстоне мне неоднократно доводилось встречать молодых россиян-специалистов энергетической отрасли, которые признавались, что предпочитают жить в США, поскольку в американской системе интересы граждан ставятся выше удобства чиновников. К слову, в местном Marriott’е мне тоже не удалось заказать борщ, но лишь потому, что его не было в меню. Пришлось заказать бульон. Но, независимо от времени суток, свободные столики в наличии были и кухня работала. А напоследок я скажу, почему президент США летает на работу и с работы на вертолете. Если бы вашингтонская полиция перекрыла движение так, как это делается в Москве возле Кремля в час пик, начались бы массовые беспорядки. Водители бы этого просто не потерпели! В Москве же мне пришлось поменять автомобиль с механической коробкой передач на другой, с автоматической, из-за судорог в ноге. (Признаюсь, это был удар по самолюбию: в отличие от большинства американцев, я всегда предпочитала автомобили с «механикой» – на них ездить приятнее.) Надеюсь, вам понравится ноябрьский номер и до встречи через месяц!

Oil&GasEURASIA

ɋɌɊȺɋɌɖ Ʉ ɋȿɃɆɂɄȿ ȼɫɟ ɫɭɞɚ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 3RODUFXV ɨɫɧɚɳɟɧɵ ɫɨɜɪɟɦɟɧɧɵɦ ɫɟɣɫɦɢɱɟɫɤɢɦ ɢ ɧɚɜɢɝɚɰɢɨɧɧɵɦ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɟɦ ɧɚɢɜɵɫɳɟɝɨ ɭɪɨɜɧɹ ɋɚɦɢ ɫɭɞɚ ɜ ɫɚɜɨɤɭɩɧɨɫɬɢ ɫ ɫɢɫɬɟɦɚɦɢ ɫɛɨɪɚ ɞɚɧɧɵɯ ɨɛɟɫɩɟɱɢɜɚɸɬ ɚɛɫɨɥɸɬɧɭɸ ɝɢɛɤɨɫɬɶ ɩɨɞɯɨɞɚ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 3RODUFXV ɤ ɜɵɩɨɥɧɟɧɢɸ ɩɨɥɧɨɝɨ ɫɩɟɤɬɪɚ ɜɨɡɦɨɠɧɵɯ ɡɚɞɚɱ ɫ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɟɦ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɛɭɤɫɢɪɭɟɦɵɯ ɫɟɣɫɦɢɱɟɫɤɢɯ ɤɚɛɟɥɟɣ ɑɬɨɛɵ ɭɡɧɚɬɶ ɛɨɥɶɲɟ ɨɛɪɚɬɢɬɟɫɶ ɧɚ www.polarcus.com

All Polarcus vessels are equipped with the latest high-end seismic acquisition, navigation and positioning technologies. Taken together, the vessels and the data acquisition s\stems provide complete Àe[iEilit\ Ior Polarcus to meet the entire range oI possiEle seismic surve\ oEMectives using marine towed streamer techniques.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Back to the USSR, You Don’t Know How Lucky You Are! СССР возвращается, но вы об этом еще не догадываетесь!

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА 14

Siberian Resources for Europe Сибирские ресурсы для Европы Quite recently the most anticipated project of the world power industry has been commenced. And we are talking here about the Nord Stream gas pipeline. On Nov. 8 Russian gas supplies to Europe started. Совсем недавно стартовал самый ожидаемый проект в мировой энергетической отрасли – газопровод «Северный поток». Восьмого ноября по нему начались первые поставки российского газа в Европу.

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Removing Stumbling Blocks from the Northern Sea Route Russia Plans to Pass a New Law to Develop Shipping in the Arctic

На Севморпути убирают подводные камни

20

К концу года в России намерены принять закон для развития судоходства в Арктике

First Seismic Vessel Transit of the Northern Sea Route Arctic-ready design saves time, fuel and cost

26

Первый переход геофизического судна по Северному морскому пути Конструкция в арктическом исполнении экономит время, топливо и затраты ENERGY FORECAST | ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ

Global Energy 2012: Deloitte’s View

32

Мировая энергетика 2012: взгляд от компании «Делойт» EVENT | СОБЫТИЕ

Arctic Development – an Imminent Inevitability Освоение Арктики – неизбежность, рожденная временем

38

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ

SPE 2011 President, Alain Labastie, Comments on SPE in Russia Ален Лабастье, президент SPE в 2011, рассказал о работе Общества в России

4

42

Oil&GasEURASIA

#10 October 2011

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ SEISMIC INTERPRETATION | ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

Three-Dimensional Geological Structure of Sedimentary Basins Based on 3D Seismic Data Analysis Объемная геологическая модель осадочных бассейнов

44

на основе анализа данных 3D сейсморазведки COILED TUBING | ГНКТ

New Edge of Safety in Coiled Tubing Operations with X-11* CT Unit Новый уровень безопасности в операциях с ГНКТ на установках X-11*

48

MARKETS OUTLOOK | ОБЗОР РЫНКОВ

Paying Off a Losing Bet Расплата за проигрыш

56

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION AUTOMATION | АВТОМАТИЗАЦИЯ

Technology for Function and Structural Arrangement of the Relay Protection Equipment Installed in a Cabinet to Provide All Types of Electrical Protection of Devices, Buses and Cables Технология функционально-конструктивного построения встраиваемой в ячейку релейно-защитной аппаратуры, обеспечивающей все виды электрических защит оборудования, шин и кабелей

60

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover, 31

Inmarsat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

«ВЗБТ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

«Зульцер Хемтех» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

«Газпромнефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25, 39, 41

«Гидромаш-сервис» . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33, 35

Polarcus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

«Бурснаб» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

«Сахалин Энерджи» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Surge Accelerator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEF Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА Елена Жук edit@eurasiapress.com

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

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

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

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

GUEST CORRESPONDENT Aider Kurtmulayev COVER PHOTO Nord Stream AG TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Sergei Naraevsky

6

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Nord Stream AG ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

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

6

EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (495) 781 8837 Fax: +7 (495) 781 8838

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

is a Member of:

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕ Айдер Куртмулаев

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111, Moscow 125009, Russia.

Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836.

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

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

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

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2011, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111. Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2011, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Chevron Technology Ventures Launches Chevron Technology Ventures использует World’s Largest Solar Enhanced-Oilсолнечную энергию для увеличения Recovery Project добычи нефти Компания Chevron Technology Ventures, являющаяся подразделением Chevron U.S.A. Inc. и занимающаяся рассмотрением, оценкой и демонстрацией новых технологий, в октябре запустила уникальный демонстрационный проект, цель которого – протестировать возможность использования солнечной энергии для добычи нефти. В проекте используются более 7 600 зеркал, которые фокусируют солнечную энергию на солнечный бойлер. Образовавшийся SOURCE / ИСТОЧНИК: CHEVRON

Chevron Technology Ventures, a division of Chevron U.S.A. Inc. that identifies, evaluates and demonstrates emerging technologies, in October launched a unique demonstration project to test the viability of using solar energy to produce oil. The project uses over 7,600 mirrors to focus the sun’s energy onto a solar boiler. The steam produced is injected into oil reservoirs to increase oil production. The project is the largest of its kind in the world.

One of America’s oldest oil fields, the Coalinga Field began operations in the 1890s. Because the heavy crude oil produced at the field does not flow readily, it is more difficult to extract than lighter grades of crude.

Chevron enhances oil production from the Coalinga Field by injecting steam to heat the crude, thereby reducing its viscosity and making it easier to produce. This steam is currently generated by burning natural gas. The solar-tosteam project will supplement the gas-fired steam generators and help determine the commercial viability of using heat from the sun instead of natural gas to generate steam.

Throughout the course of the day, more than 7,600 mirrors track the sun and reflect its rays to a receiver positioned on a solar tower. Using heat from the concentrated sunlight, the solar tower system produces steam that is distributed throughout the oil field and then injected underground for enhanced oil recovery. The solar demonstration generates about the same amount of steam as one gas-fired steam generator.

Chevron contracted BrightSource Energy, Inc., as the technology provider and for engineering, procurement and construction. The project will be operated by Chevron Technology Ventures.

8

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

● The solar-to-steam demonstration project is made up of 3,822 mirror systems, or heliostats, each consisting of two 10- by 7-foot mirrors mounted to a 6-foot steel pole.

There are 7,644 mirrors in total focused on a 327-foot-tall solar tower. The project covers 100 acres, with mirrors covering 65 acres and 35 acres devoted to support facilities. ● В проекте преобразования солнечной энергии в пар задействованы 3 822 зеркальных систем (гелиостатов), каждая из которых состоит двух зеркал размером 10х7 футов, установленных на стальной стержень высотой 6 футов. В общей сложности 7 644 зеркала сфокусированы на солнечной вышке высотой 327 футов. Площадь земли, отведенная под проект, составляет 100 акров, из которых 65 акров занимают зеркала, а остальные 35 акров занимают вспомогательные сооружения.

пар нагнетается в продуктивный пласт, повышая количество добываемой нефти. Проект считается самым крупным в мире проектом такого рода. Разработка одного из старейших нефтяных месторождений Америки – Коалинга – началась в 1890-х годах. Поскольку добытая на этом месторождении тяжелая сырая нефть обладает низкой текучестью, то, по сравнению с легкими сортами, такую нефть тяжело извлекать из скважины.

Chevron повысила уровень добычи нефти на месторождении Коалинга путем подачи пара для нагрева сырой нефти, таким образом понижая ее вязкость и облегчая добычу. Пар образуется за счет горения природного газа. Солнечная энергия повышает эффективность работы парогазовых генераторов и помогает определить коммерческую пригодность замены природного газа на солнечное тепло при генерировании пара. В течение дня более 7 600 зеркал отражают солнечные лучи на приемник, расположенный на солнечной вышке. Используя тепло концентрированного солнечного света, находящаяся на вышке солнечная система вырабатывает пар, который распределяется по месторождению и подается под землю для увеличения добычи нефти. Солнечная Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

Emerson Launches Downhole Flow Sensor System The Roxar Downhole Flow Sensor System improves understanding of reservoir flow from different well zones and branches and opens new window into subsea production operations Emerson Process Management has launched its new downhole flow sensor system. The new system will, for the first time, generate multiphase flow measurements from downhole in the well, leading to increased operator understanding of reservoir flow and zonal contributions from wells and increased production control and optimization.

Key features of the Roxar Downhole Flow Sensor System include:

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

● Accurate and reliable flow rates, refined through 20 years of topside and subsea multiphase metering experience and 25 years of downhole monitoring experience. The technology is built on the Zector platform of Emerson’s third generation multiphase meter with new field electronics, electrode arrangements and a new measurement principle. The flow sensor system includes a new water cut measurement tool based on dual velocity measurements and a density sensor, measuring the density of flow effluent

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ система генерирует такое же количество пара, как один парогазовый генератор.

Chevron заключила контракт с компанией BrightSource Energy, Inc., которая является провайдером технологии и будет заниматься инженерными разработками, материально-техническим снабжением и строительством. Проект будет выполняться Chevron Technology Ventures.

Emerson выпускает новую систему скважинных датчиков расхода Система скважинных датчиков расхода Roxar позволяет лучше изучить внутрискважинные потоки в различных зонах и стволах скважины, расширяя возможности подводной добычи. Компания Emerson Process Management объявила о выходе новой системы скважинных датчиков расхода. Новинка будет впервые проводить измерения многофазного потока внутри скважины, что облегчит добывающим компаниям понимание потоков флюида в пласте и вкладов различных зон скважин в общий поток. Все это позволит операторам оптимизировать процесс добычи.

К ключевым особенностям новой системы Roxar можно отнести следующее:

● Точные и надежные измерения дебитов скважин, качество которых гарантируется 20-летним опытом измерений многофазовых потоков в надводных и подводных условиях. В основе технологии лежит платформа Zector компании Emerson, являющаяся третьим поколением многофазных измерителей с новой промышленной электроникой, схемой расположения электродов и новым принципом проведения измерений. Система датчиков расхода включает в себя инструмент для измерения обводненности продукции скважины на основе двусторонних измерений скорости и датчика плотности, который измеряет плотность вытекающего потока при помощи гамма-излучения. Система способна работать при температурах до 150 ºС и давлении до 69 МПа. ● Система является компактной и простой в применении. Диаметр самого датчика составляет 88,9 мм, а диаметр кабеля равен 6,4 мм. Прибор легко устанавливать, даже в тонких зонах между пакерами или в хвосто● The Roxar Downhole Flow Sensor System improves understanding of reservoir flow from dif- вике/обсадной колонне диаметром 177,8 мм. Для всех инструментов ferent well zones and branches and opens new window into subsea production operations. имеется один кабель, включая сква● Система скважинных датчиков расхода Roxar позволяет лучше изучить внутрискважинные потоки в различных зонах и стволах скважины, расширяя возможности жинные измерительные приборы. подводной добычи. Новинку можно установить на уже Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

9

#11 November 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ using gamma rays. The system can operate at pressures and temperatures of up to 10,000 psi and 150 C respectively. ● A compact and easy to use solution. The 3.5-inch tool and ¼-inch cable is compact and easy to install, fitting in both thin zones between packers and in 7-inch liner/ casing. There is a single conductor for all tools including the downhole gauge and the system can be retrofitted to existing subsea monitoring systems without the need for modifications. Measurements are performed in the tubing through non-intrusive sensors. ● The flow sensor system is also highly flexible and forms part of a broader downhole solution. The system is modular with users able to pick the tool combination which best suits their needs – water cut only, for example, and is fully compatible with the Roxar downhole product portfolio, which includes high pressure and high temperature gauges. The flow sensor system is also fully integrated with Emerson’s production management system, Roxar Fieldwatch, providing production and reservoir engineers with the tools and data to make better informed reservoir management decisions.

Red Spider Launches PowerBall to Revolutionize Reservoir Isolation PowerBall® is a pioneering reservoir isolation barrier that prevents fluid loss during the upper completion phase of well construction. Its increased reliability will differentiate it from its competitors, and could potentially save oper-

функционирующих системах мониторинга без необходимости их модификации. Измерения производятся в НКТ при помощи непогружных датчиков. ● Конструкция также характеризуется высокой гибкостью, т.к. входит в состав комплексного решения. Система Roxar имеет модульную компоновку, позволяя эксплуатационникам подбирать комбинации инструментов под конкретную задачу – например, только для замеров обводненности скважины. Система полностью совместима с линейкой скважинной продукции Roxar, включающей датчики высокого давления и температуры. Система датчиков также полностью интегрирована с системой управления добычей Roxar Fieldwatch, предлагающей специалистам по разработке месторождений обширный инструментарий и информацию, необходимые для повышения качества принятия решений по управлению пластом.

Red Spider выпустила инструмент PowerBall, совершив прорыв в изоляции пластов PowerBall® – это первый в своем роде барьер для изоляции пластов, позволяющий предотвратить потерю жидкости при завершении верхнего этапа строительства скважины. Повышенная надежность выделяет PowerBall® среди конкурентов и, как заявляет разработавшая его компания Red Spider, предоставляет операторам потенциальную возможность сэкономить до полумиллиона фунтов за одну операцию, сокращая время подводных работ и в

Низкобюджетные цены – лучшим клиентам! Реклама вашей продукции в рубрике «Новые технологии» ПЕЧАТНОГО издания «Нефть и газ Евразия» и на сайте www.oilandgaseurasia.com и www.oilandgaseurasia.ru позволит ознакомиться с ней обширной международной аудитории технических экспертов. Число посетителей рубрики «Новые технологии» не уступает числу посетителей нашей домашней страницы. Что касается ПЕЧАТНОГО издания, то раздел «Новые технологии» является одной из наших наиболее популярных рубрик. Мы знаем об этом, потому что вы сами это подтверждаете. ЗВОНИТЕ в наш коммерческий отдел СЕГОДНЯ: +7 (495) 781 8837 или отправьте сообщение по адресу: sales@eurasiapress.com

Размеры рекламы в печатном издании и цены: 30 000 рублей *

30 000 рублей *

15 000 рублей *

1/4 страницы вертикальная 88x123 мм

1/4 страницы горизонтальная 178x62 мм

1/8 страницы горизонтальная 178x30 мм

15 000 рублей *

15 000 рублей*

9 000 рублей *

1/8 страницы горизонтальная 88x62 мм

1/8 страницы вертикальная 62x88 мм

1/12 страницы 57x74 мм * Цена размещения указана без НДС

При размещении рекламного модуля в журнале вы получаете 50%-ю скидку на размещение баннера 100x100 на сайте в разделе «Новые технологии» сроком на один месяц.

10

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

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ators up to half a million pounds per operation by delivering major time reductions in subsea operations and significantly enhancing safety.

Well documented challenges exist within the industry during well completion activities as the technologies utilised are often exposed to large amounts of debris, leading to operational failure and costly shutdown time.

By moving the mechanical parts of the ball mechanism below the closed ball area of the tool, and as a result, protecting them from debris, Red Spider has turned traditional reservoir isolation barrier technology on its head with PowerBall.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ значительной степени повышая безопасность труда. На стадии завершения скважины существуют хорошо известные проблемы, связанные с образованием большого количества обломков породы и осыпи, что приводит к сбоям в работе оборудования и дорогостоящим простоям. Перемещая механические части шарового механизма под закрытую шаром поверхность инструмента и, таким образом, защищая их от обломков породы, Red Spider усовершенствовала традиционную технологию изолирования пластов за счет применения PowerBall. Обеспечивая дополнительную надежность и экономя время и деньги операторов по добыче нефти и газа, PowerBall можно эксплуатировать в любых скважинах, в т.ч. в обсаженных и с открытым забоем. PowerBall является частью техно-

T-Platforms Upgraded Technological Basis of GAS-KCO Line of Business The T-Platforms Company, an international developer of supercomputers and supplier of full spectrum of solutions and services for high-performance computing, has completed the project to upgrade the computing system of the joint Kazakh-Italian business GAS KCO (Almaty, Kazakhstan), one of the largest regionwide providers of the 2D/3D-rendering and seismic data interpretation services. The performance of the supercomputer designed by the T-Platforms Company rose to 2.55 teraflops, which allowed the system to enter the top three of the most powerful computing systems installed in Kazakhstan.

Currently, GAS KCO has a number of projects on the 3D seismic processing and it performs the engineering and geophysical works in Kazakhstan’s strategic project aimed at developing the Kashagan oil and gas field on the Caspian Sea shelf. The GAS KCO cluster supercomputer upgrade project was completed by SmartCom, the T-Platforms’ business partner in Kazakhstan.

In addition to the computing nodes, the GAS KCO hardware-software system includes the Panasas data storage system, specifically designed for the Linux-based cluster systems. It provides a balance between computing power, disk storage capacity and network interface performance for the most efficient operation of the most demanding applications. The solution is fully compatible with the Landmark software (Halliburton) and Beicip Franlab, the world’s leaders on the mathematical software market used by GAS KCO for specific and advanced processing/interpretation of geophysical data.

«Т-Платформы» модернизировала технологическую основу бизнеса компании GAS-KCO Компания «Т-Платформы», международный разработчик суперкомпьютеров и поставщик полного спектра решений и услуг для высокопроизводительных вычислений, объявила о завершении проекта по модернизации вычислительного комплекса совместного казахстанско-итальянского предприятия GAS KCO (г. Алматы, Казахстан) – одного из крупнейших региональных поставщиков услуг по 2D/3D-обработке и интерпретации сейсмических данных. Производительность суперкомпьютера, разработанного компанией «Т-Платформы», возросла до 2,55 Тфлопс, что позволило ему войти в первую тройку самых мощных вычислительных комплексов, установленных в Казахстане. В настоящее время GAS KCO выполняет ряд проектов по 3D обработке сейсмических данных и проводит инженерно-геофизические работы в стратегическом для Казахстана проекте освоения нефтегазового месторождения Кашаган на шельфе Каспийского моря. Комплекс работ по модернизации кластерного суперкомпьютера GAS KCO был выполнен компанией SmartCom – партнером «Т-Платформы» на территории Казахстана. Наряду с вычислительными узлами в состав программно-аппаратного комплекса GAS KCO входит система хранения данных Panasas, специально разработанная для кластерных систем на базе Linux. Она обеспечивает оптимальное соотношение между вычислительной мощностью, объемом дискового хранилища и производительностью сетевого интерфейса для наиболее эффективной работы самых ресурсоемких приложений. Данное решение полностью совместимо с ПО Landmark (Halliburton) и Beicip Franlab – мировых лидеров на рынке математического ПО – применяемого GAS KCO для специализированной и углубленной обработки и интерпретации геофизических данных.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

11

#11 November 2011

SOURCE / ИСТОЧНИК: RED SPIDER

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● PowerBall electronics module with Red Spider CEO Steve Nicol. ● Стив Никол, главный исполнительный директор Red Spider, демонстрирует электронный модуль PowerBall.

Set to give added reliability and save oil and gas operators time and money, PowerBall can operate in any type of well, including cased and open-hole wells. It forms part of a suite of pioneering technologies developed by Red Spider collectively known as Remote Open Close Technology.

These technologies are field proven and replace traditional wireline intervention equipment, dramatically reducing the risks and costs associated with a given operation.

Well completions technology challenges include optimising lower completions, which PowerBall successfully achieves by using electronic logic in its primary opening mechanism. This offers the user increased flexibility during

логического пакета, разработанного компанией Red Spider и известного под названием Remote Open Close Technology (дистанционные открытые и закрытые технологии). Эти технологии хорошо зарекомендовали себя в полевых условиях и способны заменить традиционное оборудование, работающее с использованием канатов, при этом значительно сокращая риски и стоимость работ. Среди проблем, связанных с завершением скважин и требующих тщательного рассмотрения, можно назвать оптимизацию нижних участков скважины. Эту задачу успешно решает PowerBall, используя электронную логику в механизме первичного открытия, что позволяет повысить эксплуатационную гибкость в ходе открывания. Эта функция – еще одно преимущество данного устройства, обеспечивающее возможность менять инструмент прямо на производственной площадке. Технология PowerBall уникальна еще и тем, что приспособление имеет отдельные модули, в которых размещаются различные компоненты (датчики, электроника, вторичные системы резервирования), каждый из которых может управляться дистанционно без остановки скважины. С точки зрения эксплуатации в мировом масштабе, PowerBall обладает большим потенциалом. Особый интерес данный инструмент может представлять для компаний, осваивающих подводные месторождения.

Комплекс AQUA-SKIF поможет в инспектировании подводных трубопроводов Вплоть до недавнего времени инспектирование технического состояния подводных трубопроводов (в частности, от нефтедобывающих платформ) осуществляли либо внутритрубными снарядами-дефектоскопами после сложной подготовки к обследованию, либо с применением видео-

TMK Lands Pipe With Premium Threaded Connections at South Priobskoye Field TNK (Pipe Metallurgical Co.) has run a casing string with the TMK-designed FMC premium threaded connections into the well at the South Priobskoye field for the Gazprom Neft Company.

The production string had been run into the well comprising 276 casing pipes with the FMC premium threaded connections manufactured by the Taganrog Metallurgical Plant. It was the first landing performed by the TMK-Premium Service for Gazprom Oil Company.

South Priobskoye Field is one of the most promising and large deposits operated by the Gazprom Neft Company. Its geological reserves are estimated at 1.2 billion tons of hydrocarbons.

ТМК осуществила спуск труб с премиальными резьбовыми соединениями на ЮжноПриобском месторождении Трубная Металлургическая Компания (ТМК) осуществила спуск обсадных труб с премиальными резьбовыми соединениями ТМК FMC в скважину Южно-Приобского месторождения для компании «Газпром нефть». В скважину была спущена эксплуатационная колонна из 276 обсадных труб с премиальными резьбовыми соединениями ТМК FMC производства Таганрогского металлургического завода. Это был первый спуск «ТМК-Премиум Сервис» для «Газпром нефти». Южно-Приобское месторождение является одним из наиболее перспективных и крупных месторождений компании «Газпром нефть». Геологические запасы месторождения оцениваются в 1,2 млрд тонн углеводородов.

12

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

Oil&GasEURASIA

the opening sequence; which is another benefit as the tool set-up can be changed, if required, on the well site.

Another unique element to the PowerBall technology is that it has separate modules to house all the various components of the tool including the sensors, electronics and secondary back-up systems, all of which can be operated remotely without shutting down a well.

With the potential for global application, PowerBall will be of particular interest to companies operating in subsea environments and regions.

AQUA-SKIF System Helps Inspect Subsea Pipelines Until recently, the inspections of underwater pipelines (in particular, downstream of the oil platforms) have involved either pipeline pigs after some intricate preparations for the inspection run, or the use of the video monitoring, which recorded only the actual leak or erosion of the soil foundation in fact.

Following three years of the product design, PETRONAS (Malaysia) and SEC Transkor-K (Russia) have successfully completed the AQUA-SKIF hardware and software system intended for the non-contact inspection of true-life technical state of the subsea pipelines using the magnetic tomography (AQUA-MTM) For preventive maintenance and accident prevention on the pipelines installed up to 200 meters deep, the sections with metal defects of any nature are identified, as well as areas with loss of stability.

The world’s first pipeline efficiency estimate is based on the recorded longitudinal, circumferential and shear stress in metal. Calculations of the parameters of integrity (Psaf., ERF) correlate well with the known international codes (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV), and no facility preparation for inspection is required.

The indicators of quality inspections such as POD (probability of detection of anomalies) and POI (probability of identifying the severity of anomalies) are comparable with those of in-line inspections. The invention was awarded a gold medal at the anniversary Lépine International Lounge Show of the Invention (Strasburg. France, 2-12 September 2011).

The MTM has also shown good results for the underground facilities (with burial depths up to 15 diameters), not subject to the in-line inspection (compressor and pump stations, oil and gas chemical plants, utility pipelines in cities, airports, etc.).

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

контроля, фактически регистрируя лишь факт утечки или размывов грунтового основания. Успешно завершена совместная трехлетняя разработка нефтяной компании PETRONAS (Малайзия) и НТЦ «Транскор-К» (Россия) аппаратно-программного комплекса AQUA-SKIF для бесконтактного инспектирования реального технического состояния подводных трубопроводов методом магнитной томографии (AQUA-MTM). Для профилактического ремонта и предотвращения аварий трубопроводов на глубинах до 200 м выявляются участки с дефектами металла любой природы, а также участки с потерей устойчивости. Впервые в мире работоспособность трубопровода оценивают на основе зарегистрированных продольных, кольцевых и сдвиговых механических напряжений в металле. Расчеты параметров целостности (Psaf., ERF) хорошо коррелируют с известными международными кодами (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV), причем никакая подготовка объектов к обследованию не требуется. Показатели качества инспектирования – POD (вероятность выявления аномалий), POI (вероятность идентификации степени опасности аномалий) сопоставимы с аналогичными показателями внутритрубной дефектоскопии. Изобретение получило золотую медаль юбилейного Европейского салона изобретений «Конкурс Лепин» (Страсбург, Франция, 2-12 сентября 2011 года). МТМ показал также хорошие результаты для подземных объектов (с глубинами заложения до 15-ти диаметров), не подлежащих внутритрубному инспектированию (компрессорные и насосные станции, нефте-газо-химические заводы, коммунальные трубопроводы в условиях городов, аэропортов и т.п.).

SOURCE: TTRANSKOR-K / ИСТОЧНИК: ТРАНСКОР-К

№11 Ноябрь 2011

● AQUA SKIF Complex for subsea pipeline diagnostics assembled with ROV. ● Комплекс “AQUA SKIF” для диагностирования подводных трубопроводов, смонтированный на ROV. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

13

GAS PRODUCTION

Siberian Resources for Europe Сибирские ресурсы для Европы

PHOTO: SEVERNEFTEGAZPROM / ФОТО: СЕВЕРНЕФТЕГАЗПРОМ

Anna Kuzavova

Анна Кузавова

uite recently the most anticipated project of the world power industry has been commenced. And we are talking here about the Nord Stream gas pipeline. On Nov. 8 Russian gas supplies to Europe started. The project will help decrease Russia’s reliance on transit countries and provide stability and safety of gas deliveries. The Nord Stream pipeline runs along the seabed of the Baltic Sea, from Vyborg (the Leningrad region) up to Greifswald (Land Mecklenburg-Vorpommern) and connects Russian gas fields with European consumers.

Everybody understands how significant the Nord Stream is. However, apparently there is no gas pipeline that could operate without stable gas feed. That is why the project should be reviewed in the integrated manner in terms of both logistics and resources.

Gazprom’s gas transportation system will ensure gas feeding to the Nord Stream. Initially, the Yuzhno-Russkoye field in the Yamal-Nenets Autonomous District will be used as a resource base, later Shtokman’s resources will be used for the same purpose as well.

овсем недавно стартовал самый ожидаемый проект в мировой энергетической отрасли – газопровод «Северный поток». Восьмого ноября начались первые поставки российского газа по нему в Европу. Проект позволит снизить зависимость России от транзитных стран, обеспечить стабильность поставок газа и их безопасность. «Северный поток» проходит по дну Балтийского моря от Выборга (Ленинградская область, Россия) до Грайфсвальда (земля МекленбургПередняя Померания, Германия), соединяя российские газовые промыслы и потребителей Европы. Все мы понимаем значимость «Северного потока», однако очевидно, что ни один газопровод не может функционировать без стабильных поступлений газа, поэтому проект нужно рассматривать комплексно: как с точки зрения логистической, так и с ресурсной. Газ, который будет проходить через «Северный поток», будет поступать из ГТС ОАО «Газпром». Основой для ресурсной базы при этом выступят Южно-Русское месторождение в ЯНАО, а позднее – газ Штокмановского месторождения.

Q

14

С

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ДОБЫЧА ГАЗА

Resource Base is the Way to Success

Ресурсная база – залог успеха

With regard to reserves, the Yuzhno-Russkoye oil and gas condensate field is the one of the Russia’s largest. Its total volume exceeds 1 trillion cubic meters of gas and 40 million tons of oil.

The project is international, and the field is being developed by three shareholders: Russia’s Gazprom; German Wintershall, a 100-percent subsidiary of BASF; and E.ON Ruhrgas E&P, a 100-percent subsidiary of E.ON group of companies.

The Yuzhno-Russkoye field was discovered in 1969 by the Urengoi Oil and Gas Exploration Expedition. However, in Soviet period the field’s development was suspended. It started a new life in 2004 after Gazprom had defined the procedure to bring the field into operation using the project financing.

In 2006, works on the field infrastructure commenced and in October 2007, the actual gas production began. Also in December 2007, the field officially went into operation and Gazprom’s CEOs stressed the field’s significance for Russia’s gas production. At the inauguration ceremony Gazprom’s BOD chairman Alexey Miller stated: “Start of the Yuzhno-Russkoye’s operation is the most important event in Gazprom’s business life in 2007. This is a striking example of implementation of the company’s consistent policy aimed at the increase of its production capacity and formation of reliable reserves to ensure stability and safety of gas supplies to both local and international markets.”

Today, the Yuzhno-Russkoye field has reached its estimated capacity in terms of production volumes. As of 2009, its annual gas production amounts to 25 billion cubic meters and this production level is not expected to decline in the next 10 years.

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение, разрабатываемое ОАО «Севернефтегазпром», является одним из крупнейших в России по объемам запасов, суммарный объем которых превышает 1 трлн м3 газа и 40 млн т нефти и газового конденсата. Проект является международным, в разработке ЮжноРусского месторождения участвуют три акционера: ОАО «Газпром» (Россия), компания Wintershall – 100% дочерняя компания концерна BASF (Германия), и компания E.ON Ruhrgas E&P – 100% дочерняя компания концерна E.ON (Германия). Южно-Русское месторождение было открыто в 1969 году Уренгойской нефтегазоразведочной экспедицией, однако в советские времена работы по его разработке приостановились. Вторую жизнь месторождению дали в 2004 году, когда Правление ОАО «Газпром» определило порядок ввода в эксплуатацию Южно-Русского месторождения с использованием методов проектного финансирования. В 2006 году начались работы по обустройству ЮжноРусского месторождения, а уже в октябре 2007 года началась фактическая добыча газа. Официальный ввод в эксплуатацию состоялся в декабре 2007 года, когда руководство «Газпрома» отметило значение месторождения для развития добычи газа в России. Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер на церемонии торжественного пуска заявил: «Ввод в эксплуатацию Южно-Русского месторождения – самое важное событие в деятельности „Газпрома“ в 2007 году. Это яркий пример реализации на практике последовательной политики компании по приросту своих добычных мощностей и созданию надежного задела в целях обеспечения стабильности и безопасности поставок газа на внутренний и внешний рынки».

PHOTO: SEVERNEFTEGAZPROM / ФОТО: СЕВЕРНЕФТЕГАЗПРОМ

● Gas treatment plant at Yuzhno-Russkoye Field. ● Установка комплексной подготовки газа на Южно-Русском

месторождении.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

15

#11 November 2011

GAS PRODUCTION

It is a great honour for our company and for me personally to participate in such a large-scale global project as Nord Stream. Any resources will be of no use without a developed transport infrastructure. Similarly, the infrastructure becomes useless without sufficient resources. That is why projects of this kind, where every link is important, may be considered integrated.

Currently, the Yuzhno-Russkoye field has reached the annual gas production volume that ensures stable gas supply for the Nord Stream. The future may offer us many plans, projects and initiatives, and I am convinced that all of them will be implemented through the efficient teamwork, support of our shareholders and partners, as well as maintenance and improvement of our technological base.

PHOTO: SEVERNEFTEGAZPROM / ФОТО: СЕВЕРНЕФТЕГАЗПРОМ

Stanislav Tsygankov, General Director, Severneftegazprom:

Сегодня Южно-Русское месторождение вышло на проектную мощность по объемам добычи. Начиная с 2009 года, из его недр добывают 25 млрд м3 газа в год, и ожидается, что данный уровень добычи не снизится в течение ближайших 10 лет. С вводом в эксплуатацию «Северного потока» ответственность ОАО «Севернефтегазпром» по поддержанию уровня добычи на месторождении возрастает, ведь компания является важной составляющей частью ресурсной базы газопроводной системы.

PHOTO: SEVERNEFTEGAZPROM / ФОТО: СЕВЕРНЕФТЕГАЗПРОМ

After the Nord Stream commissioning, Severneftegazprom’s responsibility with regard to maintaining the field’s production level increases given the company’s important role as the provider of a resource base for the gas pipeline.

Implementation of Innovations The Yuzhno-Russkoye field was brought into operation and reached a commercial gas production level at the earliers possible date – in less than two years, given that the infrastructure had been built from scratch. One may say without exaggeration that innovative process solutions used for the project are the most advanced ones: to ensure gas production stability, for all stages of the project the state-of-the-art control systems with the latest generation hardware and software have been employed.

A complex gas treatment plant is a highly automated complex equipped with a modern Russian and foreign equipment combining modern precision technologies, automation and project solutions.

Control systems are equipped with special instrumentation, telemetry complex and software which enable to provide operative control of all processes, maintain optimal parameters of the equipment’s operation, instantly warn about problems, and prevent contingency and emergency.

Technical solutions employed at the Yuzhno-Russkoye field are to boost up productivity, efficiency and reliability of equipment as well as reduce additional expenses and negative impact on the environment.

The field’s booster station used to compress the formation gas employs four gas compressor units by Ural, each equipped with electric starters, magnetic levitation systems and dry gas seals. OJSC Severneftegazprom was the first of the Gazprom Group to apply this combination of equipment. Innovative solutions are used in the systems which control operation of gas wells and of gas gathering line headers and also in the systems for gas dehydration and tank gas metering.

At the well they also constructed a captive power plant which is equipped with self-contained gas turbine units and which provides generation of magnifical total power

16

О компании ОАО «Севернефтегазпром» – одно из крупнейших газодобывающих предприятий Российской Федерации, является международным российскогерманским проектом в области газодобычи. В структуру акционеров входят российское ОАО «Газпром» (50% плюс шесть обыкновенных именных акций) в качестве основного акционера, а также две немецкие компании Wintershall (25% минус три обыкновенные именные акции плюс три привилегированные акции без права голоса) и E.ON Ruhrgas E&P (25% минус три обыкновенные именные акции плюс три привилегированные акции без права голоса). ОАО «Севернефтегазпром» является примером эффективного российсконемецкого сотрудничества, объединяя западные технологии с российским опытом работы в сложных климатических условиях. В 2011 году компания отметила 10-летний юбилей и продемонстрировала высочайшие результаты работы, которые были отмечены как отмечены как акционерами, так и представителями международного отраслевого сообщества.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ДОБЫЧА ГАЗА

and this power plant is also distinguished with a high operational reliability while having good thermal performance, environmental, technical and economic characteristics.

High Technologies Overcome Difficulties The main gas reserves (over 600 billion cubic meters) of the Yuzhno-Russkoye field are concentrated in the Cenomanian deposits which are considered to be normal in terms of their recoverability. Moreover, about 30 percent of total gas reserves occur in the Turonian gas reservoir. ● Booster compressor station. ● Дожимная компрессорная станция.

Генеральный директор ОАО «Севернефтегазпром» Станислав Цыганков: Для нашей компании и для меня лично большая гордость быть причастным к такому масштабному и глобальному проекту как «Северный поток». Ресурсы бессмысленны в отсутствие хорошей транспортной инфраструктуры, также как и инфраструктура бесполезна при недостаточных ресурсах. Именно поэтому такого рода проект можно считать интегрированным, где принципиально важно участие каждого звена. Сегодня Южно-Русское месторождение вышло на проектный объем добычи газа, который является своего рода гарантом стабильности поставок по «Северному потоку». Впереди еще много планов, перспектив и начинаний, и я убежден, что при эффективной работе команды, при поддержке наших акционеров и партнеров, при сохранении и дальнейшей модернизации технологической базы все поставленные задачи будут выполнены.

Внедрение инноваций

The Company’s Brief OJSC Severneftegazprom is one of the largest gas producing companies in the RF. It is an international, Russian-German joint project in the gas production industry. As for the Company's shareholders, the Russian OJSC Gazprom (50% plus 6 of ordinary shares) is the main one, and two German companies: Wintershall Holding GmbH (25% minus three ordinary shares plus three preferred shares without a voting right) and E.ON Ruhrgas E&P GmbH (25% minus three ordinary shares plus three preferred shares without a voting right).

OJSC Severneftegazprom is an example of efficient Russian-German cooperation, joining Western technologies and Russian experience pertaining to operation in severe climate.

In 2011 the Сompany celebrated its 10th anniversary and showed outstanding performace specially mentioned by both shareholders’ and international industry’s representatives.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Ввод в эксплуатацию Южно-Русского месторождения и его выход на проектную мощность по добыче газа произошли в максимально сжатые сроки: менее двух лет, причем инфраструктура месторождения была создана с нуля. Инновационные технологические решения, использованные при обустройстве месторождения, можно без преувеличения считать передовыми: на всех этапах производственного процесса используются современные системы управления с программно-техническими комплексами последнего поколения, что обеспечивает стабильность добычи газа. Установка комплексной подготовки газа представляет собой высокоавтоматизированный комплекс, оснащенный новейшим оборудованием зарубежного и российского производства, сочетающий современные проектные решения и технологии. Системы управления оснащены специальной приборной базой, телеметрическим комплексом и программным обеспечением, которые позволяют осуществлять оперативный контроль всех технологических процессов, поддерживать оптимальные параметры эксплуатации оборудования, мгновенно оповещать о проблемах, предотвращать развитие нештатных и аварийных ситуаций. Задача технических решений, применяемых на Южно-Русском месторождении, – это повышение производительности, эффективности и надежности оборудования, снижение расходов на дополнительные материалы, сокращение воздействия на окружающую среду. На дожимной компрессорной станции месторождения для компримирования пластового газа применены четыре газоперекачивающих агрегата «Урал», оснащенные нагнетателями газа с электроприводом, с системой магнитных подвесов и сухих газовых уплотнений. Такого рода оборудование ОАО «Севернефтегазпром» применило впервые среди компаний Группы «Газпром». Инновационные решения применяются в системах мониторинга и управления режимом работы газовых скважин и газосборных коллекторов, а также в системах осушки и коммерческого учета товарного газа. На месторождении также построена электростанция собственных нужд, которая оснащена автономными газотурбинными установками и обеспечивает выработку внушительной суммарной мощности, отличается надежностью в эксплуатации, имея при этом высо-

17

GAS PRODUCTION

#11 November 2011

● Severneftegazprom engages the best

Russian and foreign specialists. ● «Севернефтегазпром» привлекает

лучших российских и западных специалистов. кие тепло-технические, техникоэкономические и экологические показатели.

Технологии преодолевают трудности

PHOTO: SEVERNEFTEGAZPROM / ФОТО: СЕВЕРНЕФТЕГАЗПРОМ

They are estimated as hard-to-recover reserves due to reservoirs’ low permeability, variability of their extension, small gas flow rate, low reservoir temperatures and abnormally high reservoir pressure. That is why, to efficiently develop the field, experience and technologies pertaining to development of hard-to-recover reserves are needed.

Severneftegazprom was the first in Russia to start development of Turonian gas deposits. Moreover, previously neither Russian nor foreign companies attempted commercial development of such deposits in Western Siberia.

Development of Turonian deposits drilling straight holes is deemed inefficient. Given the abovestated, the company’s experience in drilling a multilateral subhorizontal well is truly unique. The motherbore of the multibranch well has the system of tubing-string completion intended for separate operation. Such system enables to perform the works on development, research and exploration separately in the motherbore and to a branch hole of the well, thereby increasing gas output productivity.

OJSC Severneftegazprom invited the best Russian and Western specialists to work on the project: the well had been constructed under the project developed jointly with TymenNIIgiprogaz. Gazprom bureniye and Halliburton became the main drilling contractors.

In 2011, successful work resulted in drilling of the first multilateral well in Turonian reservoir. The wellbore testing has finished and test production is expected. The well is currently tested and waits for test production.

However, they have already yielded good results: in May 2011 the first Turonian gas was produced from the well.

The well’s estimated production rate in future can be set at the level of 200,000 cubic meters per day. By the year-end, Severneftegazprom plans to connect it to the existing gascollecting network of Senomanian wells.

Commercial gas production from the YuzhnoRusskoye’s Turonian gas reservoir is the foundation to ensure the long-term development that the Сompany is already laying down.

18

Основная часть запасов газа (более 600 млрд м3) Южно-Русского месторождения сосредоточена в сеноманских залежах, однако около 30% суммарных запасов газа относятся к туронской газовой залежи и оценены как трудноизвлекаемые из-за низкой проницаемости коллекторов, их изменчивости по площади простирания, небольших дебитов газа, наличия невысоких пластовых температур, близко расположенной границы вечномерзлых пород и аномально высокого пластового давления. Для их эффективной разработки требуются опыт и технологии по работе с трудноизвлекаемыми запасами. ОАО «Севернефтегазпром» впервые в России приступило к работе над проектом освоения туронских залежей, до этого ни одна российская или зарубежная компания не занималась промышленным освоением этих ресурсов в Западной Сибири. Разработка Турона с помощью бурения вертикальных скважин малоэффективна. В данной связи уникален полученный опыт компании по бурению многозабойной субгоризонтальной скважины. В многозабойной скважине располагается система двухрядного заканчивания колонн НКТ, предназначенная для раздельной эксплуатации. Данная система позволяет производить работы по освоению, исследованию и эксплуатации отдельно по основному и боковому стволам скважины, что повышает продуктивность добычи газа. ОАО «Севернефтегазпром» привлек лучших российских и западных специалистов для разработки данного проекта: строительство скважины осуществлялось по проекту, подготовленному совместно с ООО «ТюменНИИгипрогаз». Основными подрядчиками по бурению стали ООО «Газпром бурение» и американская компания Halliburton. В результате успешной работы в 2011 году была пробурена первая многозабойная скважина на туронские отложения. В настоящий момент скважина уже испытана и ожидает ввода в опытно-промышленную эксплуатацию. Причем первый позитивный результат: «туронский» газ из этой скважины был получен в мае 2011 года. Проектный дебит скважины в будущем может составлять до 200 тыс. куб. м. в сутки. К концу года «Севернефтегазпром» планирует подключить скважину к существующей газосборной сети сеноманских скважин. Промышленная добыча газа с туронских залежей Южно-Русского месторождения – это та основа для перспективного развития Компании, которую она закладывает уже сегодня.

Oil&GasEURASIA

OFFSHORE ARCTIC

Removing Stumbling Blocks from the Northern Sea Route Russia Plans to Pass a New Law to Develop Shipping in the Arctic

На Севморпути убирают подводные камни

К концу года в России намерены принять закон для развития судоходства в Арктике Svetlana Kristallinskaya

Светлана Кристаллинская

ussia intends to offer the international business community a new way of shipping its goods, one running via the Northern Sea Route. Once abandoned and allowed to run into neglect, this rugged sea route, provided it receives substantial investment, can become a competitor to the Suez and Panama Canals. Generally speaking, Russia today is setting itself the dual goal of giving a competitive advantage to the hydrocarbons it produces in its Arctic territories and of protecting its interests in the Arctic. Currently the Northern Sea Route Bill is considered by the State Duma (Draft Federa Law #608695-5 “On Amendments to Some Legislative Acts of the Russian Federation Concerning the State Regulation of Commercial Navigation Along the Routes Lying in the Water Areas of the Northern Sea Route”).

оссия хочет предложить бизнесменам всего мира новый способ доставки своих товаров – Северный морской путь. Заброшенный когда-то суровый маршрут при существенных инвестициях может стать конкурентом Суэцкому и Панамскому каналам. В целом, Россия преследует две главные цели – обеспечивает конкурентоспособность добытых на своих северных территориях углеводородов и защищает свои интересы в Арктике. В настоящее время проект федерального закона «О Северном морском пути», призванный урегулировать правовые и иные аспекты, связанные с возрождением Севморпути, находится на рассмотрении в ГД РФ (Законопроект № 608695-5 «О внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации в части государственного регулирования торгового мореплавания в акватории Северного морского пути»).

R

The Northern Sea Route to Be Revived to Optimize Transportation It is a well-known fact that the occurrence of large hydrocarbons reserves has been shifting toward the world’s harder-to-reach areas and, in the case of Russia, to the Yamal Peninsula and further offshore, including the offshore areas in its northern latitudes. The Arctic region is home to massive reserves of hydrocarbons in place at Shtokman, Prirazlomnoye and other major fields, not forgetting the substantial reserves of other mineral deposits. Tentative forecasts estimate the Russian Arctic Shelf hydrocarbon resource base to be comparable to that of continental Russia. However, shipping the extracted mineral resources there along the more traditional overland routes, through the vast expanses of the Russian territory, would put that mineral

20

Р

Севморпуть возродят для оптимизация транспортировки Как известно, условия залегания значительных запасов углеводородов смещаются в труднодоступные районы. В случае с Россией, это полуостров Ямал и шельфы морей, в том числе и северных. Арктика обладает огромными запасами углеводородов – это Штокмановское, Приразломное, а также другие месторождения и существенными запасами иных полезных ископаемых. По предварительным прогнозам, ресурсная база углеводородов Арктического шельфа РФ сопоставима с запасами континентальной России. Однако транспортировка добытых ресурсов традиционным сухопутным путем через огромную российскую территорию ставит под сомнение конкурентоспособность этих ресурсов как на внешнем, так и на внутреннем рынке. Кратчайший путь их вывоза – Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

wealth at a competitive disadvantage both on the international markets and on the internal Russian market. The shortest export way lies through the waters of the northern seas, the only real problem there being the absence of yearround navigation. Russia, however, has at its disposal the world’s biggest fleet of ice-breaking ships.

In this connection, the idea has resurfaced of reviving the year-round navigation along the Northern Sea Route of which the former Soviet Union had made such an active use to have cargos shipped along that route beginning in the 1930’s. With the collapse of the USSR, however, the whole project fell into neglect, with financing of the icebreaking fleet abandoned and its infrastructure falling into disuse.

The Rosatomflot state corporation that controls the Russian nuclear-powered ice-breaking fleet has seen freight traffic activity on the Northern Sea Route drop from 6.7 million tons in 1987 to a mere 1.4 million tons in 1998. Beginning from 2000, there emerged a gradual trend toward an increase in the sea-going freight traffic volumes in the Arctic, with volumes remaining in excess of 2 million tons per year during the 2005–2007 period and continuing to rise steadily. According to sources within the corporation, “the Northern Sea Route’s traffic handling capacity, with its current six operating nuclear-powered ice-breakers, is now only used at about 30 percent of its full capacity”. The Northern Sea Route is currently mostly used to deliver equipment, foodstuffs, etc. to Russia’s outlying Northern territories, to export timber and mineral resources and to ply Arctic tourist routes.

Apart from its immediate uses of securing Russia’s national interests, the Northern Sea Route is also being promoted by the Government as a transit corridor for international freight traffic, one that can become a viable alternative to the more traditional routes in the Atlantic and Pacific oceans passing through the Suez and Panama Canals to countries in the Asian-Pacific Region. The countries there today are the main drivers of growing demand for raw materials and other products and principal suppliers of a vast range of finished goods to the international markets. The distance ships have to cover between the Port of Murmansk and the port of Yokohama, Japan through the Suez Canal equals 12,840 nautical miles, compared with a mere 5,770 nautical miles when taking the Northern Sea Route. Besides, due to piracy rampant in the Gulf of Aden, navigation in the southern seas is no longer a safe business and is becoming costlier due to the constantly growing marine underwriting rates.

Russia Needs New Ice-Breakers and Liquefied-Gas Carriers There are several challenges facing the Russian Government in the implementation of its plans in that area. First, there is the need to revive its ice-breaking fleet, something that is a necessity to ensure year-round navigation along that route, given that the normal navigation season length in the Arctic seas lasts on the average between one and two months. The Russian Federation currently has six active nuclear-powered ice-breakers, four of those with horsepower capacity of 75,000 horsepower: the Russia (brought into service in 1985), the Soviet Union (1989), the Yamal (1992), the 50 Years of Victory (2007), and two with horsepower capacity of 40,000 horsepower: the Taimyr and Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ по акватории северных морей, единственная проблема – отсутствие круглогодичной навигации. Учитывая, что Россия обладает самым мощным в мире ледокольным флотом, возникла идея возрождения судоходства по Севморпути, который активно использовался еще в 1930-е годы. Однако после распада Советского Союза и о финансировании ледокольного флота, и о маршруте в целом позабыли. В «Росатомфлоте», владеющем российским атомным ледокольным флотом, отмечают спад в объемах грузоперевозок по Севморпути с 6,7 млн тонн (1987 год) до 1,4 млн тонн в 1998 году. После 2000 года наметилась тенденция к увеличению объемов морских перевозок в Арктике, в период с 2005 по 2007 годы эти объемы превысили 2 млн тонн и сегодня они продолжают увеличиваться. «В настоящее время потенциал пропускной способности Северного морского пути, при существующем составе шести единиц действующего атомного ледокольного флота, используется примерно на 30%», –подчеркивают в компании. Сейчас Севморпуть используется для завоза оборудования, продовольствия и т.д. для северных территорий, вывоза леса и полезных ископаемых, а также для арктического туризма. Кроме непосредственно обеспечения интересов России, Севморпуть позиционируется российским правительством как транзитный коридор для международных грузоперевозок, который может стать альтернативой традиционным маршрутам через Атлантический и Тихоокеанский бассейны через Суэцкий и Панамский каналы в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Страны АТР сегодня – главные «катализаторы» роста спроса на сырье и другую продукцию, кроме того, они поставляют на мировой рынок самые различные товары. Расстояние, проходимое судами из порта Мурманск в порт Иокогаму (Япония) через Суэцкий канал, составляет 12 840 морских миль, а Северным морским путем – только 5 770 морских миль. Кроме того, из-за пиратства в Аденском заливе проход через южные акватории стал небезопасным и более дорогостоящим из-за увеличения страховых тарифов.

России необходимы новые ледоколы и газовозы Однако, чтобы осуществить задуманное, российскому правительству предстоит решать несколько проблем. Прежде всего, потребуется возродить ледокольный флот, необходимый для обеспечения круглогодичной навигации по маршруту, ведь период навигации в арктических морях в среднем составляет один-два месяца. Сейчас в распоряжении Российской Федерации шесть действующих атомных ледоколов – четыре из них мощностью 75 тыс. л.с: «Россия» (введен в эксплуатацию в 1985 году), «Советский Союз» (1989 год), «Ямал» (1992 год), «50 лет Победы» (2007 год), два мощностью 40 тыс. л.с.: «Таймыр» и «Вайгач», а также атомный лихтеровозконтейнеровоз «Севморпуть» (1988 год). Между тем, по словам главы госкорпорации «Росатом» Сергея Кириенко, после 2015–2016 годов начнется массовое списание ледоколов из российского флота. «У нас остается только один современный ледокол „50 лет Победы“», – отметил Кириенко. В сентябре в ходе конференции «Арктика – территория диалога» премьер-министр РФ Владимир Путин заявил, что Россия намерена до 2020 года построить еще три универсальных атомных ледокола и шесть дизель-электрических.

21

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC

До 2014 года на эти цели выделяется 38 млрд рублей. В целом на строительство трех ледоколов планируется потратить 90 млрд рублей. Кроме того, «Совкомфлот» может построить 20 танкеров-газовозов на 170 тыс. м³ для вывоза газа со Штокмана, не требующих ледокольной проводки. Минувшим летом по Севморпути был проведен самый большой танкер, которые когда либо следовал этим маршрутом – дедвейтом 160 тыс. тонн. «НОВАТЭК», в рамках реализации проекта «Ямал СПГ», также изучает возможность строительства танкеров-газовозов ледового класса дедвейтом 170 тыс. т, однако пока расчеты не завершены и сколько таких танкеров и ледоколов потребуется на данные цели, неясно. В любом случае, ледокольная проводка понадобится судам снабжения, судам, обеспечивающим безопасность и

● Первый в мире атомный ледокол, «Ленин»,

прослужил в Арктике 30 лет. ● The first in the world nuclear-powered ice-breaker

Lenin worked in the Arctic seas for about 30 years.

the Vaigach, plus the nuclear-powered lighter container carrier ship the Northern Sea Route (1988).

However, in the words of the Rosatomflot state corporation chief Sergei Kirienko, beginning soon after 2015– 2016, there will be a wholesale decommissioning of the currently operating ice-breakers from the active Russian fleet of ships. “We will only have then just a single moderntype ice-breaker, the 50 Years of Victory,” he said.

Last September, during The Arctic: Territory of Dialogue International Forum, the Russian Prime Minister Vladimir Putin stated that Russia planned to have further three multipurpose nuclear-powered ice-breakers and six diesel-electric ice-breakers built before the year 2020. In the period through 2014, the government would appropriate some 38 billion rubles toward that end. The total to be spent on the construction of three ice-breakers would be about 90 billion rubles.

In addition to that, the Sovkomflot shipping company could have some 20 liquefied-gas carrier tankers built, each carrying up to 170,000 cubic meters, to move natural gas from Shtokman Field, with those ships not requiring icebreaker assistance. Last summer, the Northern Sea Route saw its biggest tanker to navigate that route, with 160,000 metric tons deadweight capacity. The company Novatek, within the framework of implementation of its Yamal LNG Project, is also studying the possibility of building icebreaker-class liquefied-gas carriers, with deadweight capacity of 170,000 metric tons. It is quite clear, however, with calculations not fully completed yet, just how many of such tankers and icebreakers exactly would be required to meet those objectives.

In any case, however, icebreaker assistance will be required by supply ships, security vessels and other.

According to Prime Minister Vladimir Putin, within the framework of infrastructure development for the Northern Sea Route, it is also planned to “expand the existing and build new ports, such as Port Varandei on the Yugorsky Strait and Port Sabetta on the Yamal Peninsula.”

“The Northern Sea Route itself and its supporting harbors will be integrated with other transportation modes. It is our plan to modernize river-going, automotive and railroad transportation routes and communications lines, Arctic airfields and airports and renovate our polar aviation fleet”, the Prime Minister added.

22

т.д. По словам премьер-министра РФ Владимира Путина, в рамках формирования инфраструктуры Севморпути также планируется «расширить действующие и построить новые порты – такие как порт Варандей у пролива Югорский Шар и порт Сабетта на полуострове Ямал». «Сам Севморпуть и его опорные гавани будут интегрированы с другими видами транспорта. В наших планах – модернизация речных, автомобильных, железнодорожных маршрутов и коммуникаций, северных аэродромов, аэропортов, обновление полярной авиации», – добавил премьер.

Правовые и экологические аспекты отрегулирует закон Также, необходимо обеспечить такие тарифы на транзит судов и ледокольную проводку, чтобы сделать Севморпуть конкурентоспособным другим транспортным артериям. В июне текущего года Федеральная служба по тарифам (ФСТ) установила предельные тарифы на услуги ледокольного флота на трассах Севморпути в зависимости от перевозимых грузов и направления их транспортировки. Вице-премьер Сергей Иванов уже заявил, что правительство РФ не планирует повышать эти тарифы в связи с принятием решения о строительстве новых ледокольных судов. «Если поднимать тариф, то грузоотправители просто не пойдут по Севморпути. Эти перевозки станут „золотыми“», – пояснил Иванов. Он подчеркнул, что на сегодняшний день осуществление перевозок по Севморпути в летние месяцы является очень выгодным. «Экономический эффект от такого маршрута – около 40%. Это реальная экономия средств», – отметил вице-премьер. Кроме того, России необходимо обеспечить как экологическую безопасность во время прохождения судов по арктической территории, которая очень чувствительна к различным загрязнениям, так и безопасность транспортировки грузов на всем пути их следования. Эти и другие вопросы планируется отрегулировать проектом федерального закона «О внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации в части государственного регулирования торгового мореплавания по трассам в акватории Северного морского пути» (законопроект «О Северном морском пути»).

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

The New Law to Address Legal and Environmental Issues Secondly, it is necessary to ensure such transit rates and tariffs for the ships and icebreaker assistance that could put the Northern Sea Route on a competitive basis, compared with other transport corridors. Last June, the Russian Federal Tariffs Service (FTS) put caps on the maximum rates to be charged for ice-breaker fleet services on the Northern Sea Route’s lanes, depending in the cargo type and transportation route. The Russian Vice Premier Sergei Ivanov has already stated that the Government had no plans to have those rates raised as a result of the Government’s recent decision to have new ice-breaker class ships built. “With higher tariffs charged, the shippers will simply refuse to take the Northern Sea Route. The freight would become too expensive to move,” Ivanov explained.

He stressed further that, as things stand today, navigation along the Northern Sea Route in the summer time is a very lucrative proposition. The economic benefits from the use of that route stand at about 40 percent. And that’s a real money saver”, the Vice Premier added.

Thirdly, Russia has to ensure its environmental security during in the ships passage through its Arctic territories which, of course, are very sensitive to any form of pollution.

And, fourth, Russia will also have to ensure transportation security of the freight along the entire route.

These and other issues are to be addressed and regulated by a draft federal law on the Northern Sea Route entitled “On Amendments to Some Legislative Acts of the Russian

По словам представителя президента РФ по международному сотрудничеству в Арктике и Антарктике, депутата Государственной Думы Артура Чилингарова, законопроект предполагает централизованное государственное управление этой транспортной системой, ледокольное обслуживание и предоставление регламентируемого доступа перевозчикам, в том числе иностранным. Основной целью законопроекта является уточнение статуса и правового режима Севморпути, а также связанных с его эксплуатацией мер по предотвращению и сохранению под контролем загрязнения морской среды.В законопроекте планируется прописать, на каких условиях по маршруту будут проходить суда, в том числе иностранные, включая военные. Кроме того, предполагается, что данный документ будет регламентировать выдачу пользователям навигационной, гидрометеорологической и ледовой информации и т.д. В документе должна быть прописана ответственность за сброс загрязняющих веществ судами при следовании по трассе, а также меры контроля администрации Севморпути за соблюдением этих условий. Кроме того, необходимо обозначить границы Севморпути. «Это не трасса в привычном смысле слова, а скорее площадь. Стране предоставляются 12-мильные территориальные воды и 200-мильная экономическая зона, в которой свободно осуществляется судоходство. Этот принцип положен в основу международных правил плавания по Севморпути, установленных 15 лет назад. Площадь Северного морского пути начинается от Карских Ворот и заканчивается в Беринговом проливе. Севморпуть, по сути, комплекс судоходных трасс. Их протяженность – величина

Новое поколение буровых станков серии «STALINGRAD» «Волгоградский завод буровой техники»

Адрес: Россия, 400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16

(«ВЗБТ»)

Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40 Факс: (8442) 35-85-11, 53-02-01 E-mail: info@vzbt.ru Сайт: www.vzbt.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

23

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC Federation Concerning the State Regulation of Commercial Navigation Along the Routes Lying in the Water Areas of the Northern Sea Route” (the Northern Sea Route Bill).

In the words of the Russian President’s representative for Arctic and Antarctic international cooperation, State Duma Member Artur Chilingarov, the bill provides for centralized state administration of the whole transportation system, icebreaker assistance services and provision of regulated access to haulage operators, including the foreign ones.

The main thrust of the new bill is to clarify the status and the legal regime governing the Northern Sea Route as well as the associated set of measures designed prevent and control pollution of the marine environment in the process of the route’s operation. The bill intends to stipulate conditions under which the route will be used for passage of ships, including foreign ships and naval vessels. Moreover, the bill is expected to regulate the issuance to the prospective users of the navigational, hydrometeorological, icerelated and other information. The document will stipulate liability for discharge of pollutants from ships during the passage along the route as well as the Northern Sea Route Administration’s control measures in ensuring compliance with the stipulated conditions.

Furthermore, it was necessary to define clear boundaries of the Northern Sea Route. In Chilingarov’s words, it was “not so much a shipping route, in the usual sense of the word, as more of a defined area. The country is granted 12-mile territorial waters and a 200-mile exclusive economic zone in which freely to conduct marine navigation. That is the underlying principle of the international rules concerning navigation on the Northern Sea Route as established 15 years ago. The area of the Northern Sea Route begins at the Kara Strait and ends at the Bering Strait.

Essentially, the Northern Sea Route is a whole complex of shipping routes. Their length is a variable quantity depending, as it does, on the year-to-year and seasonal variations in the Arctic seas’ ice cover”.

Russia is reasserting its presence in the Arctic not only because of the massive natural resources it possesses there, this against the background of certain countries pursuing the policies of revising the economic zone boundaries in the region. The countries having direct access to the Arctic Ocean include the U.S., Canada, Denmark, Norway and Iceland. The UN Commission on the Limits of the Continental Shelf, however, is reviewing dozens of formal claims for additional sectors of the continental shelf from many countries from around the world. Russia, too, has stated its claims to expanding its boundaries on Arctic Ocean’s continental shelf by a further 1.2 mln sq.km.

Within the framework of addressing the issues of navigation safety and other issues concerning the environmental impact in the Arctic, Russia is cooperating with many other countries. “The Arctic Council’s ministeriallevel meeting last May saw the signing of the world’s first legally binding Pan-Arctic document, the Agreement on Cooperation on Aeronautical and Maritime Search and Rescue (SAR) in the Arctic,” said Vladimir Putin. “In the furtherance of that agreement, we are building a warning, monitoring and management system to address the impact of natural or man-made emergencies in the Arctic zone of Russia. As part of the implementation of that program, Russia’s Far North regions will see the establishment of 10 integrated search-and-rescue centers before the year 2015,” the Prime Minister added.

24

● All the Russian nuclear-powered ice-breakers are registered in the

Port of Murmansk. ● Все атомные ледоколы России «прописаны» в порту Мурманска.

переменная, она зависит от межгодовых и сезонных изменений в ледяном покрове арктических морей», – отметил Артур Чилингаров. Россия пытается обеспечить свое присутствие в Арктике не только потому, что обладает там значительными ресурсами – некоторые страны проводят политику пересмотра границ экономических зон в регионе. Страны, имеющие прямой выход к Северному ледовитому океану – это США, Канада, Дания, Норвегия и Исландия, однако в Комиссии ООН по континентальному шельфу находятся десятки заявок на дополнительный континентальный шельф от многих государств всего мира. Россия также претендует на расширение своих границ арктического континентального шельфа на 1,2 млн км². В рамках решения проблемы безопасности судоходства, а также проблемы воздействия на окружающую среду в Арктике Россия сотрудничает с другими странами. «На министерской встрече арктического совета в мае этого года был подписан первый в истории юридически обязывающий панарктический документ – Соглашение о сотрудничестве в авиационном и морском поиске и спасении в Арктике», – заявил Владимир Путин. «В развитие этого соглашения мы создаем систему предупреждения, мониторинга и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в арктической зоне России. В рамках этой программы на Крайнем Севере до 2015 года появятся 10 комплексных аварийноспасательных центров», – отметил премьер-министр. По словам Владимира Путина, Россия и дальше будет активно участвовать в формировании и укреплении международной правовой базы в Арктике, «в том числе это касается готовящегося сейчас соглашения о сотрудничестве при морских нефтеразливах и их предотвращении».

Oil&GasEURASIA

First Seismic Vessel Transit of the Northern Sea Route

Первый переход геофизического судна по Северному морскому пути

Arctic-ready design saves time, fuel and cost

Конструкция в арктическом исполнении экономит время, топливо и затраты

John Roberts, Master Polarcus Alima Джон Робертс, капитан судна «Поларкус Алима»

T

he 3D seismic vessel Polarcus Alima has successfully transited from Norway to the Asia-Pacific region via the Northern Sea Route (NSR)—a first in the seismic industry. This achievement, which saved considerable time, fuel, emissions and cost compared to alternative routes, was only possible thanks to unique environmental features of the Polarcus seismic fleet.

26

Г

еофизическое судно для трехмерной сейсморазведки «Поларкус Алима» впервые в истории сейсморазведки совершило успешный переход от берегов Норвегии в Азиатско-Тихоокеанский регион, пройдя по Северному морскому пути (СМП). Это достижение, позволившее добиться значительного сокращения времени, расхода топлива, выбросов и затрат, по сравнению с альтернативными маршрутами, стало возможным только благодаря уникальным экологическим особенностям конструкции геофизических судов компании «Поларкус».

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: POLARCUS

OFFSHORE ARCTIC

№11 Ноябрь 2011

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Delivered in the first quarter of 2011 from the Drydocks World shipyard in Dubai, Polarcus Alima is a high ice-class 12-streamer 3D seismic vessel built to the ULSTEIN SX134 design. She is amongst the most environmentally sound seismic vessels in the market with diesel-electric propulsion; a high-specification catalytic reactor; double hull; and advanced ballast water treatment and bilge water cleaning systems. The vessel complies with the stringent Det Norske Veritas DNV CLEAN DESIGN notation.

Polarcus Alima was scheduled for a series of 3D surveys in the Taranaki and Great South Basins offshore New Zealand after completion of her seismic operations in the Barents Sea, located north of Norway and Russia. The traditional route for the transit to New Zealand is via the Panama Canal or, for some larger vessels, the Suez Canal.

The 3,000 nautical mile- (5,560 kilometer-) NSR through the Arctic Ocean along the north coast of Russia provides a much shorter route, but it is partially covered by sea ice throughout the year and almost completely in winter.

Under the Russian Federation’s 1990 Regulations for Navigation on the Seaways of the NSR, vessels sailing the route are required to hold an ICE-1A or higher ice class – a rating that is a unique feature of the Polarcus fleet in the seismic industry.

In addition, Polarcus has developed a wideranging set of procedures for operating in harsh environments, and was formally awarded a Statement of Qualification from DNV of its Arctic Procedures at the annual Arctic Shipping Summit in Helsinki, Finland in early 2011.

Сошедшее со стапелей судоверфи «Драйдокс Уорлд» в Дубае в первом квартале 2011 года геофизическое судно высокого ледового класса «Поларкус Алима», имеющее 12 сейсмоприемных кос, построено по судостроительному проекту SX134 от компании «Ульстейн». Судно «Поларкус Алима» принадлежит к числу наиболее безопасных с экологической точки зрения геофизических судов, действующих на мировом рынке, и оснащено дизель-электрической гребной установкой, каталитическим реактором с высокими техническими характеристиками, двойным корпусом и современными системами очистки балластной и трюмной воды. Судно отвечает строгим требованиям безопасной экологической конструкции, предъявляемым компанией «Дет Норске Веритас» (ДНВ). «Поларкус Алима» предстояло провести серию трехмерных сейсмоисследований на шельфе Новой Зеландии в районе Таранаки и Большого Южного бассейна после завершения сейсморазведочных работ в Баренцевом море, к северу от побережья Норвегии и России. Традиционный маршрут пути до Новой Зеландии пролегает через Панамский канал или, в случае крупнотоннажных судов, через Суэцкий канал. Пролегающий через Северный Ледовитый океан Северный морской путь протяженностью 3 000 морских миль (5 560 км) вдоль северного побережья России представляет собой значительно более короткий маршрут, но его акватория покрыта морским льдом частично на протяжении всего года и практически полностью в зимнее время. В соответствии с утвержденными в Российской Федерации в 1990 году «Правилами плавания по трассам Северного морского пути» проходящие по данному маршруту суда должны иметь ледовый класс «ICE-1A» или Planning for the Voyage выше, что является уникальной харакApproximately one month теристикой судов сейсмической разведprior to Alima completing her 2011 ки компании «Поларкус». Кроме того, компаsummer season in the Barents Sea area, SOURCE / ИСТОЧНИК: POLARCUS ния «Поларкус» разработала обширный комплект Polarcus in-house maritime operations personnel began a detailed investigation into the viability and процедур для ведения операций в суровых климатических requirements for transiting to New Zealand via the NSR, условиях. Следует отметить, что в ходе состоявшегося в which could save substantial time, cost, and fuel. Advice начале 2011 года в Хельсинки ежегодного «Арктического was sought from expert organizations including Atomflot, саммита» компании было официально вручено квалифиa Russian provider of specialist Icebreaking Services and— кационное свидетельство на соответствие ее арктических through its Russian-Norwegian joint venture company процедур требованиям компании «Дет Норске Веритас».

Arctic Bulk AG – Tschudi Arctic Transit AS, a provider of transportation solutions in the region. Enquiries also began Планирование морского перехода with the Northern Sea Route Administration (NSRA) in Примерно за месяц до завершения судном работ летMoscow, the agency responsible for managing sea traffic него сезона 2011 года в районе Баренцевого моря персонал through the route. компании «Поларкус», отвечающий за обеспечение морских Detailed study of recent and forecast ice charts over операций, приступил к детальному изучению возможности the proposed transit period indicated that there was little и требований, предъявляемых к осуществлению перехода risk of encountering any pack ice along the planned route, к берегам Новой Зеландии Северным морским путем, обеand Polarcus was confident that Alima was capable of com- спечивающим существенную экономию времени, матеpleting the journey safely and efficiently. Administrative риальных затрат и топлива. Были проведены консультаdelays represented a major potential challenge, as applica- ции с различными специализированными организациями, tions for the transit should normally be presented to the включая «Атомфлот» – российской компанией, предоставНефть и ГазЕВРАЗИЯ

27

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC PHOTO / ФОТО: POLARCUS

ляющей ледокольные услуги, а также с ее российско-норвежским совместным предприятием «Арктик Балк АГ – Чуди Арктик Тразит АС», занимающимся организацией транспортных перевозок в данном регионе. Были также направлены соответствующие запросы в Москву в Администрацию Северного морского пути (АСМП), государственную организацию, занимающуюся обеспечением судоходства на данном маршруте. Детальное изучение недавних и прогнозируемых карт ледовых полей на предполагаемый период осуществления перехода показало наличие незначительного риска столкновения с паковым льдом на планируемом маршруте. Компания «Поларкус» была уверена в том, что «Поларкус Алима» будет в состоянии совершить плавание безопасно и эффективно. Потенциальную серьезную проблему представляли возможные административные проволочки, поскольку заявки на получение разрешения для прохода, как правило, необходимо подавать в АСМП за три-четыре месяца до начала предполагаемого плавания. Судоходная компания «Чуди АС» оказала помощь в обеспечении возможности своевременного получения необходимых разрешений и согласований, после чего началось уже детальное планирование плавания. Компания «Поларкус» произвела тщательную оценку степени риска для выявления ожидаемых рисков и для выработки оперативных мер по ликвидации возможных последствий таких рисков. Было решено дополнительно взять на борт свободно владеющего русским языком старшего помощника капитана, который в составе экипажа обеспечивал бы связь с предоставленными «Атомфлотом» судами ледокольного сопровождения.

● Bridge of POLARCUS ALIMA. ● На капитанском мостике POLARCUS ALIMA.

NSRA three to four months in advance of sailing. Tschudi AS assisted with enabling the possibility of getting the necessary approvals completed in time, so detailed planning for the journey began. Polarcus performed a thorough risk assessment to highlight expected risks and prompt measures to mitigate the potential impact of these risks. An extra Chief Mate who was fluent in the Russian language would sail as part of the crew to aid communications with the icebreaker escorts arranged by Atomflot.

Communication in Remote Sea Areas All ships must be equipped with ship-to-shore and bridge-to-bridge communications equipment suitable for the waters in which they will sail. The requirements, which depend on the regional availability of suitable communications channels, are defined in four bands.

Sea Areas 1 and 2 are within the coverage of continuous Digital Selective Calling (DSC) alerting from a VHF or MF coast station respectively. Sea Area A3 is within the coverage of an Inmarsat geostationary satellite in which continuous alerting is available. Ships operating in Sea Area A4, which includes much of the Arctic region, need to make extra provision. Polarcus Alima already had HF Radio and Radio Telex systems to cover communications in Sea Area A4 but to provide extra coverage, an Iridium Communications system was fitted. Based on a constellation of 66 low-earth orbiting cross-linked satellites, this system provides voice and data communication services in all parts of the globe including poles, oceans and airways. Its users include the U.S. Department of Defense.

The Iridium system was used for 12-hourly reporting to the NSRA, Atomflot, and their vessels when Alima’s Vsat,

28

Обеспечение связи в отдаленных морских районах Все суда должны быть оснащены корабельными средствами радиосвязи с берегом, а также радиосвязи между судами, которые должны соответствовать требованиям плавания в этой акватории. Требованиями, которые зависят от наличия в данном районе подходящих каналов связи, установлены четыре диапазона. Морские районы А1 и А2 находятся в зоне действия непрерывного цифрового адресного вызова (ЦАВ) береговых радиостанций, работающих соответственно в диапазоне метровых волн или на частота средневолнового диапазона. Покрытие морского района A3 обеспечивается геостационарным спутником ИНМАРСАТ, позволяющим обеспечить непрерывный сигнал оповещения. Судам, находящимся в морском районе A4, который включает большую часть арктического региона, необходимо заручиться дополнительными средствами связи. «Поларкус Алима» уже было оснащено системами коротковолновой радиосвязи и радиотелексной связи для обеспечения связи в морском районе A4, однако в Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

Csat and Inmarsat B were outside of their satellite capabilities.

Final Preparations Polarcus Alima arrived at Hammerfest in northern Norway on the 14th September and commenced preparations for the transit to New Zealand. Captain Sergey Minchenko of the Murmansk Maritime Agency visited the vessel in port to perform an inspection on behalf of the NSRA to enable the issuance of a permit allowing the NSR transit to take place. All issues contained within the inspection check list were found to be satisfactory and the permit was issued in the late afternoon of September 14. The vessel’s Insurance Underwriters had previously been consulted and an agreement reached with Polarcus for the voyage, so everything was in place for the journey to begin.

The Northern Sea Route Transit Polarcus Alima sailed on schedule from Hammerfest at 16:30 Coordinated Universal Time (UTC) on 15 September 2011. Course was set from Fruholmen towards the north end of the island archipelago of Novaya Zemlya, then onwards to a position of 78 00 N 084 00 E where at 20:35 on September 18 she rendezvoused with NS Yamal, a nuclear powered icebreaker operated by Atomflot. Yamal escorted Alima to and through the Vilkitskiy Strait to 77 44 N 108 05.5 E in the Laptev Sea. Polarcus Alima continued east along recommended routes, keeping in radio contact with Yamal and sending 12 hourly position reports to NSRA and Atomflot. At 18:00 UTC on September 19 ice pilotage support was transferred from Yamal to NS 50 Let Pobedy, the world’s largest icebreaker. Polarcus Alima’s route then passed Pevek Point, where on September 23 radio contact was made with icebreaker Admiral Makarov. She then sailed on to Cape Dezhnev, the easternmost mainland point of Eurasia, and was through and out of the Bering Straits into the Pacific Ocean at 22:50 on September 24.

Whenever air temperature dropped below 0 degrees Celsius, the heated deck walkway and railing systems on the vessel – standard equipment as part of the winterized basic class of her ULSTEIN SX134 design – were enabled. The coldest conditions experienced were in the East Siberian Sea, where air temperatures fell to minus 3 degrees Celsius and sea water temperatures to 0 degrees Celsius. By Pevek Point they had risen to 1 and 3 degrees Celsius respectively.

Large areas of shallow water were encountered, and even on the recommended routes, water depths as low as 15 meters were not uncommon. Away from the recommended routes there are large areas of sea where charted soundings are at 4 kilometers (2.5 miles) intervals, so it was essential to keep to the recommended routes to avoid risk of grounding.

To compensate for the quick passage across the meridians of longitude, it had been planned to change the clocks onboard by one hour every day; however this proved to be too rapid for most personnel. It was therefore decided to ease the time change to one hour every second day and by Shelagskiy Point, sunset was at 14:00 ships time (08:00 UTC).

The crew onboard Polarcus Alima were keen to capture photographic memories of this unique voyage, but for the first 5 days there was moderate to thick fog. Groups of sea lions were sighted off Novaya Zemlya, but they quickly dispersed and it was not possible to get any quality photographs of them. There was a marked increase in wild Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ целях дополнительного обеспечения надежности была установлена также система спутниковой связи «Иридиум». Действующая на основе группировки, состоящей из 66 низкоорбитальных поперечно-связанных спутников связи, данная система обеспечивает передачу голосовых сообщений и данных во всех частях света, включая полюсы, океаны и авиационные линии. Одним из ее пользователей является Министерство обороны США. Система спутниковой связи «Иридиум» использовалась для отправки посылавшихся через каждые 12 часов сообщений АСМП, «Атомфлоту», а также другим судам, когда работавшие на «Поларкус Алима» системы МЗС СС, «Си-сат» и ИНМАРСАТ «Б» находились за пределами возможностей, обеспечивавшихся их спутниками связи.

Последние приготовления «Поларкус Алима» прибыло в порт Хаммерфест на севере Норвегии 14 сентября, и сразу же началась подготовка к переходу к берегам Новой Зеландии. Капитан Сергей Минченко из Мурманского морского агентства посетил судно в порту для проведения от имени АСМП осмотра, необходимого для выдачи разрешения на совершение прохода по Севморпути. Было установлено, что судно соответствует всем требованиям, указанным в контрольном проверочном перечне, и к вечеру 14 сентября разрешение было выдано. Ранее уже были проведены консультации с морскими страховщиками судна, которые согласовали касающиеся плавания вопросы с компанией «Поларкус», и таким образом все было готово к отплытию судна.

Переход по Северному морскому пути Точно по расписанию «Поларкус Алима» отплыло из Хаммерфеста в 16.30 по Всемирному координированному времени (ВКВ) 15 сентября 2011 года. Был взят курс на Фрухольмен в северной оконечности архипелага Новая Земля, и далее к точке координат 78 00 с.ш. 084 00 в.д., где в 20:35 18 сентября в назначенном месте оно встретилось с атомным ледоколом «Ямал», находящимся под управлением «Атомфлота». В сопровождении «Ямала» «Поларкус Алима» проследовало далее через пролив Вилькицкого до точки 77 44 с.ш. 108 05.5 в.д. в море Лаптевых. «Поларкус Алима» продолжило движение на восток по рекомендованным маршрутам, постоянно поддерживая радиосвязь с «Ямалом» и посылая каждые 12 часов сообщения о местонахождении судна в АСМП и «Атомфлот». В 18.00 по ВКВ 19 сентября ледовое лоцманское сопровождение было передано от «Ямала» самому крупному в мире атомному ледоколу «50 лет Победы». Далее маршрут «Поларкус Алима» пролегал мимо мыса Певек, где 23 сентября была установлена радиосвязь с ледоколом «Адмирал Макаров». Судно далее проследовало к мысу Дежнева, крайней восточной точке Евразии, и вышло из Берингова пролива в Тихий океан в 22.50 24 сентября. Каждый раз, когда температура воздуха опускалась ниже 0 ºC, на судне включались системы подогрева мостков и поручней, входящие в стандартное оборудование зимней комплектации базового проекта SX134 компании «Ульстейн». Самые холодные температурные условия были в Восточно-Сибирском море, где температура воздуха опускалась до −3 ºC, а температура морской воды – до 0 ºC. У мыса Певек температура повысилась соответственно до 1 и 3 ºC. Встречались обширные пространства мелководья, и даже на рекомендованных маршрутах глубина моря нередко была не более 15 м. Вдали от рекомендованных марш-

29

OFFSHORE ARCTIC

PHOTO / ФОТО: POLARCUS

● View from POLARCUS ALIMA in Laptev Sea. ● POLARCUS ALIMA на море Лаптевых.

life when approaching the Bering Straits, where whales were observed, but these were also too elusive to catch on camera. The best shoreward views of the passage were on 23 September when passing 8 kilometers (5 miles) off Shelagskiy Point, which provided memorable photographs of a dramatic and desolate landscape.

The voyage from Hammerfest to the Bering Straits was completed in nine days, and Alima arrived in New Zealand on October 17 to commence seismic operations expected to run for up to seven months. The time saved by using the Northern Sea Route is estimated at eight days relative to the Panama Canal route and 13 days using the Suez Canal. “The successful navigation of Polarcus Alima along the NSR has been achieved through the dedication and hard work of our in-house operations personnel, the NSRA, and our crew onboard the vessel,” said Rolf Rønningen, CEO Polarcus.

“The result of this outstanding teamwork has been to achieve significant savings in fuel, emissions, and most significantly time during a milestone transit that effectively provides Polarcus a viable new sea bridge between two important operational markets.”

30

#11 November 2011

рутов при наличии обширных зон, где нанесенные на карты промеры глубин эхолотом указаны с интервалами 4 км, во избежание посадки на мель необходимо было держаться рекомендованных маршрутов. Для компенсирования быстрого пересечения меридианов было запланировано осуществлять перевод стрелок часов на борту судна на один час ежесуточно. Однако для большинства членов экипажа такая смена часовых поясов оказалась слишком частой. Поэтому было решено облегчить процедуру перевода часов и переводить стрелки на один час через сутки, и на подходе к мысу Шелагский вечерняя заря происходила в 14.00 по судовому времени (08.00 по Всемирному координированному времени). Члены экипажа «Поларкус Алима» очень надеялись, что им удастся запечатлеть фотографические воспоминания об этом уникальном плавании, но, к сожалению, в течение первых пяти дней стоял туман, от умеренного до плотного. У берегов Новой Земли были замечены группы морских львов, но и они быстро рассеялись, так что оказалось невозможным получить их качественные фотоснимки. По мере приближения к Берингову проливу животные стали встречаться гораздо чаще, причем можно было наблюдать и китов, но они оказались слишком неуловимыми, чтобы успеть заснять их на фотоаппарат. При проходе в 8 км от мыса Шелагский 23 сентября удалось сделать самые качественные снимки береговой линии, запечатлевшие на память виды этого безлюдного, но величественного ландшафта. Переход от Хаммерфеста до Берингова пролива был завершен за девять суток, и уже 17 октября судно достигло Новой Зеландии и приступило к проведению сейсмических исследований, которые должны продлиться около семи месяцев. Время, сэкономленное за счет прохода Северным морским путем, оценивается в восемь суток, по сравнению с маршрутом, проходящим через Панамский канал, и 13 суток, по сравнению с маршрутом, пролегающим через Суэцкий канал. «Успешный проход «Поларкус Алима» по Северному морскому пути удалось осуществить благодаря самоотверженной и напряженной работе оперативного персонала нашей компании, АСМП, а также самого судового экипажа, – заявил генеральный директор компании «Поларкус» Рольф Реннинген. – Результатом этой замечательной по своей согласованности работы стало значительное сокращение расхода топлива, сбросов за борт и, что наиболее существенно, экономия времени, достигнутые в ходе этого эпохального перехода, который, по сути дела, открывает для компании „Поларкус“ действенный новый морской мост, переброшенный между двумя важными рынками деятельности».

Oil&GasEURASIA

ENERGY FORECAST

Global Energy 2012: Deloitte’s View

Мировая энергетика 2012: взгляд от компании «Делойт» Elena Rubinova, Vasily Beilin

W

ithout any doubt, the world today is feeling the pinch of global energy resource shortages, while those available are distributed very unevenly.

This urgent problem was the theme of the UN-sponsored “Sustainable Energy for All” international conference that opened in Oslo, Norway on October 10. While energy resources are, indeed, in short supply, the world has no shortage of all manner of predictions and scenarios for the future of the global energy sector. While some try to look far into the coming decades and paint brave, and sometimes futuristic, pictures of global energy transformed, others address that which is of immediate concern to people today and formulate shorter-term and articulate forecasts and assessments. At a recent presentation in Moscow, Deloitte Touche Tohmatsu Limited, an international audit, tax and consulting company announced the launch of its third energy predictions report.

Energy industry predictions are developed by numerous organizations and institutes of various statuses. For instance, each year in November, the International Energy Agency (IEA) publishes its own global energy report with forecasts made. Among the more respected are also the analytical studies prepared by such major regional and industry-wide players as the International Atomic Energy Agency (IAEA) and the U.S. Energy Information Administration (EIA).

It should be said, however, that the major international business players in the energy industry are not overly inclined to trust the others’ opinions concerning the global ● World gas demand predictions up to 2030. ● Прогнозируемый мировой спрос на газ до 2030 года.

SOURCE / ИСТОЧНИК: DELOITTE

32

Елена Рубинова, Василий Бейлин

Н

ет сомнений, что в современном мире существует глобальная нехватка энергоресурсов, а те, что есть, распределяются крайне неравномерно. Именно этой острой проблеме была посвящена конференция ООН «Энергия для всех», проходившая 10 октября в Осло. Энергоресурсов не хватает, зато мир не испытывает недостатка в самых разнообразных прогнозах и сценариях будущего мировой энергетической отрасли. Одни пытаются заглянуть на десятилетия вперед и рисуют смелые, почти футуристические картины преобразованной энергетики, другие заняты насущным и дают краткосрочные, но вполне внятные прогнозы и оценки. Международная консалтинговая и аудиторская компания «Делойт Туш Томацу Лимитед» на презентации в Москве в третий раз представила свой ежегодный прогноз развития энергетического сектора. Составлением прогнозов в сфере энергетики занимаются множество организаций и институтов различного уровня. В частности, Международное энергетическое агентство (IEA) ежегодно – в ноябре – публикует глобальный доклад с прогнозами. Весомыми принято считать аналитические исследования таких крупных региональных и отраслевых игроков, как МАГАТЭ или Управлениe энергетической информации США (EIA). Впрочем, крупные бизнес-игроки в энергетической отрасли не склонны полагаться на других в понимании процессов мирового развития и давно сами занимаются прогнозированием, а также оценкой спроса и потребления энергоносителей. Например, концерн Shell опубликовал весной этого года аналитический обзор о перспективах мировой энергетики до 2050 года с символичным названием «Сигналы и указатели» (Signals and Signposts). И хотя столь глубокими исследованиями занимаются немногие компании, ближайшие перспективы и практические выводы интересуют практически всех без исключения игроков рынка. Именно поэтому компания «Делойт», присутствующая на рынке услуг и консалтинга в 150 странах мира, уже третий год подряд представляет свой прогноз развития энергетики на следующий год. Прогноз, предлагаемый «Делойт», практичен и конкретен, так как основная задача компании Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

development trends in that sector and have long since engaged in making their own predictions and assessments of the supply and demand trends in the field of energy commodities. For instance, last spring, the Shell Corporation published its analytical survey of global energy trends up to the year 2050 under a symbolic title “Signals and Signposts”. While very few companies themselves engage in such in-depth research and investigation, the near-term outlook and possible practical conclusions are of profound interest to practically all of the market players, without exception.

That is exactly why Deloitte which provides consulting and advisory services in more than 150 countries, for a third year running now, has presented its forecast of the global energy development trends for the next year. The forecast made by Deloitte is both practical and specific, given that the company’s main objective has always been to help its main clients, the investors and businessmen, better to orient themselves in the rapidly changing global energy market. Deloitte’s Carl Hughes, Global Head, Energy & Resources said, “This year, our conclusions are somewhat broader than they used to be in the past. More precisely, we are looking at what has been taking place from a somewhat unusual angle of view in order to select the processes that are bound, slowly but surely, to impact the energy sector.”

That is exactly why the company’s research findings are not so much forecasts, per se, as analyses of some of the processes that are not so obvious to see, at first sight. The company’s just released report lists ten such trends and phenomena, with five of them dealing directly with the oil and gas sector.

According to Deloitte’s analysts, in the past 50 years or so, the predominant model of a typical company was a vertically-integrated corporation. This model has served the industry well but, given the current high oil prices some and the desire to look for new development opportunities, some corporations are now challenging the status quo by splitting their upstream and downstream operations into separate units. Such structural changes are already taking place and there is a great likelihood that, in the next two to three years, such splits or demergers will occur in a number of major oil corporations. By splitting up their assets, the companies most affected by the recent financial crisis could, among other things, create additional value, given that some of the newly demerged units may be worth more than the whole of the old company being split up in the process.

ConocoPhillips was one such corporation that announced its plans to split up its business into two independent companies, one dealing with its upstream and the other with its downstream operations. The U.S. oil giant is planning to complete its restructuring in the first half of 2012.

Deloitte’s analysts’ assessments concerning the current trends in the global gas market proved to be no of surprise and mostly concurred with predictions made by other observers and experts. “It is quite obvious that we are steadily moving toward the ‘Golden Age of Gas’, both natural and non-conventional. What will accelerate those processes, in particular, will be the markets of India, China, Central Europe and Britain,” said Carl Hughes presenting that chapter of the report.

The CIS gas market will not be an exception. Russell Banham, Deloitte’s CIS Industry Leader for Energy & Resources, said “The ever growing importance of gas and other mineral resources should keep the region at the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ Объявляем об открытии нашего нового московского представительства, созданного с целью улучшения обслуживания клиентов компании в России и СНГ

На протяжении 20 лет Lufkin поставляет оборудование мирового класса для механизированной добычи, автоматизации нефтепромыслов и сервиса в России и СНГ. Сегодня активность L Lufkin fki в СНГ значительно возросла. И Используя производство в Румынии и сервисную поддержку в Уфе и Оренбурге, московское представительство позиционирует Lufkin как компанию, поставляющую правильные решения в области механизированной добычи для своих клиентов в СНГ, в срок и надежно с первого раза.

Оборудование, Сервис и Поддержка: ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Автоматизация для станков-качалок, плунжерного лифта, винтовых насосов Контроллеры нагнетательных скважин Программное обеспечение автоматизации Станки-качалки Гидравлические насосные установки Оборудование плунжерного лифта Газлифт Оборудование для заканчивания скважин

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com WWW.LUFKIN.RU

ENERGY FORECAST

#11 November 2011

forefront of the international energy and resources markets and could even act as a protection mechanism for the CIS against the possibility of a double dip recession.” According to the report, gas will become the fuel of choice for several reasons: tightening environmental regulations, expectations of ample supply at competitive prices, and the need to back up intermittent renewable sources such as wind and solar to ensure reliability.

The report singles out, as a separate new trend, the still developing but highly promising technology of solarenhanced oil recovery (SeOR). Deloitte’s experts believe that SeOR has the potential of revolutionizing enhanced oil recovery due to the low estimated cost of glasshouses and the price of producing steam. The new technology is expected to show the most promise in areas where there is an abundance of sunlight and oil is heavy in nature. That is exactly why Coalinga Field, with exactly that type of oil in place, has been chosen by Chevron as the site of its pilot project in the use of that technology. By increasing the field potential through steam injection which preheats crude oil, the company reduces its viscosity and simplifies the production process. The project should help evaluate the commercial viability of using solar energy for steam generation.

The analysts have also noted the various geopolitical risks of which the oil companies have seen plenty in the past year and which could pose a serious problem in the future. In a separate report chapter titled “Who owns the

The International Energy Agency (IEA) presented its next annual report World Energy Outlook 2011 first in London and then, on November 11, at Moscow Energy School in Skolkovo, thus emphasizing Russia’s growing importance on the global energy market.

The New Policies Scenario, which constitutes the WEO report’s main part, addresses all principal energy resources and provides key forecasts through the year 2035. “Growth, prosperity and rising population will inevitably push up energy needs over the coming decades” said IEA Executive Director Maria van der Hoeven presenting the report in Moscow. “Short-term pressures on oil markets are easing with the economic slowdown and the expected return of Libyan supply,” the report suggested. The expected average oil price would remain high, approaching $120/barrel (in year-2010 dollars) in 2035. Oil demand would rise from 87 million barrels per day in 2010 to 99 million barrels per day in 2035, with all the net growth coming from the transport sector in emerging economies.

A special in-depth study in WEO-2011 examines Russia, with the report seeing it as one country set to benefit most from increased demand for gas in what most experts see as the world entering a “Golden Age of Gas”, with the share of unconventional gas in the total natural gas production rising to onefifth by the year 2035. According to the report, key challenges for Russia are to finance a new generation of higher-cost oil and gas fields and to improve its energy efficiency. Russia’s shift in its fossil fuel exports towards China and the Asia-Pacific gathering momentum is seen in the report as an important strategic trend.

34

SOURCE: IEA / ИСТОЧНИК: МЭА

● World primary energy demand. ● Мировой спрос на первичные энергоресурсы.

– помочь своим главным клиентам, инвесторам и бизнесменам, лучше ориентироваться на стремительно меняющемся энергетическом рынке. По словам Карла Хьюза, руководителя международной группы «Делойт» в сфере услуг предприятиям энергетического сектора: «В этом году наши выводы несколько шире, чем обычно. Если говорить точнее, мы смотрим на происходящее под несколько необычным углом зрения с целью отобрать процессы, которые постепенно, но неуклонно, будут влиять на энергетический сектор». Именно поэтому исследования компании – это не столько прогнозы в чистом виде, сколько анализ процессов, которые, на первый взгляд еще не столь очевидны. Подобных трендов и явлений в уже опубликованном отчете компании оказалось десять, пять из них относятся непосредственно к нефтегазовому сектору. По мнению аналитиков «Делойт», в течение последних 50 лет преобладала модель вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний. Эта модель отлично зарекомендовала себя, но с учетом текущих высоких цен на нефть и стремления найти новые области для развития, некоторым компаниям может быть выгодно выделить добывающие и перерабатывающие мощности в отдельные предприятия. В настоящее время уже начались структурные изменения, и велика вероятность, что в ближайшие два или три года такие преобразования произойдут в ряде крупных нефтяных компаний. Предприятия, постадавшие во время кризиса, разделив активы, помимо всего прочего, могут создать дополинтельную стоимость, поскольку каждое из новых подразделений может стоить больше, чем единое предприятие. О планах по разделению бизнеса на две независимые компании — по геологоразведке и добыче и по нефтепереработке и сбыту – летом заявила ConocoPhillips. Завершить реструктуризацию американский гигант планирует в первой половине 2012 года. Оценки аналитиков «Делойт» относительно тенденций газового рынка были вполне ожидаемыми и во многом совпали с прогнозами других наблюдателей и экспертов. «Совершенно очевидно, что мы неуклонно движемся к „золотому веку“ газа, как природного, так и нетрадиционного. Причем особенное ускорение этим процессам придаст рынок Индии, Китая, Центральной Европы и Великобритании», – сказал Карл Хьюз, представляя данную главу отчета. Рынок газа СНГ не станет исключением. Расселл Бэнхам, руководитель группы «Делойт» в СНГ по предоставлению услуг предприятиям добывающей промышленности и энергетики, отметил, что «растущая значимость газа, как и других минеральных ресурсов, позволит странам региона сохранить свои позиции на международных рынках и поможет противостоять второй волне рецессии». В отчете утверждается, что ужесточение экологических требований, ставка на Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

Международное энергетическое агентство (IEA) представило свой ежегодный доклад World Energy Outlook 2011 в Лондоне, и затем, 11 ноября, в Московской школе управления «Сколково», подчеркнув тем самым значимость России для мирового энергетического рынка. Основная часть доклада WEO – сценарий новых стратегий – охватывает все основные энергоносители и дает ключевые прогнозы до 2035 года. «Экономическое развитие, рост населения и его благосостояния неминуемо приведут к росту энергетических потребностей в ближайшие десятилетия», – отметила исполнительный директор МЭА Мария ван дер Ховен, представлявшая доклад в Москве. «Временное напряжение на нефтяных рынках слабеет вследствие более медленного экономического роста и ожидаемого возвращения на рынок ливийской нефти», – говорится в докладе. Предполагаемая средняя цена на нефть останется высокой и в 2035 году приблизится к $120 за баррель (по курсу 2010 года). При этом спрос на нефть будет неуклонно повышаться с 87 млн баррелей в день в 2010 году до 99 млн баррелей к 2035, причем весь чистый прирост придется на транспортный сектор в быстроразвивающихся странах. Специальное углубленное исследование в докладе WEO-2011 посвящено России в связи с тем, что именно она больше всего выиграет от спроса на газ в наступающей по единодушному мнению экспертов эпохе голубого топлива, причем к 2035 доля нетрадиционного газа вырастет до одной пятой от общей добычи. В докладе отмечено, что основные задачи России в этой сфере – обеспечить инвестиции в высокозатратные нефтегазовые месторождения и повысить энергоэффективность экономики. Очевидный сдвиг энергоэкспорта России в сторону китайского и азиатскотихоокеанских рынков отражен в докладе как важная стратегическая тенденция.

достаточный объем поставок по конкурентоспособным ценам и необходимость поддерживать резервные запасы энергии сделают газ однозначно предпочтительным топливом в самое ближайшее время. Отдельной тенденцией в отчете выделена еще только формирующаяся, но уже многообещающая технология добычи нефти с использованием солнечной энергии – SeOR. Эксперты «Делойт» считают, что у нее есть все шансы произвести революцию во вторичных методах добычи благодаря низкой стоимости теплиц и затрат на генерацию пара. Новая технология, скорее всего, окажется наиболее эффективной в регионах с изобилием солнечных дней и там, где есть только тяжелая нефть. Именно на месторождении с нефтью подобного типа Coalinga Field компания Chevron совсем недавно запустила демонстрационный проект. Повышая отдачу месторождения при помощи закачки пара, который подогревает сырую нефть, компания снижает ее вязкость и упрощает процесс добычи. Проект поможет определить коммерческую жизнеспособность использования солнечной энергии для генерации пара. Аналитики также отметили различные геополитические риски, которых в нефтяной отрасли в уходящем году было более чем достаточно, и которые могут представлять серьезную проблему в будущем. В отдельный раздел под заголовком «Kому принадлежат Арктика и Южно-Китайское море?» в отчете вынесен вопрос о разработках новых месторождений в регионах, не имеющих четко очерченных границ. Тем не менее, согласно отчету, возможные выгоды от ведения Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ Регенеративный VSD Lufkin Регенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является энергосберегающим. Он генерирует электричество, обеспечивая работу насоса и поступление дополнительной энергии в электросеть. Новые компоненты ■ ■ ■

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертора Новая комплектация

Преимущества ■ ■

■ ■

Низкогармонические искажения Исключает необходимость использования резисторов для динамического торможения Снижает потребление электричества Повышает надежность и увеличивает МРП

Использует проверенные технологии ■

■

Контроллер системы ШГН LWM, интегрированный с VSD ■ Единый машинный интерфейс ■ Снижение эффекта «всплытия штанг» ■ Возможность использования совместно с ШГН или винтовым насосом ■ Одновременное обеспечение работы нескольких ПШГН ■ Защита редуктора ПШГН от избыточного крутящего момента ■ Изменение скорости при движении плунжера вверх и вниз Автоматический рестарт после сбоя/остановки

E-MAIL: MOSCOW@LUFKIN.COM WWW.LUFKIN.RU

#11 November 2011

ENERGY FORECAST Arctic and the South China Sea?” the study addresses the issues dealing with exploration in areas without well-defined borders. Nevertheless, the report suggests that, whilst there are risks to establishing operations in these areas, the potential rewards could be immense.

Concerning the oil field services, based on 40 Deloitte interviews with executives of offshore companies, the report predicts that the complexity of the offshore value chain will continue to grow substantially in the next decade and increasing complexity may very well trigger a new round of industry consolidation. The report outlines four factors that it suggests will drive this trend.

The report’s other sections deal with the more general technology development processes and how those indirectly impact the energy sector. Mark Robinson, Deloitte US, Market and Communications for Energy, speaking at the report launching session in Moscow, addressed the issue of coming energy breakthroughs using nanotechnologies.

The report suggests that their impact will be far-reaching, predicting a $1 trillion global market for nanoproducts

разработок в таких областях все же заметно превышают уровень риска. Что касается рынка нефтепромысловых услуг, то, согласно прогнозу, составленному на основе интервью с руководителями 40 офшорных нефтяных и газовых компаний, в течение ближайших 10 лет цепочка создания стоимости офшорных компаний по-прежнему будет усложняться, что может стать началом нового этапа консолидации отрасли. В отчете, в частности, отмечены четыре фактора, которые, по мнению экспертов, будут способствовать развитию этой тенденции. Остальные разделы отчета касаются более общих процессов развития технологий и их опосредованного влияния на энергетику. Так, Марк Робинсон, приехавший в Москву на презентацию отчета из американского подразделения компании Deloitte US, Market and Communications for Energy, остановился на исследованиях, проводившихся в рамках изучения влияния нанотехнологий на энергетику будущего. Выводы в отчете – далеко идущие. Только в США рынок нано-продукции в ближайшие 10-15 лет составит $1 трлн и неизбежно окажет воздействие на энергетический сектор.

Nanophenomena and the Economics of Hydrocarbon Production

Наноявления и углеводородная экономика

A.Y. Khavkin, D.Sc. Eng., Chief Research Associate, Oil and Gas Institute, Russian Academy of Sciences, Winner of the UNESCO medal “For contributions to the development of nanoscience and nanotechnologies”

КОММЕНТАРИЙ СПЕЦИАЛИСТА

C

36

ommenting on the Deloitte Energy & Resources Predictions 2012 report, it should be noted that more than half of the trends and phenomena that the report has addressed relate to the oil and gas sector. The major role played by the oil and gas industry in the global economy is noted by many Russian economists, including those from some of the leading academic centers in Moscow and Novosibirsk. Clearly, this trend is bound to continue, as, according to the International Energy Agency (IEA), the world will see the demand for oil and gas grow, by 2025 compared with 2005, by 30 percent in the industrially developed countries, to practically double the current demand levels in China and India, and by nearly 50 percent in Russia, Eastern Europe and in the rest of the world. This is something that will require an increase in production, with EIA predicting a 30-percent increase in crude oil production in the next 20 years, with oil taking an increasingly greater share of the global energy consumption market, compared with natural gas.

However, the published data on the world oil reserves make it possible to assess the global crude oil resources only for the next 50-70 years. This is exactly what explains the current emphasis being placed on the greater use of natural gas in the immediate future. It is not without a reason that a number of oil-producing companies have recently shed their oil-processing assets, given that, against the background of limited crude oil resources, the required modernization of their upstream facilities represents a higher risk in terms of return on investment. Moreover, the longer-term emphasis on natural gas is also based on the fact that, in the gas-hydrate deposits, natural gas resources are considerably greater than the present combined known oil-and-gas reserves.

What are then some of the other reasons behind the predicted trend away from oil and toward natural gas? One of the factors is the quite natural increase in oil production costs over the past few decades due to the need to produce crude in the ever more difficult modes of occurrence, including the offshore oil production. According to the economists, per-barrel oil production costs are equal to $1-1.5 in Saudi Arabia, compared with $2-3 on the average in Russia, with more than $4 where the high-viscosity oils are concerned. Yet, even with the oil-price’s 75 percent tax component, the current world crude oil prices make it possible quite substantially to increase the world’s commercially viable recoverable oil reserves.

There is also a possible psychological aspect to the present signals sent out to the international community concerning the limited nature of the global oil resources to justify even higher oil prices and even more complex crude oil occurrence-mode fields being brought on production.

With regard to the water footprint, given that the global resources of drinking water are limited and its extraction requires considerable energy resources, to reduce the water-footprint factor in the production of crude oil is quite a natural trend, especially in view of the fact that water and water-based agents are the principal oil-displacing agents and the fact that the oil-water ratio

А.Я.Хавкин, гл. н.с. ИПНГ РАН, д.т.н., Лауреат Медали ЮНЕСКО «За вклад в развитие нанонауки и нанотехнологий»

К

омментируя прогноз по развитию энергетики на 2012 год, представленный компанией «Делойт», необходимо отметить, что больше половины трендов и явлений относится к нефтегазовому сектору. На значительную роль нефтегазового сектора в глобальной экономике указывают и многие российские экономисты, в том числе из крупнейший научных центров Москвы и Новосибирска. Это и понятно – по данным Международного энергетического агентства (EIA) в мире будет наблюдаться рост потребления нефти и газа, который потребует увеличения их добычи к 2025 году относительно 2005 года: в развитых странах – на 30%, в Китае и Индии – практически в два раза, в России, Восточной Европе и в мире в целом – практически на 50%. Что касается добычи, то EIA прогнозирует 30%-е увеличение добычи нефти на ближайшие 20 лет с заметным превышением доли нефти относительно доли газа в мировом потреблении энергии. Однако опубликованные данные по запасам нефти позволяют дать оценку обеспеченности мира нефтью только на 50-70 лет. Именно этим обусловлен акцент на использование природного газа в ближайшем будущем. Также имеются примеры «сброса» нефтеперабатывающих активов рядом нефтедобывающих компаний – в условиях ограничения обеспеченности нефтью требуемая модернизация нефтепереработки представляется им как имеющая повышенный риск возврата вложений. Кроме того, прогнозный акцент на газ основан и на том, что ресурсы газа в гидратных залежах значительно превышают известные запасы нефти и газа вместе взятые. С чем еще может быть связан прогноз ухода от нефти к газу? Одним из факторов является естественное увеличение себестоимости добычи нефти в последние десятилетия вследствие необходимости добывать нефть при все более тяжелых условиях ее залегания, в том числе и на шельфе. По оценкам экономистов себестоимость добычи одного барреля нефти составляет для Саудовской Аравии – $1-1,5, для России в среднем $2-3, а для высоковязких нефтей – более $4. Но даже с учетом 75%-й налоговой составляющей в цене нефти, нынешняя цена на нефть позволяет увеличить рентабельно извлекаемые запасы нефти в мире весьма значительно. Не исключен также психологический аспект подачи мировой общественности сигнала об ограниченности нефтяных ресурсов для еще большего увеличения цены на нефть и вовлечения в разработку еще более сложных по условиям залегания ресурсов нефти. Что касается «водного следа», то ресурсы питьевой воды ограничены и ее получение весьма энергозатратно, а снижение «водного фактора» при добыче нефти – вполне понятная тенденция, поскольку основным вытесняющим нефть агентом являются вода и водные агенты, и водонефтяной фактор (количество воды на тонну добываемой нефти) сегодня в мире несколько выше 3, а в России близок к 6. Использование нанокристаллов в энергетике также понятно, хотя может и не ограничиться только крышами домов. Так, по мнению специалистов МИФИ(У), использование дешевого

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

over the next 10 to 15 years, with major implications for the energy sector. Roof-top solar panels could become obsolete simply by converting sunlight into electricity via a paint-like substance that can be sprayed on rooftops.

Researchers have already proven that nanocrystals could be as efficient as the most expensive solar cells, for a fraction of the cost.

With a view to identifying possible developments in 2012, the report’s authors also examined two other important trends developing in the past year. All energy companies have, for a long time now, tried to reduce the corporate water footprint. According to Deloitte’s experts, now is the time for the next “tipping point” for energy companies in terms of reducing their corporate water footprint. To date, 147 of the world’s leading companies have submitted their corporate water footprint reports as part of the international water information disclosure project. Deloitte’s analysts believe that this is only the beginning of a new phase in streamlining corporate practices with a view to optimizing the consumption of water resources.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ Солнечные батареи очень скоро могут быть заменены специальным веществом, наносимым на крышу и способным перерабатывать солнечный свет в электроэнергию. Уже доказано, что нанокристаллы могут быть столь же эффективны, как наиболее дорогие солнечные элементы, но стоят при этом на порядок дешевле. Авторы отчета остановились еще на двух важных тенденциях уходящего года с целью следить за развитием ситуации в 2012. Все производители в энергетическом секторе давно стремятся к сокращению «углеродного следа». Теперь же, как считают эксперты «Делойт», пришло время для очередного переломного момента в деятельности энергетических корпораций – снижения «водного следа», то есть активного сокращения потребления воды. Свои отчеты об использовании водных ресурсов опубликовали к настоящему времени 147 ведущих компаний мира в рамках проекта раскрытия информации по использованию водных ресурсов. Аналитики «Делойт» считают, что это только начало нового этапа по перестройке деятельности компаний с целью оптимизации потребления водных ресурсов.

● NT nanotechnology development in SOCAR provided the company

1,000 tons of additional oil, produced in three years.

(volume of water used per metric ton of oil produced) is in excess of 3 for the world as a whole and is close to 6 in Russia.

The use of nanocrystals in the energy industry is also a natural development, not necessarily limited to its application as rooftop cover. For instance, in the view of researchers at Moscow Engineering and Physics Institute (MEPI), using the relatively cheap solar energy converters, with efficiency factor of only 2 percent, as cover for 200-square meter air-balloons, will make it possible to generate 2 megawatt of power with air-balloons propelled to altitudes of 5-11 kilometers. What is required to achieve that effect is for the air-balloon’s holding cables to be sufficiently strong and possess superconducting properties, something that, in the MEPI researchers’ opinion, can be achieved through the use of single-layer carbon nanotubes.

Another nanotechnology being considered is the use of solar energy for heating the water, first, and then the crude oil. However, the efficiency of steam used for oil displacement also depends on the distinctive features of a given oil deposit. Therefore, steam must be combined with other oil-displacement agents.

Some of the global problems of reliable oil supply have to do with the cost effectiveness of oil production from the established resources of natural gas, in its gas-hydrate form, and crude oil, in its more complex occurrence modes.

There are some encouraging examples, however. For instance, thanks to the introduction of state-of-the-art methods of thermal enhanced oil recovery of high-viscosity oil and bitumens, Canada was able to increase its proven recoverable oil reserves 30 times (by approximately 24 billion metric tons) in 2003. According to Academician N.P. Laverov, Vice President, Russian Academy of Sciences, the use by Shell of advanced new production processes has allowed the company to reduce by more than 2.5 times its oil production costs while considerably increasing output volumes.

The role of nanotechnologies in extracting natural gas from gas-hydrate deposits (and its transportation in the gas-hydrate form) and crude oil (by reducing the oil-water ratio) with reduced production costs is described in A.Y. Khavkin’s article “Through the Looking Glass: The Study of Objects and Events at the Nanoscale Improves Oil Recovery Efficiency”, published in the 2011 issue of Oil & Gas Eurasia, # 9, pp. 22-27. It should be noted that a number of fields in different parts of the world remain undeveloped, while application of the existing highly cost-efficient nanotechnologies there could have placed their resources in the range of proven reserves and could have allowed oil production to begin there.

In summary, while oil and gas production costs are bound to continue to grow, the application of advanced nanotechnologies can secure a reliable supply of oil and gas to the world for decades to come.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: SOCAR / ИСТОЧНИК: ГНКАР

позволило компании получить более 1 000 т дополнительной нефти за три года.

ресурса солнечных преобразователей, имеющих КПД всего 2%, в качестве покрытия аэростатов с площадью 200 м2, позволяет получить 2 мегаватта мощности, если поднять аэростат на высоту 5-11 км. Для этого удерживающие аэростат тросы должны быть прочными и иметь свойства сверхпроводимости, что, по мнению специалистов МИФИ(У), можно обеспечить применением углеродных однослойных нанотрубок. Использование солнечной энергии для разогрева сначала воды, а затем и нефти, также является нанотехнологией, но эффективность использования пара для вытеснения нефти зависит также и от особенностей залежи. Поэтому пар необходимо комбинировать с другим вытесняющим нефть агентом. Фактически проблемы с обеспеченностью мира нефтью упираются в рентабельность ее добычи из уже разведанных ресурсов как газа в газогидратной форме, так и нефти в сложных условиях ее залегания. Однако есть и обнадеживающие примеры. В Канаде за счет внедрения суперсовременных тепловых методов добычи высоковязких нефтей и битумов в 2003 году удалось увеличить свои доказанные извлекаемые запасы нефти в 30 раз (примерно на 24 млрд т). По данным вице-президента РАН академика Н.П. Лаверова, обновление технологий компанией Shell позволило уменьшить затраты на добычу нефти более чем в 2,5 раза и значительно увеличило добычу. Роль нанотехнологий в добыче газа из газогидратных залежей (и его транспорте в газогидратной форме) и нефти (с уменьшением водонефтяного фактора) при уменьшении себестоимости их добычи изложена в статье Хавкина А.Я. «Пристальный взгляд. Изучение объектов и явлений на наноуровне повышает эффективность нефтеизвлечения», опубликованной в журнале «Нефть и газ Евразия», 2011, № 9, стр. 22-27 При этом ряд месторождений в мире не разрабатывается из-за неприменения существующих рентабельных нанотехнологий, которые позволили бы перевести ресурсы в доказанные запасы и добывать нефть. Таким образом, затраты на добычу нефти газа будут расти, но благодаря использованию нанотехнологий можно обеспечить мир нефтью и газом на многие десятилетия.

37

КОММЕНТАРИЙ СПЕЦИАЛИСТА

● Применение нановещества NT, разработанного в ГНКАР,

EVENT

Arctic Development – an Imminent Inevitability Освоение Арктики – неизбежность, рожденная временем Antonina Petrova

Arctic Ocean is the largest oil&gas province in the world. Which means that its development is inevitable, though it will require tremendous resources.

(Igor Gramberg, RAS academician, 1970s) Северный Ледовитый океан – крупнейшая нефтегазоносная провинция на Земле. Поэтому освоение его неизбежно, хотя это и потребует колоссальных ресурсов. (Игорь Сергеевич Грамберг, академик РАН, 1970-е годы.)

Антонина Петрова

A

rctic exploration experts believe that this century is already passing under the banner of undersea development, the resources that are already explored or will be explored in a foreseeable future. Humanity is doomed to engage in development of undersea resources. Regretfully, the Russian experts were not the pioneers in this field and are facing very strong competition that has already developed. The shelf is, essentially, a huge market for services, science and technology, it is flagrant investments and vast resources. And the resources – well, as is known from the history of mankind, usually the history is the story of the struggle for resources.

Problems of Arctic exploration – field development, E&P in extreme environments – were the focal point of the first AEE 2011 conference, held in Moscow in late October by SPE (Society of Petroleum Engineers) and Reed Exhibitions.

“Arctic development is one of the key tasks of the international community. In order to succeed, we have to solve a range of issues linked to technology, capital and human resources,” said SPE president Alain Labastie at the conference opening event. “In Arctic development, we need to develop a strategy that takes into account the best international experiences and the requirements native to Arctic regions,” noted Vladimir Vladimirov, vice-governor of the Yamal-Nenets Autonomous District.

Э

ксперты по проблемам освоения Арктики считают, что XXI век уже проходит и будет проходить под флагом освоения мирового океана, тех ресурсов, которые разведаны сегодня или будут разведаны в течение ближайшего времени. Человечество обречено заниматься освоением мирового океана и его богатств. К сожалению, российские специалисты в этой области не являются первопроходцами, и им приходится сталкиваться с сильными конкурентами. Шельф – это гигантский рынок услуг и научно-технических разработок. Это также огромные деньги и ресурсы, а за ресурсы, как известно из истории развития человечества, приходится бороться. Проблемам освоения Арктики – разработке месторождений, разведке и добыче углеводородов в осложненных условиях, была посвящена прошедшая в Москве в конце октября первая конференция AEE 2011, которую провели SPE (Общество инженеров-нефтяников) и компания Reed Exhibitions. «Освоение Арктики – одна из важнейших задач международного сообщества, и для достижения успеха нам предстоит решить целый комплекс вопросов, связанных с технологиями, капиталом, человеческими ресурсами», – заявил на открытии конференции президент SPE Алан Лабастье. «При освоении Арктики необходимо выработать стратегию, учитывающую передовой мировой опыт и требования арктических территорий», – подчеркнул Владимир Владимиров, вице-губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа. Неслучайно ведущие мировые компании, имеющие опыт в освоении месторождений в условиях холодного климата, в разработке и создании специального оборудования для работы на шельфе, очень заинтересованы в участии в российских арктических проектах. Максим Марченко, заместитель директора по развитию бизнеса компании Total, отметил, что в течение 40 лет Total активно участвует в различных проектах, связанных с поисковоразведочными работами, с недавнего времени – и в российской Арктике: «Штокман» (25%), «Харьягинское месторождение» (40%), «Термокарстовое месторождение» (49%, идет освоение), а также в качестве основного иностранного партнера в проекте «Ямал – СПГ» (оператор ОАО «НОВАТЭК») и проч.

38

Oil&GasEURASIA

EVENT Naturally, majors, with their expertise in developing cold-climate fields and design and construction of tailored equipment for offshore operations, are very keen on participating in the Russian Arctic projects. For example, Maxim Marchenko, Total’s deputy director of business development, marks company’s active participation for the past 40 years in various E&P projects and more recently – in Russian Arctic projects such as Shtokman (25 percent), Khariaga field (40 percent), Thermokarst field (49 percent, under development); Total set to become the main foreign partner in the Yamal-LNG project (operated by Novatek), etc.

The experience of working in cold climate was shared by some other well-known names. Statoil (Norway, John Milne), noted the importance of the agreement on the maritime delimitation in the Barents Sea and Arctic Ocean – this would facilitate “responsible and safe” exploration and long-term cooperation with Russia. Infield Energy Analysts (UK, Julian Callanan), evaluated activities on offshore oilfields, stressing that Russia’s exploration is underdeveloped to date. Christian Bukovich (Shell Exploration and Production Services) spoke about his company’s challenges and breakthroughs in Arctic offshore exploration endeavours, in particular, about underwater seismic surveys under and oil spill containment systems for the Arctic.

A take on the problems and prospects of oil and gas resources in the Russian Arctic was given by Anatoly Zolotukhin, vice chancellor of Gubkin Russian State University of Oil and Gas and vice president of the World Petroleum Council. The expert noted that Russia’s potential was in nonconventional resources, with key production areas (150 million tons per year by 2030) moving to northern seas (Barents, Kara, Pechora and Okhotskoye). According to Zolotukhin, there are still some difficulties, such as the high price of shelf-produced oil, long distances and, respectively, high transport costs, outdated technology, and lack of qualified staff.

In three days, the conference was attended by about 500 delegates, who listened and aired 57 presentations, including both technical and knowledge-sharing sessions. Ten technical sessions and three plenary sittings ensured the widest possible coverage of Arctic-related issues, including innovation, investment, environmental protection, and social responsibility.

#11 November 2011

Cвоим опытом работы в холодных климатических условиях поделились известные компании. Джон Милн, представляющий норвежскую Statoil, отметил важность соглашения о делимитации морской границы в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане, позволившем начать разведку «ответственно и безопасно», и многолетнее сотрудничество с Россией. Джулиан Калланан, представитель Infield Energy Analysts (Великобритания), дав оценку деятельности на морских месторождениях, подчеркнул, что в России разведка до сих пор недостаточно развита. Кристиан Букович, вице-президент по геологоразведке Shell Exploration and Production Services, рассказал о проблемах и достижениях компании в области геологоразведки на арктическом шельфе – в частности, о проведении сейсморазведки под водой и системах локализации разливов нефти в Арктике. Свою концепцию о проблемах и перспективах нефтегазовых ресурсов российской Арктики представил Анатолий Золотухин, проректор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и вице-президент Мирового нефтяного совета. Он отметил, что потенциал страны – нетрадиционные ресурсы, а основная добыча углеводородов (150 млн т к 2030 году) придется на северные моря (Баренцево, Карское, Печорское и Охотское). По мнению Золотухина, основные проблемы, с которыми предстоит столкнуться, – это высокая стоимость нефти, добываемой на шельфе, большие расстояния и, соответственно, существенные затраты на транспортировку, а также устаревшие технологии и нехватка квалифицированного персонала. В течение трех дней конференцию посетило около 500 делегатов, было представлено 57 докладов как на технических сессиях, так и в рамках секции презентаций по обмену знаниями. Десять технических сессий и три пленарных заседания позволили охватить самый широкий круг вопросов, связанных с освоением Арктики, – инновации, инвестиции, охрана окружающей среды и социальная ответственность бизнеса.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

40

Oil&GasEURASIA

INTERVIEW

В

течение 2011 года Ален Лабастье занимал пост президента Общества инженеров-нефтяников (SPE). Как инженер-консультант подразделения Total в г. По, специализирующегося на технологиях повышения нефтеотдачи пластов, Лабастье хорошо знаком с Россией: у Total есть надежные партнеры среди российских операторов, занимающихся разведкой и добычей нефти. Технологии, используемые для работы в Арктике, ему также прекрасно известны. Во время состоявшейся в Москве Конференции и выставки SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике Ален Лабастье встретился с корреспондентом НГЕ. Он рассказал о том, насколько важна деятельность SPE, и особенно его роль в передаче технологий, предназначенных для освоения новых нефтяных месторождений.

SPE 2011 President, Alain Labastie, Comments on SPE in Russia Ален Лабастье, президент SPE в 2011, рассказал о работе SPE в России

Oil&Gas Eurasia: Mr. Labastie, can you comment the SPE and its role in development of the Arctic and harsh environments?

Alain Labastie: Development of the Arctic requires a high level of technology, capital and highly-skilled staff. As for capital, SPE obviously cannot help, but with respect to technology and staff we certainly can contribute a lot.

42

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

A

lain Labastie has served throughout 2011 as President of the Society of Petroleum Engineers.

And as Engineering Advisor for Enhhanced Oil Recovery Technologies for Total in Pau, France, Labastie is familiar with Russia – where Total has strong partnerships with Russian upstream operators – and with Arctic Technologies.

At the recent SPE Arctic & Extreme Environments Conference & Exhibition in Moscow, Labastie talked to Oil&Gas Eurasia about the importance of SPE, in particular with respect to the role it plays in fostering technology transfer in frontier oil developments.

Нефть и газ Евразия: Г-н Лабастье, не могли бы Вы подробнее рассказать о деятельности SPE и его роли в освоении Арктики и районов с суровыми климатическими условиями? Ален Лабастье: Для освоения Арктики необходимы новейшие технологии и значительные капиталовложения. Кроме того, требуются и высококвалифицированные специалисты. В области привлечения капитала SPE вряд ли может оказать серьезную помощь, но когда речь идет о технологиях и персонале, Общество, конечно же, может сделать немало. Основная задача SPE – обеспечить доступ к высококачественным техническим знаниям. Именно этим мы и занимаемся. Данное мероприятие (Конференция и выставка по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике) наглядно демонстрирует то, что Общество готово предложить российской нефтяной отрасли. Что касается проблемы кадров, для работы в Арктике потребуется много высококвалифицированных специалистов. Роль SPE в решении данной проблемы – это взаимодействие с научным сообществом на разных уровнях, в том числе и в области переподготовки кадров. Определенную роль также играют мероприятия, организуемые SPE. Чтобы осваивать Арктику, странам необходимо сотрудничать друг с другом. Наше Общество – организация некоммерческая и неполитическая. Поэтому мы можем предоставить нейтральную площадку для обмена идеями. Нефть и газ Евразия: Насколько активно SPE работает в России?

Лабастье: Общество начало работать в России почти 20 лет назад, и за прошедшие годы численность организации росла быстрыми темпами. Однако общее количество членов SPE в России пока еще остается довольно скромным по сравнению с другими странами, добывающими углеводородное сырье. Причины этому надо искать в истории страны: почти 80 лет Россия фактически находилась в изоляции, поэтому обмен технической информацией с западными странами был крайне ограниченным. Сегодня ситуация совсем иная, и взаимообмен происходит совершенно свободно. В прошлом году количество членов SPE в России выросло на 15% – это достаOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

Our primary mission is to provide access to high quality technology knowledge. We do that. And this event (Russian Arctic & Extreme Environments) is a good example of what we can offer to the oil industry in Russia. And staff also, Arctic operations will need a lot of highly skilled staff. SPE plays a role in this by interacting with academia on a variety of levels including continuing education.

Events organized by SPE play a role as well. To develop the Arctic will require collaboration between different countires. SPE is non-commercial and non-political. We provide a neutral place to exchange ideas.

OGE: How active is SPE in Russia?

Labastie: SPE began its activities in Russia about 20 years ago. We have been growing fast but our overall numbers in Russia are still modest in comparison with other parts of the world where hydrocarbons are produced. This is for historical reasons. As you know, Russia was isolated for 80 years and so there has been little technical exchange with the West.

This now is changing and we are seeing two-way traffic again. Last year, SPE membership in Russia rose by 15 percent which is a more or less high rate of growth. Interestingly, we have a lot of young members which means that Russian engineers are seeing the benefit of being SPE members. I expect SPE will continue to grow.

OGE: Can you comment on the rising importance of National Oil Companies (NOCs)?

Labastie: National Oil Companies are being exposed to the activities of the Independent Oil Companies (IOCs) and are becoming hybrids – NOCs with commercial activities. This has happened elsewhere in the world. Statoil and Petronas are examples. And it will happen in Russia. SPE facilitates such growth and development in so far as SPE helps companies network with each other.

OGE: To work effectively in the Russian oil industry, it is important to communicate in the Russian language. Is that the case elsewhere in the world? And how sensitive is SPE to this issue?

Labastie: Absolutely, language is important. The key word at SPE is flexibility. We adapt to the needs of our members locally. The type of language issues we have in Russia are repeated in China and in South America. We have online communities in different languages and other foreign language materials. We adapt to the needs of our members.

OGE: Can you comment on rising popularity of SPE’s Intelligent Energy conference?

Labastie: Though we are called the Society of Petroleum Engineers, our community includes geoscientists, bankers and other professions including IT. While all of the basic technologies and skills will continue to be needed in the oilfield, brainpower is becoming more and more important.

OGE: Any final comments?

Labastie: This event, Arctic & Harsh Environments, is a first and we are very pleased with the attendance. There is obviously a strong demand in the industry for international cooperation and we are placed to offer such a forum for collaboration. This a good example of how SPE can be of benefit to Russia.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИНТЕРВЬЮ точно высокие темпы прироста. Интересно отметить рост членства среди молодежи. Похоже, что российские инженеры начинают понимать, что членство в SPE дает определенные преимущества. Думаю, что и в будущем численность Общества будет расти.

Нефть и газ Евразия: Не могли бы Вы прокомментировать возрастающее значение национальных нефтяных компаний (ННК)? Лабастье: На национальные нефтяные компании влияет деятельность независимых нефтяных компаний, что приводит к образованию неких «гибридных» организаций – ННК, занимающихся коммерческой деятельностью. Подобные «трансформации» уже случались – в качестве примеров можно назвать Statoil и Petronas. Те же процессы будут происходить и в России. Помощь SPE в данном случае заключается в содействии развитию контактов между такими компаниями. Нефть и газ Евразия: Чтобы активно работать в российской нефтяной отрасли, необходимо владеть русским языком. Справедливо ли данное утверждение в отношении других стран? И в какой мере SPE учитывает это в своей работе? Лабастье: Вы совершенно правы. Владение языком имеет очень большое значение. Поэтому ключевым словом в SPE является «гибкость». Иначе говоря, мы стараемся удовлетворить нужды членов Общества в конкретной стране. Проблемы, связанные с владением языком, которые возникают у нас в России, аналогичны тем, с которыми мы сталкиваемся в Китае и в странах Латинской Америки. В рамках Общества действуют интернетсообщества, где общение происходит на разных языках. Публикации Общества также выходят на многих языках. Мы учитываем потребности наших членов. Нефть и газ Евразия: Как Вы прокомментируете рост популярности конференций, проводимых SPE под лозунгом «Умная энергия»? Лабастье: Мы называемся Обществом инженеровнефтяников, но среди наших членов есть геофизики, банковские работники и представители других профессий, в том числе специалисты в области информационных технологий. Ведь несмотря на то, что основные технологии и специальности по-прежнему будут востребованы на месторождениях, интеллектуальные ресурсы приобретают все большее значение. Нефть и газ Евразия: Что бы Вы хотели добавить в заключение?

Лабастье: Конференция по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, организованная SPE, – первое мероприятие подобного рода, и нас осообенно порадовал тот факт, что она привлекла столько участников. Очевидно, что международное сотрудничество крайне необходимо отрасли, и мы готовы предоставить для этого площадку. Подобный пример наглядно демонстрирует ту пользу, которую деятельность SPE может принести России.

43

SEISMIC INTERPRETATION

Three-Dimensional Geological Structure of Sedimentary Basins Based on 3D Seismic Data Analysis

Объемная геологическая модель осадочных бассейнов на основе анализа данных 3D сейсморазведки Almendinger O.A., Mityukov A.V., Myasoyedov N.K., RN-Shelf-Yug Nikishin A.M., Department of Geology, Lomonosov Moscow State University, Hayduk V.V., Gubarev M.V., NK Rosneft-NTC

Альмендингер О.А., Митюков А.В., Мясоедов Н.К., ООО «РН-Шельф-Юг», Никишин А.М., Геологический факультет, МГУ им. М.В.Ломоносова, Гайдук В.В., Губарев М.В., ОАО «НК „Роснефть“»-НТЦ

The article was reprinted from the Scientific and Technical Bulletin of NK Rosneft, “Issue 22, January-March 2011

Статья перепечатана из Научно-технического вестника ОАО «НК „Роснефть“», выпуск 22, январь-март 2011

O

ver the last years Rosneft Oil Company has conducted a great number of 2D/3D seismic surveys in order to prepare for drilling the prospective targets located in the deepwater part of the Black Sea. The survey area is located in the Eastern Black Sea basin and is confined within the Shatsky Ridge and the Tuapse Trough.

The area is characterized by a complex structure of the target Maikop Sequence; the key tasks are to build a correct tectonic sketch of folds and associated faults, to discover traps in the underthrust part, to prospect for potential reservoir development zones. It is not possible to reliably Detachment folds Складки срыва (детачмент – складки)

Fault termination | Окончание разлома Fault propagation folds Складки пропагации разлома

Ramp | рамп Flat | флэт Pop-up folds | Pop-up складки

В

последние несколько лет нефтяная компания Роснефть провела большое количество сейсмических работ 2D/3D с целью подготовки к бурению перспективных объектов, расположенных в глубоководной части Черного моря. Район исследований расположен в Восточно-Черноморском бассейне, в пределах вала Шатского и Туапсинского прогиба. Район работ характеризуется сложным строением целевого майкопского комплекса, основными задачами являются построение корректной тектонической схемы складок и связанных с ними разломов, выявление ловушек в поднадвиговой части, поиск зон развития возможных коллекторов. Достоверное решение таких задач по 2D сейсмическим данным в сложных сейсмогеологических условиях не представляется возможным, в связи с этим были проведены 3D сейсмические исследования. Интерпретация новых данных позволила детально изучить основные особенности осадконакопления и предложить модель седиментации целевых комплексов. Типы складок. На рубеже эоценового и олигоценового времени, в связи с началом формирования горноскладчатого сооружения Большого Кавказа в пределах восточной части вала Шаткого начал формироваться флексурный прогиб – Туапсинский. Наиболее интенсивная складчатость наблюдается в течение последних 5 млн лет [1, 2]. Складчатость обусловлена формированием системы субпараллельных взбросов-надвигов с поверхностью срыва в нижней глинистой части майкопской серии. Наиболее древние складки расположены в тыловой части Туапсинского прогиба в зоне примыкания к южному склону Большого Кавказа. Наиболее молодые – в западной фронтальной части Туапсинского прогиба в области

● Fig. 1. Possible types of the Tuapse Trough folds. ● Рис. 1. Возможные типы складок Туапсинского прогиба.

44

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

сочленения последнего с валом Шатского. Анализ 3D сейсмических данных позволил прокоррелировать тектонические нарушения и выявить, что при развитии тектонических деформаций формируется два основных типа складок: складки пропагации разлома (то есть складки, c) связанные с ростом разв) лома) и складки срыва (детачмент-складки) (рис.

1, 2). На поздних стадиях формирования часть складок развивается по механизму pop-up (выталкивания) с формированием бескорневых складок (рис.

1, 3). Понимание механизма образования складок и ● Fig. 2. Example of a fault propagation fold: a) a fragment of 3D volume; b) proposed fold model; их классификация важны c) three-dimensional image of structure surface and major faults. для восстановления исто● Рис. 2. Пример складки пропагации разлома: а) фрагмент сейсмического куба 3D; рии осадконакопления, для б) предполагаемая модель складки; в) трехмерное изображение структурной поверхности и главных построения геологической разломов. модели. Складки пропагаsolve such problems based on 2D seismic data in complex ции разлома (рис. 1, 2) возseismic and geological conditions; in this respect, 3D seis- никают тогда, когда срыв, идущий по слою по простираmic surveys were carried out. Interpretation of new data нию переходит во взброс или надвиг, секущий слоистость has allowed thoroughly studying the basic features of sedi- (так называемый рамп, то есть наклонный и секущий слоиmentation environment and suggesting a model of target стость разлом). В разрезе майкопской серии предполагаетsequence sedimentation. ся наличие горизонтов с пластичными глинами. В глинах, Types of folds. At the turn of Eocene and Oligocene в низах майкопа, проходит срыв или система срывов. По and in connection with the start of formation of the fold- поверхности срыва под давлением, обусловленным развиmountain structure of the Greater Caucasus, a flexure тием деформаций на Кавказе, майкопская толща и более trough – the Tuapse Trough – began to form within the молодые отложения начали скользить в направлении вала eastern part of the Shatsky Ridge. The highly folded struc- Шатского. При этом возникла серия взбросов или надвиtures have occurred over the last 5 million years [1, 2]. The гов, рост которых привел к формированию антиклинальfold structures are associated with the formation of the ных складок над разломом. system of subparallel upthrow/overthrust faults with the Складки срыва (детачмент-складки) (рис. 1) возникаdetachment surface in the lower shale part of the Maikop ют тогда, когда в нижней части много пластичных пород, а Sequence. The most ancient folds are located in the back- выше – более прочных. Если такую толщу сжимать со срыarch part of the Tuapse Trough inside the zone of border- вом в основании нижней пластичной толщи, то пластичная ing with the southern shoulder if the Greater Caucasus. часть будет течь и являться поверхностью скольжения, а The most recent folds are located in the western forefront верхняя сминаться в складки без разломов. Главное отлиof the Tuapse Trough in the area of its jointing with the чие складок срыва от складок пропагации разлома в том, Shatsky Ridge. Analysis of 3D seismic data has allowed cor- что складки срыва формируются вначале, а разломы их relating tectonic faults and revealing the fact that two basic могут дополнительно осложнять. При образовании складок types of folds are formed during development of tectonic пропагации разлома формирование складки обусловлено deformations: fault propagation folds (i.e. the folds associ- наличием разлома. В реальности в разрезе Туапсинского ated with a growth of a fault) and detachment folds (Fig. 1, прогиба зачастую встречаются комбинированные типы 2). At late formation stages, a part of folds are developing складок. by pop-up mechanism with formation of bottomless folds Большинство взбросо-надвиговых структур (Fig. 1, 3). Туапсинского прогиба выражено в современном рельефе Understanding of the mechanism of fold formation в виде подводных хребтов с относительным превышением and classification is important to reconstruct the history of над уровнем морского дна до 400-600 м (рис. 4). Это укаsedimentation and to build a geological model. Fault prop- зывает на то, что рост складок продолжается в настоящее agation folds (Fig. 1, 2) occur when a detachment moving время. along the strike-oriented layer grades into an upthrow fault Процессы седиментации. С момента формироваor an overthrust fault which shears the bedding (so called ния Туапсинский прогиб начал интенсивно заполнятьramp, i.e. a slip fault which shears the bedding). Horizons ся глубоководными турбидитными осадками. В пределах with plastic clays are expected to be confined in the Maikop Туапсинского прогиба в майкопское время (олигоцен – a)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

b) б)

45

#11 November 2011

SEISMIC INTERPRETATION ● Fig. 3. Example of a pop-up fold: a, b,

c – fragments of the seismic volume. They show changes in direction of the main fault, c) pop-up fold; d) threedimensional image of the structure’s surface and major faults; e) proposed fold model. ● Рис. 3. Пример pop-up складки: а, б, в – фрагменты сейсмического куба. На них видно изменение направления главного разлома, в) pop-up складка; г) трехмерное изображение структурной поверхности и главных разломов; д) предполагаемая модель складки.

46

a) Profile 1 Профиль 1

b) б)

c) в)

Profile 2 Профиль 2

Profile 3 Профиль 3

d) Sequence cross-section. A detachг) ment or a system of detachments occurs in clays of low Maikop Sequence. The Maikop strata and recent deposits began to slip in the direction of the Shatsky Ridge over the detachment surface under the pressure associated with deformation development in the Caucasus. In these circumstances a series of upthrow faults and overthrust faults occurred and their growth resulted in formation of anticlinal folds over the fault.

Detachment folds (Fig. 1) occur when there are lots of plastic rocks and lots of harder rocks above. If such a rock mass is compressed with a detachment at the bottom of the lower plastic strata, the plastic part will slip and appear to be a slipping surface while the upper part will collapse in folds without faults. The main difference between the detachment folds and fault propagation faults is the fact that the detachment folds are formed at the beginning while they can be additionally complexed by faults. During the fault propagation fold formation, the fold formation is associated with the presence of a fault. In fact, combined folds are frequently observed in the cross-section of the Tuapse Trough.

Most upthrown/overthrust structures of the Tuapse Trough are represented in today’s topography in the form

e) д)

ранний миоцен) формируется осадочная линза, которая утоняется как в сторону Кавказа, так и в сторону вала Шатского. Данная линза заполнялась осадками, которые образовывались за счет эрозии горных пород, формирующих растущий ороген Большого Кавказа. Исходя из геологических знаний о строении региона, результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведочных данных, а так же анализа сухопутных скважин и береговых обнажений был сделан вывод о том, что в разрезе участка исследований могут присутствовать элементы глубоководной системы осадконакопления – фаны, лопасти, каналы. Поступление осадков контролировалось разветвленной береговой системой палеорек. Появление 3D сейсмических данных позволило выявить и закартировать в пределах района работ основные части фанового комплекса – проксимальную с подво-

● Fig. 4. Three-dimensional image of the seabed. ● Рис. 4. Трехмерное изображение поверхности дна моря.

● Fig. 5. The proximal part of the fan complex. Three-dimensional image in a transparency cube. ● Рис. 5. Проксимальная часть фанового комплекса. Трехмерное изображение в кубе прозрачности.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

of underwater ridges with a relative increase of seabed level of up to 400-600 meters (Fig. 4). This indicates that the fold growth is currently ongoing.

Sedimentation Processes. Since its formation, the Tuapse Trough has been extensively filled with deepwater turbidite sediments. Within the limits of the Tuapse Trough the Maikop time (Oligocene – early Miocene) saw the formation of a sedimentary lens which is thinning both towards the Caucasus and in the direction of the Shatsky Ridge. This lens was filled with sediments that had been formed by erosion of rocks forming the growing orogenic belt of the Greater Caucasus. Based on geological knowledge on the structure of the region, results of 2D and 3D seismic data interpretation as well as the analysis of land well data and coastal outcrops, it was concluded that the study area cross-section may include elements of deepwater depositional systems – fans, lobes, channels. Sediment supply was controlled by a dendritic coastal system of paleorivers.

The acquired 3D seismic data allowed identifying and mapping the main parts of the fan complex within the study area – proximal part with feeder channels (Fig. 5), central part with axial channels (Fig. 6), and distal part presented with covers. Understanding of the fan structure is the key in mapping of reservoirs over the area. Depending on which part the trap is in – proximal, central or distal, the trap prospects are determined. This problem was one of the key tasks in the analysis of 3D seismic data.

It was found that the change in the fan orientation in plan view is observed over time. For the intervals for lower and middle Oligocene, the fan orientation is characterized by northwest strike, i.e. parallel to the present-day position of the coastline (Fig. 5). This, in turn, allows relying upon dominating development of sedimentation carried by paleovalleys of the Mzymta and Bzyb Rivers. These rivers have their origins in the central Caucasus with the developed extensive outcrops of granitic masses which are the best source for formation of quartz sandstone observed in cross-sections of coastal outcrops and boreholes of SochiAdler land area. Intervals of Upper Oligocene – Lower Miocene (upper part of the Maikop series) are characterized by the change of fan complex direction. Body of fans and their lobes are oriented at an acute angle to the shoreline (Fig. 6). It is probably due to the formation of additional sources of drift in the North Caucasus.

Conclusions. (1) The use of 3D seismic data to construct a geological model and to locate wells is a necessary condition in the areas with complex seismological structure. (2) As a result of the work, target intervals of the crosssection were analyzed in detail, the tectonic fault model was constructed, and facies analysis was carried out. (3) Intervals and zones of the most probable development of reservoirs were identified. (4) The completed work allowed to build the detailed geological model of the study area.

References.

Afanasenkov A.P., Nikishin A.M., Obukhov A.N. Geological Structure and Hydrocarbon Potential of the Eastern Black Sea. Moscow, Nauchny Mir, 2007, 172 pages.

Tugolesov D.A., Gorshkov A.S., Meisner L.B., Soloviev V.V., Khakhalev E.M., Akilova Yu.V, Akentieva G.P., Gabidulinf I.N., Kolomeitseva S.A., Kochneva T.Yu., Pereturina I.G., Plashikhina I.N. Meso-Cenozoic Tectonics of the Black Sea Basin Sediments Moscow, Nedra. 1985, 185 pages.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

● Fig. 6. Central part of the fan complex. ● Рис. 6. Центральная часть фанового комплекса.

дящими каналами (рис. 5), центральную с осевыми каналами (рис. 6), и дистальную, представленную покровами. Понимание строения фана является ключевым моментом в картировании коллекторов по площади. В зависимости от того, в какой части находится ловушка: проксимальной, центральной или дистальной, определяются ее перспективы. Эта задача была одной из основных при анализе 3D сейсмических данных. Было выявлено, что с течением времени наблюдается изменение ориентации фанов в плане. Для интервалов нижнего и среднего олигоцена ориентация фанов характеризуется северо-западным простиранием, т.е. параллельно современному положению береговой линии (рис. 5). Это, в свою очередь, позволяет надеяться на доминирующее развитие в указанном интервале осадков, выносимых палеодолинами рек Мзымта и Бзыбь. Указанные реки брали свое начало в районе центрального Кавказа, где развиты обширные выходы гранитных массивов, являющихся наилучшим источником для формирования кварцевых песчаников, наблюдаемых в разрезах береговых обнажений и скважин Сочи-Адлерского сухопутного района. Для интервалов верхнего олигоцена – нижнего миоцена (верхняя часть майкопской серии) характерно изменение направления фановых комплексов. Тела фанов и их лопасти ориентированы под острым углом к береговой линии (рис. 6). Возможно, это обусловлено формированием дополнительных источников сноса в районе Северного Кавказа. Заключение. (1) Использование сейсмических данных 3D для построения геологической модели и заложения скважин является необходимым условием в районах со сложным сейсмогеологическим строением. (2) В результате работ были детально проанализированы целевые интервалы разреза, построена модель тектонических нарушений, проведен фациальный анализ. (3) Выявлены интервалы и зоны наиболее вероятного распространения коллекторов.

(4) Проведенные работы позволили построить детальную геологическую модель изучаемой территории.

Литература. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва, Научный мир, 2007, 172 с. Туголесов Д.А., Горшков А.С., Мейснер Л.Б., Соловьев В.В., Хахалев Е.М., Акилова Ю.В., Акентьева Г.П., Габидулина И.Н., Коломейцева С.А., Кочнева Т.Ю., Перетурина И.Г., Плашихина И.Н. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины. Москва, Недра. 1985, 185 с.

47

COILED TUBING

New Edge of Safety in Coiled Tubing Operations with X-11* CT Unit Новый уровень безопасности в операциях с ГНКТ на установках X-11* Victor Lyashkov, Service Quality Engineer in Houston Conveyance and Surface Equipment, Schlumberger

F

irst Coiled Tubing strings were created in mid-1940s in UK but Coiled Tubing Service as oilfield business began developing in Russia in late 1990s. Since then and until now absolute majority of CT units (CTU) still based on use of hydraulic systems as safe, flexible and convenient way to transmit power. Controls of most currently used CT units consist of multiple hydraulic valves located in CTU Control Cabin (CTU CC) and other components, and work of valves predetermined by initial pre-set values. Main advantages of hydraulic-based CTUs such as flexibility, reliability and relative simplicity of hydraulic systems are often compromising with inability for adaptation in changing environment conditions, inaccurate range of settings of the hydraulic components, bulky design which affects on logistics and job preparation, rig-up and safe job execution.

Most of the issues caused by hydraulics-based architecture of CTUs itself. Maintenance for such type of CT units based on time intervals and procedures only. Automated control systems implemented very seldom or not implemented at all on the most of such units so CTU operator doesn’t have ability to know current conditions of main systems.

Safety systems and ergonomics have been changed significantly over last years and now they are essential parts of oilfield service equipment. Unfortunately such advance features can be seen only in newest generation of CTUs when absolute majority of traditional CT units were designed in 1980–1990 when electronics was poorly and seldom used in CTU design for automated safety system control functions. In the most of the cases design of conventional hydraulic-based units cannot be easily upgraded for new automated features, or will require substantial investments.

All of listed issues lead to excessive injury rate during job executions and rig up, accidents, increase rig-up and rigdown time, limiting use of such types of CTUs in offshore operations due to bulky design and excessive weight. Also absence of automated control systems leads to more frequent rate of equipment failures in comparison to new CT units. It has been very challenging to keep minimum parts stock and order directly from manufacturer due to some of models production has discontinued, when another models are significantly modified. Finally that leads to extended lead time for parts and main components to remote loca-

48

Виктор Ляшков, инженер по качеству подразделения разработки новых забойных инструментов для ГНКТ компании Schlumberger, Хьюстон

П

ервые гибкие НКТ были созданы в середине 1940-х годов в Великобритании, но как направление нефтяного сервиса КТ начал активно развиваться в России в конце 1990х. До недавнего времени, подавляющее большинство установок ГНКТ базировалось на использовании гидравлических систем – достаточно безопасных, гибких и удобных в прередаче мощности. Управляются такие установки посредством большого количества гидравлических клапанов, настроенных заранее на определенные режимы работы. При всех достоинствах гидравлических установок ГНКТ, существует ряд ограничений, обусловленных в первую очередь архитектурой гидравлических систем – в возможностях быстрой адаптации к изменяемым условиям, в подготовке работ и логистике, монтаже и безопасном производстве работ на скважине. Техническое обслуживание таких систем базируется только на установленных временных интервалах и регламентах. Системы контроля состояния систем либо внедрены слабо, либо вовсе отсуствуют, что не позволяет оператору отслеживать текущее состояние главных систем. Системы безопасности и эргономика также претерпели значительные положительные измененияв последние годы, и являются неотъемлемой частью сервисного нефтяного оборудования. К сожалению, подобные изменения / подобный прогресс можно отметить только на установках ГНКТ самого последнего поколения, тогда как подавляющее большинство традиционных установок были разработаны еще в 1980–1990 годы прошлого века, когда электроника слабо применялась в автоматизации процессов. Чаще всего конструкция таких установок не может быть изменена, либо потребует значительных капиталовложений. Все это приводит к повышенному травматизму при проведении работ, авариям, увеличивает сроки монтажа и демонтажа, ограничивает использование на морских платформах в виду избыточного веса и значительных размеров. Отсутствие систем самоконтроля ведет к более частым отказам в сравнение с новыми установками. Существуют сложности с поддержанием складского запаса запчастей по причине устаревания конструкции, снятия с производства и модернизации подобного оборудования производителями, что в свою очередь увеличивает сроки доставки запчастей на удаленные локации, каковыми являются морские платформы.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ГНКТ

tions, such as offshore platforms. At the В итоге, все функции контроend, all minor and major functions of ля и безопасности возложены на control are dedicated to CTU operator оператора установки и зависят от and relay on reaction speed, knowledge скорости реакции, квалификации, and experience without cross-check of опыта и знаний, без перепроверки taken decision by automated control действий оператора автоматизиsystem. рованной системой безопасности.

The results of investigations demРезультаты расследований аварий onstrate that many of catastrophic acciпоказывают, что большинство dents during well intervention caused by критических ошибок, в природе “human error” can be simply eliminated которых лежит человеческий факby implementation of new generation of тор, могут быть исключены за счет safety systems. внедрения современных систем During “typical”, “standard” type of безопасности. jobs attention of CT unit operator must Во время типовых работ вниbe dedicated by 100 percent for control мание бурильщика ГНКТ в кон● Fig. 1. Typical Rig-Up of X-11* CT unit. of the main parameters of CTU such as трольной кабине на 100% часами ● Рис. 1. Типовой монтаж установки ГНКТ CT weight, circulation pressure, wellhead приковано к контролю основных X-11*. pressure, pump rates, CT depth and more. параметров работы, таких как вес Lack of control is unacceptable – results ГНКТ, циркуляционное и устьевое and consequences can be catastrophic, давления, жидкостные расходы, especially for offshore operations. Under specific circum- глубина спуска ГНКТ. Ослабление контроля недопустимо – stances control on the well can be lost as well. последствия могут быть катастрофическими, особенно при In nowadays safety is the fundamental key in planning работах на морских месторождениях. При определенных for oil operators as well as for service companies. Sufficient обстоятельствах потеря концентрации бурильщика может level of Safety normally has been achieved by utilization привести и к полной потере контроля над скважиной. of appropriate equipment with specific safety features, by Сегодня безопасность является основой планироваtraining and certification of personnel. Even though, based ния в нефтяных и сервисных компаниях. Это достигается on “human error” risks in routing operations with CT units благодаря использованию безопасного оборудования и still exist. Coiled Tubing Service (CTS) is differs from many обучению и сертификации персонала. И все же риски в other type of services due to its work regime is 24-7-365, монотонных работах с ГНКТ, обусловленные человеческим where circadian rhythm and fatigue have major impact фактором, остаются. В отличие от других нефтепромысon overall safety level in the crew. So based on experience ловых сервисов, подразделения ГНКТ работают в режиме of 60 CT locations, 350 professionals and 60,000 jobs in 24-7-365, где биологические циклы и усталость значительdifferent countries, new generation of CTU – X-11* – was но влияют на общее состояние безопасности в бригаде. specially designed to address for all listed challenges and Повысить уровень безопасности производства работ с increase overall safety level at job preparation and logistics, ГНКТ призвано новое поколение установок ГНКТ X-11*, в rig-up and rig-down , the safer job execution and improved котором использован опыт десятилетий и анализ 60 тыс. maintenance. операций с участием более 350 специалистов с 60 локаций Modular design with combination of all best function- в разных странах мира. alities of hydraulic and electronic systems, controlled by computers gives ability to implement idea to active auto- Логистика и подготовка к работе на X-11 mated process control. Существует ряд отличий между работами с ГНКТ на суше и операциями на морских платформах и специализированных плавсредствах. Ограниченные возможности Logistics and Job Preparation for X-11 There are numbers of differences between land and грузоподъемных машин (ГМП), дополнительные сложноoffshore well intervention with CTU. Limited capacity of сти в доставке запчастей, крупные габариты стандартной mechanical-lifting machines, challenges in spare parts установки ГНКТ, сложности и значительные затраты времеdelivery, bulky design of conventional CTU, challenges ни замены на платформе гибкой НКТ одного типоразмера and time concerns for CT pipe exchanges on platform на другой – эти и другие ограничения подтолкнули инжеbetween runs – these and other limitations stimulated неров Schlumberger создать собственную современную of Schlumberger engineers to develop SLB-own modern модульную установку значительно меньших размеров, что modular CT unit with much less footprint. In addition, to значительно упростило логистику установки. Для снижения требований к ГПМ платформы, общая reduce required lifting capacity of offshore platform crane, main CT reel unit was split by two units – motorized base- конструкция барабана ГНКТ установки X-11 была разделеment and CT reel itself. Now each of the two units can be на на два узла: основание с приводом и барабан с гибкой delivered to platform separately, with a lesser risk of dam- НКТ. Теперь каждый из узлов может быть доставлен на age and personnel injuries. Besides of that, it became pos- платформу отдельно, с меньшим риском повреждения обоsible to change one CT reel by another with different type рудования и травматизма персонала. Кроме того, появилась of CT pipe, faster and safer. Overall process of exchange возможность безопасной и быстрой замены ГНКТ одного now takes between 30 minutes and 1 hr, depends on spe- типоразмера на другой. Процесс замены занимает от 30 cific conditions. Logistics of spare parts also become easier минут до одного часа, в зависимости от конкретных услоdue to their standardized nature and Schlumberger origins, вий. Логистика запчастей упрощена за счет использования when similar CTUs used on another Schlumberger loca- собственных запчастей, используемых другими локациями Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

COILED TUBING tions. In addition, due to web-based system for spare parts control, it became possible to monitor required parts on nearest Schlumberger locations. Main assemblies and units have modular design, maximum adapted for quick replacement and repair on remote locations.

Design of X-11* are made flexible to use different types of CT injector heads and CT reels in time-efficient manner.

A complete X-11* CTU set consists of few transport modules: Zoned II Control Cabin (CC); ● ● Zone II Hydraulic Power Unit (HPU); ● Zone II Drop-In-Drum Coiled Tubing Reel (DID Reel); ● The first transport basket for the injector head, injector legs, stripper, handrails and miscellaneous equipment; The second transport basket for the gooseneck with ● A-frame, BOP, risers and BOP control cart.

#11 November 2011

Schlumberger. Усновные узлы имеют модульный дизайн, максимально адаптированный к быстрой замене и ремонту в условиях удаленной локации. В дополнение, благодаря электронной системе учета теперь стало возможным отслеживать наличие запчастей на ближайших локациях, что также упростило логистику. Комплект установки ГНКТ X-11* состоит из нескольких транспортных модулей: модуля контрольной кабины (Zoned II Control Cabin); ● ● модуля блока мощности (Zone II Hydraulic Power Unit); ● модуля барабана ГНКТ (Zone II Drop-In-Drum Coiled Tubing Reel); транспортного модуля 1 – инжектора, опор инжекто● ра, стриппера, поручней и проч. вспомогательного оборудования; транспортного модуля 2 – направляющего гусака ● с опорой, ПВО и системы дистанционного аварийного закрытия ПВО, нескольких лубрикаторов.

Improved Rig-up of Modular X-11 Unit

X-11 CT unit was designed with its ability for better Безопасный монтаж модульной установки X-11 adaptation for offshore constructions. X-11* CT unit with Установка Х-11* была создана с возможностями упроsmall footprint is easily adaptable for platforms, barges, щенной адаптации к различным морским конструкциям – spars, floaters, and tension-leg platforms. морским платформам различных типов, баржам и прочим To reduce space occupied by unit on offshore plat- плавсредствам. Конструкция Х-11* сочетает в себе гибкость form, Control Cabin can be mounted and locked on the использования различных типоразмеров ГНКТ и инжектоHydraulic Power Unit (HPU) – fast and secure. ров с временной эффективностью.

HPU of X-11* is made as very compact and consists of В условиях стесненности на морской конструкции, minimal possible number of hydraulic components, mak- контрольная кабина может быстро и надежно монтироing overall weight of X-11* lesser. It also helped to enlarge ваться поверх блока мощности HPU. capacity of BOP accumulators by 50 percent. Блок мощности установки X-11 выполнен компактCT stabbing in to the Injector Head usually is one ным, с минимально-возможным количеством гидравличеof the most concerned operations during rig-up. Often ских элементов, снижая тем самым общий вес. При этом this operation considered as high-potential for personnel стало возможным увеличить энергоемкость аккумуляторов injury operation. And on X-11* this issue was resolved by ПВО на 50%. new hardware design for stabbing CT onto Injector with a Традиционно опасной, с нередкими случаями травhydraulic winch. Practically saying, risk of injury is exclud- матизма на большинстве традиционных установок ГНКТ, ed as hydraulic winch is operated by remote control, and является операция запасовки гибкой НКТ в инжектор. На CT stab-in operation takes only minutes to complete. новой установке X-11 эта проблема решена эффективAnother feature on X-11* is developed and imple- но и сама операция занимает считанные минуты. При mented in X-11* CT Drop-In-Drum Reel (CT DID Reel) in этом риск травматизма от накопленной энергии ГНКТ concept of replaceable CT drums при изгибе практичеwith spooled-on CT pipe. Usually ски исключен – основcomplete process to change of ную работу выполone DID Reel by another DID няет дистанционноReel takes less than an hour. управляемая лебедка.

Such ability is essential for offЕще одной осоshore operations when at same бенностью X-11* являplatform expected to be used ется использование more than 1 type of CT pipe барабана нового покоwith or without wireline cables, ления X-11* DID Reel fiber-optic conductors - for difс концептом сменferent types of well intervention ных катушек ГНКТ jobs and treatments. In general, на моторизованном splitting of one bulky and heavy основании. Процесс CT Reel unit by 2 expanded flexзамены одной катушibility of use new CTU during ки на другую может rig-up , reduced time of replaceбыть завершен в течеment one type of CT by another ние одного часа. Такая one, reduced number of spoolфункция необходима ing operations and welding on при использовании на platform, reduced the fatigue of одной платформе гибCT pipe usually associated with ких НКТ различных ● Рис. 2. Сертифицированная Zone II кабина управления установки additional spooling operations. типоразмеров, либо In addition, on X-11* CTU X-11*. использование ГНКТ с all main systems and compo- ● Fig. 2. Zone II certified X-11* Control Cabin. геофизическим кабе-

50

Oil&GasEURASIA

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ: ПОСТАВКИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ЗАПАСНЫХ ЧАСТЕЙ ПРОИЗВОДСТВО УЗЛОВ И ЗАПАСНЫХ ЧАСТЕЙ К БУРОВЫМ НАСОСАМ СЕРВИСНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

НАШИ ЗАКАЗЧИКИ: ООО «Газпром-Бурение» ООО «Уралмаш НГО Холдинг» ПГ «Генерация» ООО «БК Евразия» ООО «Сервисная Буровая Компания» Weatherford ЗАО «Оренбургбурнефть» ООО «Оренбургская Буровая Компания» ЗАО «Cибирская Сервисная Компания» ООО «ТД Лукойл» ООО «Башнефть-Бурение» Global Energy Azerbaijan Ltd.

ПЕРВОКЛАССНОЕ ПАРТНЕРСТВО! ВМЕСТЕ - МЫ СИЛЬНЕЕ! Пользуясь возможностью, руководство компании сердечно приветствует участников конгресса на столь авторитетном профессиональном форуме и желает всем партнерам плодотворной работы и высоких результатов! Ханларов И.Ф.

Тарасов Д.Ф. Адрес: Российская Федерация, 107023 г.Москва, пер.Мажоров д.10 стр.1 Тел./факс: +7 495 665 6060 WWW.BURSNAB.COM

COILED TUBING nents are controlled by central computer. Use of main computer significantly reduced risks of injuries and accidents caused by “human error”: in case of error detection by central computer brakes will be automatically applied in the injector head and CT reel.

Safer Well Intervention on X-11*

#11 November 2011

лем или оптоволокном в ОПЗ, промывках, освоениях, когда существует необходимость в замене ГНКТ. Разделение общего модуля барабана ГНКТ повысило гибкость установки при монтаже и демонтаже, сократило время замены одного типа ГНКТ на другой, снизило количество перемоток и сварки труб на платформе, снизило усталостный износ гибких НКТ, неизбежный при перемотке ГНКТ. В дополнение, все основные узлы X-11* контролируются центральным компьютером. Это значительно снизило риски аварий и травматизма персонала, обусловленные человеческим фактором – если компьютер распознает опасность или ошибку при производстве работ, автоматические тормоза активизируется на инжекторе и барабане ГНКТ.

Flexibility, relative reliability and simplicity of the hydraulic systems are often limiting functionalities of system by logical “Yes”, “No” and “If”. Those types of systems cannot adapt for changing conditions, and in nowadays basic logical functions are not perfectly satisfy requirements. Because of limitations of hydraulic systems, more and more control functions are dedicated for computerbased automatic control systems.

Especially if we talk about offshore operations where Более безопасное производство работ на X-11 requirements bring higher level of safety – requirements Гибкость, относительные надежность и простота are dictated by extremely limited work area, remote opera- гидравлических систем часто ограничиваются минимальtions and extreme cost of error. ными логическими функциями – «да», «нет» и «или». Такие The hydraulic system itself does not have any func- системы не могум адаптироваться к конкретным измеtion of intellectual process control, that’s why X-11* has няемым условиям, а в современной нефтяной промышленsignificant advantages versus conности элементарных логических функций ventional CTU based on hydraulics недостаточно. В настоящее время контроль only. Computer-controlled moduза все большим количеством монотонных lar design in conjunction with операций человека доверяется компьютеeffective utilization of hydraulic рам. and electric systems let to achieve Операции на море предъявляют более automated processes control in жесткие требования к установкам ГНКТ, что most of them. продиктовано сверхмалым рабочим проAt the end it helped to miniстранством, удалением от базы и чрезвыmize overall load for CT unit operaчайно высокой ценой ошибок. Сами по себе tor when possible for better final гидравлические системы не имеют функjob results, and increased safety ций интеллектуального контроля процесlevel of operations with CTU. сов, и в этой области Х-11* имеет серьезMain features of automated ные отличия от традиционных установок. system control on X-11* are as fol- ● Fig. 3. Main screen of automated system Модульный дизайн в совокупности с эффекOpsCAB*. lows: тивным использованием свойств гидравлиThe system operates with fly- ● Рис. 3. Основной экран ки и электроники, работающим под контро● лем центрального компьютера, позволил by-wire controls from the control автоматизированной системы OpsCAB*. автоматизировать многие процессы. cabin to all the major skids and proЭто позволило снизить общую нагрузку на бурильщиvides finite control of injector speed and applied forces in automated mode. It uses computer-controlled systems that ка и помочь более глубоко контролировать им процессы в скважине, повысив качество конечного результата работы eliminate pipe over-pulls and over-snub scenarios.

The system incorporates automatic hydraulic power и общий уровень безопасности работ. Основные особенно● сти систем контроля и безопасности на Х-11* таковы: pump management. обеспечивается точный контроль по электронной It can be configured to run up to 15,000 psi well-con- ● ● trol pressure equipment. шине управления скорости и сил на ГНКТ в автоматичеThe system offers automatic fail-safe systems inte- ском режиме, снижая риск аварии; ● обеспечивается автоматический контроль за состояgrated with brakes on reel and injector. ● New semi-automated CT pipe stabbing hardware min- нием тормозов на инжекторе и барабане ГНКТ, с выводом ● предупреждения о состоянии на дисплей; imizes the need to use personnel on height. обеспечивается автоматический контроль общего The system uses traditional means to shut down BOP, ● ● stripper and traction cylinders pressure with hand pumps состояния гидравлической системы – качества и утечек in case of hydraulic power loss. гидравлического масла, состояния фильтров, критических In addition to X-11* features listed above, much of давлений во всех системах; engineering work was applied to improve of CT opera- ● обеспечивается возможность работы с противовыtor’s workplace ergonomics. The CT control cabin on бросовым оборудованием на 1 000 Атм, с отображением X-11* is highly developed area where main control sys- состояния плашек ПВО; tem – OpsCAB* – takes automated control on the most of ● обеспечивается режим полуавтоматического запасоsystems. In real-time mode all essential parameters will be вывания ГНКТ в инжектор с использованием меньшего displayed and controlled by computer. In some cases when количества персонала; value of any critical parameter will go out of the working ● обеспечивается традиционный способ закрытия ПВО range, alarm will be initiated and in some cases move- и стриппера при потере мощности HPU с помощью ручных ment of CT pipe will be stopped, immediately and safely. резервных гидронасосов.

52

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ГНКТ

В дополнение к The controlled parameters’ limits related перечисленным, значиto a CT string and well conditions may тельные усилия инженеbe easily changed in OpsCAB* for better ров Schlumberger были situation control. Main system parameters направлены на улучшеare permanently monitored by tenth of ние эргономики рабоsensors. As example, leaks of hydraulic чего места бурильщиoil will be detected on early stage and job ка. Контрольная кабина execution may be altered without serious Х-11* является технолоconsequences. Another example is realгичным и удобным рабоtime monitoring of filters’ conditions with чим местом, где главная flashing-up alarms, including details on система управления ценwhich specific filter to be replaced. трального компьютера – Significant difference of X-11* vs. conOpsCAB* – несет функции ventional CT unit is that no hydraulic hoses ● Fig. 4. X-11 BOP in ready to redress position. автоматического конconnected to control cabin but instead ● Рис. 4. X-11 ПВО открыт и готов к переборке троля за большинством the only by electrical cable. New concept плашек. систем и процессов. В lets simpler control of hydraulic power режиме реального времеunit (HPU), CT reel and injector head and excludes hydraulic oil spills inside and outside of control ни все необходимые параметры выводятся и сравниваcabin. It also significantly reduced time for rig-up and rig- ются компьютером с заданными. При несоответствии down of X-11* system vs. conventional CTUs. Whenever любого из контролируемых параметров система выдаст possible multiple hydraulic hose combined into one big сигнал тревоги и, при необходимости, безопасно останоquick-connector. Only few seconds now required connect- вит движение ГНКТ. Контрольные параметры, связанные с конкретными условиями скважины, легко перенастраиing all BOP hydraulic hoses bundle, reliably with no leaks.

In term of helping to monitor conditions of CT pipe, ваются, а основные системные данные контролируютStripper, Injector and other components, vide-control system ся десятками датчиков. К примеру, утечки гидравлиwas implemented. New important function of X-11* is ability ки обнаруживаются на ранних стадиях, предотвращая to connect up to four video cameras for better CT operations аварийные ситуации. Также осуществляется системный visual control. By default two video cameras are pre-installed контроль фильтров гидравлики со всплывающими укаby manufacturer, from which one is PTZ (360-degree high заниями замены конкретного фильтра или масла. Еще resolution video) camera. It became very easy to read any одним отличием Х-11* является полное отсуствие гидравremote gauge, watch the CT pipe surface or control any other лических шлангов управления, идущих к контрольной remote modules just been seating in Control Cabin and sim- кабине. Вместо этого приходит только электрический ply zooming required element. This function is essential in кабель шины данных. Новая концепция кабины управhazardous and remote installations of Injector Heads where ления упростила контроль блока мощности, барабана ГНКТ, инжектора установки, полностью устранила возdangerous gases present, or access is very limited.

Protection of CT operator from noise, combustible можность утечки гидравлики и сократила время монтаand dangerous gases achieved by well isolated pressurized жа. На вспомогательном пульте управления ПВО “BOP Zone II Control Cabin equipped with purging system and Cart” несколько гидравлических шлангов объединены alarm. In fact, noise has big impact on overall tiredness of в укрупненные модули быстрого соединения – всего field personnel, and noise reduction is another step for- несколько секунд требуется для надежного соединения ward to safer CT operations – ergonomics in X-11* is one of всех гидравлических шлангов к противовыбросовому превентору без утечек масла. the best in industry. Решению проблем наблюдения за состоянием ГНКТ Diesel engines on X-11* hydraulic power unit (HPU) equipped with Pyroban* explosion protection safety sys- и стриппера была адресована установка видео-камеры. tem. It will be simply impossible to start engine on HPU В кабине предусмотрена возможность вывода информаuntil it is safe to do so. In similar way “Pyroban” safety sys- ции одновременно с четырех камер на дополнительный дисплей. Изначально установка комплектуется двумя камеtem controls engine during job execution.

If during job execution fill-up with diesel or hydraulic рами, одна из которых PTZ (поворотная на 360 градусов oil is required, some foreign objects and dust can come in камера высокого разрешения), что позволяет контролиto tanks. Based on extensive experience and to address this ровать даже удаленные приборы, модули и наблюдать за problem, X-11* was equipped with permanent hand pump состоянием поверхности ГНКТ. Для этого нужно просто направить камеру на объект и «приблизить» на экране. Эта with filter additional filters.

Combination of electronic and hydraulic systems фунция необходима как на скважинах с удаленным расutilizes all best functions from each of them, but in case of положением инжектора, так и на скважинах с содержанием main computer or other electronics malfunction back-up опасных газов. Защита бурильщика от шума, взрывоопасных и ядовиcontrols can be used. They may be activated in any time and all electro-over-hydraulic valves may be overridden by CT тых газов достигнута новой герметизированной кабиной operator manually. There are few different ways managing с небольшим избыточным давлением внутри. Кабина обоfaulty element manually – backup systems on X-11* very рудована системой очистки и сиреной тревоги для случаев разгерметизации. Доказано, что шум – одна из составsimilar to back-ups on conventional CT units.

The process of learning how to operate with X-11* is ляющих, значительно влияющая на усталость персонала, и fairly simple and even newcomers can run with confidence поэтому радикальное снижение шума является заметным шагом вперед к обеспечению безопасных работ с ГНКТ.

CTU in couple of hours. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

#11 November 2011

COILED TUBING

Эргономика кабины управления Х-11* одна из лучших в индустрии.

Operating temperatures –20 degC to +48 degC Drive system Chain drive; Дизельные двигатели в блоке мощHydraulic Power Pack Reel swivel 15,000-psi rated; ности (HPU) Х-11* оборудованы системой Engine emergency shutdown system; Circulating pressure transducer, Integral; предотвращения взрывов Pyroban. Перед Emergency air intake shutdown; Pig launcher and Ball-dropping ability; запуском система калибруется и двигатель Automatic engine over-speed shutdown; Tubing monitoring inspection - wall thickness / ovality; блока мощности просто не запустится Gas detector sensor; Tubing lubrication (external) automatic; до тех пор, пока опасность не устранена.

Hydraulic pumps – 250 hhp triple-stack gear pump; Tubing lubrication (internal for corrosion mitigation); Three accumulators of 15 galUS; Fall arrester and work platforms for Levelwind access. Соответственно, при появлении взрывооLength × width × height 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m; Tubing Reel Specifications пасных газов двигатель будет остановлен.

Weight 11,339.8 kg; External diameter=142”; Опыт показывает, что в ходе работы Lifting certification DNV 2.7.1; Core diameters can be 70” and 80”; при дозаправке установки ГНКТ топливом Certification ATEX, CE marked, Zone II compliant.

Weight with empty spool 8,845.1 kg; или гидравлическим маслом, зачастую Control Cabin Weight of empty spool 2,585.5 kg; посторонние предметы и примеси могут Cabin Pressure purged; Lifting certification DNV 2.7.1; попадать в бак. Эта проблема так же решеControls Process-controlled system; Certification ATEX, CE marked, Zone II compliant. на установкой дополнительного фильтра Data acquisition system CoilCAT* technology; Injector specifications и ручного насоса, специально используеExternal monitoring video camera system; HR 560 configuration 60,000 lbf pull, 26,000 lbf snub; мого только для дозаправки топливом или Remote spooling, stripper, two others as required; HR 580 configuration 80,000 lbf pull, 40,000 lbf snub; Climate control 30,000-Btu cooling system; HR 5100 configuration 100,000 lbf pull, 50,000 lbf snub; гидравлическим маслом.

External view angle 270°; Hydraulics 5,000-psi circuit, condition monitoring system; Электронно-гидравлическая система Length × width × height 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m; Depth system Universal tubing length monitor; X-11 управляется компьютером, но резервWeight 6,803.9 kg; 72-in gooseneck with overload protection system; ная работа системы обеспечивается ручLifting certification DNV 2.7.1; 100-in gooseneck with overload protection system; ными насосами подкачки в ПВО и стрипCertification ATEX, CE marked, Zone II compliant.

Metallic chip detection and temperature sensors; пер, в цилиндры обжатия цепей инжектора.

Drop-in Drum Reel system Fall-arrester Safety system; Резервные системы управления установкой Loading from top and front of power stand; Lifting certification DNV 2.7.1; могут быть задействованы в любое время.

Levelwind Floating arm suitable for all tubing sizes; Certification ATEX, CE marked Zone l compliant. Кроме того, все без исключения автоматиAutomated electronic over-hydraulic spooling control; ческие электронные режимы работы при All jobs performed on this X-11* unit may be transmit- необходимости могут управляться вручную бурильщиком. ted and real-time monitored in client’s or SLB offices. For Резервные системы управления похожи на аналогичные that purpose сontrol сabin has equipped with all necessary резервные системы традиционных установок ГНКТ. Все параметры работы при выполнениии на Х-11* опеhardware providing ability to access SINet network via satраций могут передаваться в текущем времени в офисы ellite from location and publish data on InterACT*. заказчиков или Schlumberger. Для этих целей контрольная кабина оборудована необходимыми аппаратными средстваAddressed X-11 Maintenance Effective maintenance is the key of reliable work ми, позволяющими выходить через служебную сеть SINet for any machine. Similar to conventional CTU, X-11* has посредством спутника и транслировать данные в системе maintenance schedules and procedures, unless main com- InterACT*. puter will initiate alarm for filters or oil check, even before scheduled maintenance interval due. Such cases may occur. Эффективное техническое обслуживание X-11 For instance, due to loss of property and contamination Качественное техническое обслуживание являетof oil and fuel for number of reasons. Now based on alarm ся залогом надежной работы любой установки. Как и для events, there is possibility of earlier systems’ control to pre- большинства установок, в обслуживании X-11 предусмоvent premature failure of elements and modules, helping трены регламенты и временные интервалы обслуживания, to avoid significant non-productive time events and repair но главным отличием является автоматический контроль of equipment. состояния гидросистемы главным компьютером, который Due to very compact design, some elements of X-11* может выдать предупреждение о замене фильтров или масла CTU are difficult to access. To make maintenance work раньше установленного интервала. Такие ситуации возdone in more convenient and time-efficient way especially можны и могут быть связаны с потерей свойств масла, появwhen engine require additional checks, X-11* unit has abil- лением металлических частиц в масле или загрязненным ity to remove engine out of power pack HPU rapidly when топливным фильтром по независящим от оператора приneeded. чинам. Таким образом, сохраняется возможность раннего Newly redesigned blowout preventer (BOP) has предупреждения опасности и преждевременного выхода из improved design which lets to open rams for redress in строя элемента или крупного модуля установки X-11. Работа only minutes when. This type of maintenance is regular and может быть безопасно остановлена для устранения причин, usually performed before each well intervention, so new помогая избежать значительных простоев и ремонта дороdesign of BOP saves substantial amount of non-productive гостоящего оборудования. time. Hoses can be connected and disconnected in seconds Принципиально новый противовыбросовый превенfor faster and safer rig up with no oil spills. тор (ПВП или ПВО) имеет также улучшенную конструкModified electrically operated CT injector heads цию. При обслуживании, время открытия ПВО для замены designed to work with sizes of CT pipe from 1-1/4 inches уплотнений плашек составит всего несколько минут. Все to 2-7/8 inches. Process to prepare injector head for dif- шланги превентора одновременно подсоединяются в течеferent size of CT string takes less than an hour. No injector ние нескольких секунд с промощью специального многокаopening is required. нального соединителя, надежно и без утечек. Предпринятые

General Specifications

54

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

ГНКТ

In comparison with traditional CT units, new design of levelwind is simple, reliable and effective solution for X-11* with concept of replaceable DID CT reels. It does not include rapidly mechanically-wear elements and can work with all sizes of CT pipes. Once calibrated for new CT size, no further adjustment is required – there is no clutch, no chain, and no sprockets. Main computer takes control on levelwind automated control and spooling. When required, CT operator can override levelwind by traditional way adjusting spooling with electronic joystick.

Last Years Summary The overall operations’ efficiency and HSE performance met predefined objectives. Efficiency of revolutionary concept with redesigned hardware has proven by results of 500+ jobs, performed on X-11* family of CT units with no single over-pull or pipe-kinking accident event, usually associated with routing CT operations. Learning to run CT pipe on X-11* is easy and quick – it may need about 2 hours for newcomers to operate X-11* with confidence. From another hand, X-11* CT unit is obviously very complex machine, and professional training is required for proper use, maintenance, troubleshooting and repair. For those purposes specialized courses are delivered at the Middle East and Asia Learning Center (MLC, Abu Dhabi) and field locations. Currently about 20 of X-11* Zone II offshore CT units work worldwide over last few years. Schlumberger engineers continuously work on X-11* improvement, some modifications have been already implemented.

Considering intensification of offshore operations, new generation of X-11* offshore coiled tubing units has found its place in such applications worldwide, including Russia’s sea shelves, due to enhanced level of safety standards – a fundamental portion in design of new generation of CT units.

Технические Рабочие температуры от –20 C до +48 C Блок мощности HPU Аварийная остановка двигателя; Аварийная остановка двигателя закрытием воздуха; Аварийная остановка двигателя при об/мин выше допустимых; Датчик наличия газа в воздухе; Мощность блока 250 гидр. л.с.; Три аккумулятора по 15 галлонов США каждый; Д × Ш × В 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m; Вес 11,340 кг; Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1; Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone II compliant. Кабина управления Кабина под давлением, очищающаяся; Система контроля за системами OpsCAB* Система сбора и регистрации данных CoilCAT*; Система видеонаблюдения на 4 камеры; Контроль намотки ГНКТ, стриппера+ 2 дополнительных; Кондиционер воздуха на 30,000-Btu; Угол обзора из кабины 270°; Д× Ш × В 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m; Вес 6,804 кг; Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1; Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone II compliant. Модуль барабана ГНКТ DID Reel Загрузка сверху и спереди у моторизованного основания; Трубоукладчик применим для всех типов ГНКТ;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

изменения в конструкции значительно сокращают общее непроизводственное время. Установка Х-11* также включает модифицированные инжекторные головки, которые могут работать с размерами ГНКТ от 1-1/4 до 2-7/8 дюймов, управляемые электронно. Замена захватывающих блоков к использованию с другим типоразмером ГНКТ может занять меньше часа. При этом разборка инжектора не требуется. В сравнении с традиционными установками, новый укладчик трубы имеет более простую, надежную и эффективную конструкцию, адаптированную к использованию с извлекаемыми барабанами ГНКТ разного размера и не содержит быстроизнашивающихся элементов. Регулировка и смена звездочек при переходе на использование ГНКТ другого типоразмера не требуется – конструкция X-11* значительно модернизирована. Достаточно всего одной электронной калибровки для данного типоразмера ГНКТ перед работой, так как нет сцепления, звездочек и цепей. Компьютер контролирует укладку, но при необходимости бурильщик может вмешаться в процесс традиционным способом, с помощью электронного джойстика. В виду компактного расположения узлов и агрегатов, некоторые элементы находятся в труднодоступных местах и в Х-11* для этих целей предусмотрено быстрое извлечение двигателя в случае необходимости.

Подводя итоги последних лет

Новая установка Schlumberger X-11* содержит революционный концепт и использует передовые аппаратные средства; эффективность подтверждена в ходе более 500 работ. Поставленные задачи в области более высоких стандартов эффективности, промбезопасности и охраны окружающей среды достигнуты – за все время использования X-11* не было зарегистрировано даже единичного случая превышения нагрузок на гибкую НКТ в ходе работ. Обучиться управлять этой установкой сможет за несколько часов даже новичок, хотя очевидно, данные Х-11 что специализированное обучение Автоматический контроль укладки ГНКТ; необходимо для квалифицированЦепной тип привода барабана; ного использования, обслуживания, Вертлюг высокого давления на 1000 Атм; поиска неисправностей и ремонта. Встроенный датчик циркуляционного давления; Для этих целей обучение осуществляВнутренний манифольд с возможностью вброса пенной пробки; ется в учебном центре Schlumberger Прибор контроля диаметра и толщины стенки ГНКТ; – Middle East and Asia Learning Center Автоматический смазчик трубы ГНКТ; (MLC, Абу-Даби) или с выездом на Система прокачки ингибитора корозии; локации. Около 20 морских устаноСтраховочная тросовая система для работы на высоте. Катушки ГНКТ вок Х-11* заняты в разных странах в Диаметр барабана внешний – 142”; течение последних лет. Диаметр основания барабана - 70” или 80”; Инженеры Schlumberger также Вес барабана с незаполненной трубой 8,845.1 kg; продолжают работы по улучшеВес барабана без трубы 2,585.5 kg; нию конструкции Х-11*, и в настояГрузоподъемная сертификация DNV 2.7.1; щее время существует несколько ее Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone II compliant. модификаций. Принимая во вниИнжекторная головка мание интенсивное развитие морТип HR 560, вытяжка 60,000 фунт, заталкивание 26,000 фунт; ского бурения, установки Х-11* уже Тип HR 580, вытяжка 80,000 фунт, заталкивание 40,000 фунт; сегодня задействованы в разработТип HR 5100, вытяжка 100,000 фунт, заталкивание 50,000 фунт; Главный инж. контур 5000 psi, контроль за состоянием масла; ках морских месторождений в разТочный измеритель глубины, встроенный; ных странах мира, включая Россию. Направляющий гусак 72” или 100”, с системой огран. нагрузки; И здесь необходимо отметить, что Датчик температуры и состояния масла; высочайший уровень безопасности Страховочная тросовая система для работы на высоте; установки Х-11* изначально был Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1; заложен при проектировании и созДругие сертификаты ATEX, CE marked, Zone I compliant. дании установки ГНКТ нового поколения.

55

MARKETS OUTLOOK

● On April 16, 2008, Russian President Vladimir Putin (left, front) signed the visitors book at Gaddafi’s Aziziya Gates residence in Tripoli. To the right – Muammar Gaddafi, leader of Lybian revolution. ● 16 апреля 2008 года президент России Владимир Путин (слева) расписался в книге почетных гостей в государственной резиденции «Азизия» в Триполи. Справа – лидер ливийской революции Муамар Каддафи.

Расплата за проигрыш Mark Pabst

Марк Пабст

ver the last five years Russia bet heavily on Muammar Gaddafi. Until recently, the bet made sense. Gaddafi was the gatekeeper to Libya’s oil, and Russian companies desperately wanted access to Libya’s upstream sector. However, when Western governments turned against Gaddafi in the wake of the Arab Spring, Russia chose to continue backing the dictator. Now that the Libyan strongman is dead and rabid anti-Gaddafi forces now hold sway in Tripoli, Russian companies are left wondering what Moscow’s support for Gaddafi now means for their prospects in Libya.

For over 40 years doing business in Libya meant doing business with Muammar Gaddafi. Under Gaddafi the structure of the Libyan government was convoluted, somewhat esoteric, and always subject to change. However, everyone knew that ultimate power rested in the hands of the colonel who overthrew Libya’s king back in 1969.

In practice, the business climate in Libya during the Gaddafi era was not very different from many other countries in the region. Companies had to play nice with the dictator to get a shot at doing business, and in Libya business almost always has a connection to the oil industry. Libyan crude has several natural advantages, including low recovery costs, low sulfur content, and proximity to European markets. There is also a lot of it; the country has the largest proven oil reserves in Africa.

течение последних пяти лет Россия делала основную ставку на Муамара Каддафи, и эта стратегия, вплоть до недавнего времени, казалась наиболее разумной: Каддафи контролировал доступ к ливийской нефти, а российским компаниям очень хотелось эту нефть добывать. Поэтому Россия продолжала поддерживать Каддафи даже после того, как от него отвернулись бывшие западные «партнеры». Сегодня в стране «правят бал» ярые противники покойного диктатора, и российским компаниям остается только гадать, чем обернется для них былое сотрудничество Москвы и Триполи. Учитывая, что режим Каддафи просуществовал более 40 лет, словосочетание «работать в Ливии» приобрело значение «работать с Муамаром Каддафи». Структура ливийского правительства в тот период была сложной, понятной лишь посвященным, и, к тому же, весьма изменчивой. Вместе с тем, все понимали, что высшая власть в стране сосредоточена в руках полковника, в 1969 году свергнувшего с престола короля. В действительности, при Каддафи деловой климат в Ливии был почти таким же, как и в других странах региона. То есть, чтобы начать работать в стране, где любая экономическая деятельность так или иначе связана с нефтью, сперва «надлежало подружиться» с диктатором. Но ливийская нефть казалась очень привлекательной – при низкой стоимости добычи она малосерниста и удобна для поставки на европейские рынки. К тому же, по доказанным запасам нефти Ливия занимает лидирующее положение в регионе.

O

В

Mark Pabst is a Senior Correspondent with Petroleum Africa Magazine. Based in the United States, Pabst has written on the African oil and gas sector for 10 years. His work has appeared in Petroleum Africa Monthly, World Oil, and Green Energy Reporter. Марк Пабст – главный корреспондент журнала Petroleum Africa. Пабст, проживающий в США, уже в течение 10 лет освещает нефтегазовый сектор Африканского региона. Его статьи публиковались в таких изданиях, как Petroleum Africa Monthly, World Oil и Green Energy Reporter.

56

Oil&GasEURASIA

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Paying Off a Losing Bet

№11 Ноябрь 2011

Gaddafi’s monopoly on power, combined with Libya’s staggering resource wealth, meant that many companies were willing to overlook the colonel’s abysmal human rights record and ties to international terrorists in exchange for access to opportunities in the upstream sector. When the United States and United Nations lifted the sanctions they had slapped on Gaddafi for his violent extracurricular activities, oil companies flooded into Libya. All of them jockeyed for position in part by cozying up to the dictator.

For much of Libya’s modern history, American oil companies had monopolized some of the best acreage, but European firms managed to make inroads after UN sanctions against Libya were suspended in 1999, five years before the United States lifted its own, more restrictive, sanctions.

While Russian companies were generally not in a position to compete with their European counterparts in the late 1990s, the end of all sanctions against the Gaddafi regime in 2004 coincided with the Russian oil industry’s adoption of a more international strategy. As a result, Russia’s best known oil companies all began courting Gaddafi with as much fervor as their European and American counterparts.

Gazprom, Tatneft, and LUKOIL all set their sights on Libya, with varying degrees of support from Moscow.

Gazprom’s strategy to aggressively expand its resource base and gain access to new markets, led the company to make successful bids on acreage in 2006 and 2007 and swap assets with Germany’s BASF and Italy’s ENI to further increase its presence in Libya. The company also signed a memorandum of understanding with Libya’s National Oil Company (NOC) in 2008 that “pledg(ed) the parties (would) study the possibilities of implementing joint projects in the energy area.”

Despite Gazprom’s aggressive Libyan campaign, Tatneft, a much smaller company, actually beat Gazprom onto the Libyan upstream scene. Tatneft obtained the concession to develop a block in Libya’s Ghadames region, located about 500 kilometers south of Tripoli, back in 2005. The company then gained access to more Libyan acreage through a bid round at the end of 2006, and has undertaken a promising exploration campaign that only halted when open rebellion broke out against Gaddafi earlier this year.

Of course, things have not always gone smoothly for Russian companies in Libya. In 2007, the head of the LUKOIL Overseas Libyan office Alexander Tsygankov was detained in Tripoli without charge, though it was widely rumored at the time that the Libyan authorities suspected the LUKOIL exec of corporate espionage. Russian Foreign Minister Sergei Lavrov visited Tripoli shortly after Tsygankov’s detention to lobby for Tsygankov’s release. The Tsygankov affair not only highlighted the opaqueness of the Gaddafi regime, but the willingness of the Russian government to work with Gaddafi to keep the relationship between the Libyan strongman and Russian oil companies mutually beneficial.

Lavrov was not the only high ranking Russian official to have contact with the Libyan government. During Gaddafi’s state visit to Moscow in 2008, the dictator met with Russian President Dmitry Medvedev, while officials from the NOC met with both officials from Russia’s energy ministry and the top brass of Russian oil companies. The Libyan leader even offered to host a Russian naval installation in Benghazi to protect his country against “American Imperialism.”

To be sure, Russia was far from the only country attempting to cozy up to the Gaddafi regime. German Chancellor Gerhard Schroeder travelled to Tripoli in 2004 to meet with the Libyan leader, British Prime Minister Tony Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОБЗОР РЫНКОВ Абсолютная власть Муамара Каддафи, в сочетании с богатейшими природными ресурсами, в немалой мере поспособствовали тому, что многие компании, ради доступа к ливийской нефти, готовы были закрыть глаза на систематические нарушения прав человека в стране и связи полковника с международными террористами. После отмены санкций, наложенных США и ООН на Ливию из-за агрессивной деятельности Каддафи, они устремились в страну и задабривали диктатора в надежде получить лучший «кусок пирога». История современной Ливии свидетельствует о том, что американским компаниям удалось монополизировать ряд наиболее перспективных участков. Их европейские «коллеги» также «внедрились» в страну после приостановки санкций ООН в 1999 году – за пять лет до того, как США сняли собственные, более жесткие, санкции. Представителям России в конце 1990-х было сложно конкурировать с европейскими компаниями. Однако в 2004 году российская «нефтянка» решила применить новую, более «открытую», стратегию, и это решение по времени совпало с полной отменой санкций против режима Каддафи. Как следствие, ведущие российские компании принялись заигрывать с Каддафи не менее рьяно, чем их европейские и американские «коллеги». «Газпром», «Татнефть» и «ЛУКОЙЛ» пытались укрепиться на ливийском рынке, используя, хотя и в разной мере, поддержку государства. Благодаря своей стратегии, предусматривавшей активное расширение собственной ресурсной базы и выход на новые рынки, «Газпром» успешно участвовал в тендерах на нефтеносные участки в 2006 и 2007 году и обменялся активами с немецкой BASF и итальянской ENI, расширив таким образом свое присутствие в Ливии. В 2008 году компания также подписала меморандум о взаимопонимании с Национальной нефтяной корпорацией Ливии (ННКЛ), согласно которому сторонам предписывалось «рассмотреть возможность реализации совместных проектов в области энергетики». И все же, несмотря на столь активную «кампанию» на ливийской территории, «Газпром» уступил лидерство в секторе добычи и разведки менее крупной компании – «Татнефти». В 2005 году «Татнефть» получила концессию на разработку участка в районе Гадамес, примерно в 500 км к югу от Триполи. После участия в тендере в конце 2006 года, ей достался и более крупный участок. «Татнефть» успешно вела на нем разведку вплоть до начала открытого восстания против режима Каддафи. Вместе с тем, нельзя утверждать, что в Ливии российские компании никогда не сталкивались с трудностями. В 2007 году руководителя ливийского офиса LUKOIL Overseas Александра Цыганкова задержали в Триполи без предъявления обвинения. При этом, однако, ходили слухи, что ливийские власти подозревают его в коммерческом шпионаже. Вскоре после ареста Цыганкова Триполи посетил российский министр иностранных дел Сергей Лавров с целью содействовать освобождению представителя «ЛУКОЙЛа». «Дело Цыганкова» продемонстрировало не только закрытость режима Каддафи, но и готовность российского правительства сотрудничать с диктатором ради создания благоприятных условий для работы нефтяных компаний в Ливии. Лавров был не единственным высокопоставленным российским чиновником, вступавшим в контакт с правительством Ливии. Во время государственного визита Каддафи в Москву в 2008 году диктатор встречался с президентом России Дмитрием Медведевым, а официальные лица ННКЛ – с чиновниками из министерства энергетики России и с руководством российских нефтяных компаний. В ходе визита Каддафи даже

57

MARKETS OUTLOOK Blair subsequently held his own meetings with the dictator, and Italian Prime Minister Silvio Berlusconi went as far as referring to Gaddafi as “my dear friend.” However, Russia distinguished itself from the majority of countries courting Gaddafi when it refused to abandon its support for the dictator when he threatened to massacre Libyan rebels earlier this year. Even Berlusconi, who seemed genuinely pained to have to repudiate the colonel, belatedly condemned Gaddafi’s actions and did not attempt to block NATO airstrikes against Gaddafi’s forces.

Russia’s support for Gaddafi was a gamble that initially appeared set to pay off. When the rebel advanced toward Tripoli stalled back in March, the dictator met with ambassadors from China, India, and Russia and reportedly offered each country the chance to take over oil installations vacated by Western companies. The move, widely reported by the official Libyan news agency JANA, was a classic Gaddafi gambit, designed to use oil to bolster his support among his perceived international allies.

However, with Gaddafi now dead and the former rebels firmly in control of Libya, it appears the country’s new rulers may be willing to borrow a page from the former dictator’s playbook. In August Abdeljalil Mayouf, information manager at Libyan rebel oil firm AGOCO, told Reuters news agency that the rebels had “political issues” with oil companies from Russia, China, and Brazil, and that these issues could cost these companies when it came to accessing opportunities in Libya. Some elements within Russia helped spread concern that Moscow’s support for Gaddafi would cost Russian companies now that a new order had taken over in Tripoli. Aram Shegunts, head of the RussianLibyan Business Council helped fan the flames when he told Reuters in August, “We have lost Libya completely. Our companies won’t be given the green light to work there. If anyone thinks otherwise they are wrong. Our companies will lose everything there because NATO will prevent them from doing their business in Libya.” While Russian political analysts have been slightly less alarmist in their public comments than Shegunts, many have agreed with the basic sentiment that Russia’s decision to back Gaddafi will cost Russian companies. Sergei Demidenko, an analyst with the Russian think tank Institute of Strategic Assessment and Analysis summed up a prominent school of thought when he recently told Pravda, “I personally believe that Russia is not going to get anything in the new Libya now.”

Extreme pessimists like Shegunts were given credence when, after the fall of Gaddafi, the NOC began talking about renegotiating contracts signed by the former Libyan government. However, the fallout has hardly been the disaster some people expected. In late October, the Libyan National Transitional Council (NTC) charged Gazprom with violating its investment obligations under a Gaddafi-era contract and officials were summoned to Tripoli to discuss the matter. Specifically, the problem involves 60 Libyan university students being trained to work in the oil sector who were left without funds halfway through their academic year when Gazprom allegedly failed to fund their training. While the issue is a simple one (and, in theory, simple to resolve), the message from the new Libyan authorities to Gazprom is clear: the new order is prepared to make changes to old agreements.

While such uncertainty is frightening for Russian companies, there are signs the Kremlin is already trying to mend its relationship with Libya’s new rulers. Although Russia was

58

#11 November 2011

предложил открыть в Бенгази пункт МТО для российских ВМФ с целью защиты Ливии от «американского империализма». Очевидно, что не только Россия поддерживала отношения с режимом Каддафи. Канцлер Германии Герхард Шредер встречался с ливийским лидером в 2004 году, британский премьер-министр Тони Блэр также встречался с Каддафи, а итальянский премьер Сильвио Берлускони даже называл полковника «дорогим другом». Однако, в отличие от других стран, Россия продолжала поддерживать диктатора и после его угрозы расправиться с повстанцами. Даже Берлускони, которому стоило больших трудов оставить своего «друга», пусть запоздало, но осудил действия полковника и не предпринимал никаких попыток предотвратить действия ВВС НАТО. Поддерживая Каддафи, Россия вела рискованную игру, но вначале эта игра приносила свои плоды. В марте наступление повстанческих сил на Триполи было остановлено, и Каддафи встретился с послами Китая, Индии и России. По имеющимся данным, для каждой из вышеперечисленных стран он предлагал возможность взять под контроль объекты нефтяной промышленности, ранее принадлежавшие западным компаниям. Это предложение, широко освещавшееся официальным информационным агентством Ливии – JANA, по сути, представляло собой классический «маневр» Каддафи, использовавшего нефть с целью привлечения возможных международных союзников. Сегодня Каддафи мертв, и власть в стране контролируют бывшие повстанцы. Однако складывается впечатление, что новое руководство страны вовсе не против воспользоваться «стратагемами» бывшего диктатора. В августе Абдельджалиль Майуф, отвечающий за информацию в подконтрольной повстанцам компании AGOCO, сообщил Reuters, что у них возникли «политические проблемы» с нефтекомпаниями из России, Китая и Бразилии и из-за этого у упомянутых компаний могут возникнуть сложности с доступом к нефтяным месторождениям. С российской стороны отдельные высказывания также способствовали нагнетанию обстановки вокруг положения российских нефтекомпаний в Ливии при новом режиме из-за поддержки, оказанной Каддафи Москвой. В частности, глава Российско-ливийского делового совета Арам Шегунц «подлил масла в огонь» своим заявлением Reuters в августе этого года: «Ливия для нас потеряна окончательно. Нашим компаниям не позволят здесь работать. Те, кто думают иначе, ошибаются. Наши компании потеряют все, так как НАТО будет мешать их работе в Ливии». И хотя российские политические аналитики пессимизма Шегунца полностью не разделяют, многие из них согласились с тем, что поддержка режима Каддафи может дорого обойтись российским компаниям. Сергей Демиденко, эксперт Института стратегических оценок и анализа, в своем заявлении газете «Правда» выразил весьма распространенное мнение: «По-моему, в новой Ливии России не достанется ничего». После падения режима Каддафи, в ННК заговорили о пересмотре контрактов, заключенных бывшим Ливийским правительством, что подкрепило позицию пессимистов, подобных Шегунцу. Однако на самом деле негативные последствия в этом случае оказались не столь катастрофическими, как ожидалось. В конце октября Ливийский национальный переходный совет (НПС) обвинил «Газпром» в нарушении инвестиционных обязательств по договору, заключенному в годы правления Каддафи, и официальных представителей компании пригласили в Триполи для выяснения обстоятельств. Дело, в частности, касалось 60 ливийских студентов – будущих специалистов-нефтяников, оставшихся без финансовой поддержки в середине учебного года, после того, как «Газпром», якобы, перестал выделять средства на их обучеOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2011

● Oil terminal in Bregа. ● Нефтяной терминал в городе Брега.

late in recognizing the NTC as Libya’s legitimate authority, waiting until September to officially switch sides, unnamed sources have been widely quoted in news services claiming that Russian refined oil products were shipped to the rebels before Moscow recognized the new Libyan government.

Moscow has also taken a very different tone than people like Shegunts and Demidenko in its official statements regarding Libya. In mid-September the Russian Energy Ministry announced that it had begun developing new initiatives to re-establish cooperation with Libya in the oil and gas sector.

The same month Alexander Sukhov, head of the ministry’s department of international cooperation issued a statement saying, “Russia expects further fruitful cooperation in the energy field with Libya.” These statements jibe with what a Kremlin spokesman told Interfax when asked about whether Moscow was doing anything to mend its relationship with Libya’s new government. “We are not just having the intention, but undertaking practical measures,” he reportedly said.

While such statements are optimistic, they can also be seen as vague and self-serving. Moscow bet on the wrong horse in Libya’s political upheaval, and is now playing damage control. However, to dismiss Moscow’s attempts to patch up their relationship with Libya’s erstwhile rebels would be a mistake. The reconstruction of Libya will require a great deal of money, and any democratically elected government operating under a modicum of transparency will feel the need to maximize revenue from hydrocarbons. This means that companies willing to cut the best deals with the new Libyan government may ultimately be the ones who benefit. Settling political scores may matter in the short term, but if both Russian companies and Moscow can persevere through some tough times in the immediate future, they may get another chance at Libya’s upstream riches. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОБЗОР РЫНКОВ ние. Ситуация в данном случае достаточно проста (и решить проблему не составляет труда), однако для «Газпрома» действия новых правителей Ливии имеют совершенно очевидный подтекст: старые соглашения могут быть пересмотрены. Очевидно, что подобная неопределенность не добавляет уверенности российским компаниям. Однако, уже есть подтверждения того, что Кремль пытается наладить отношения с новым руководством Ливии. Также, несмотря на то, что Россия официально признала НПС в качеPHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ стве законной власти Ливии только в сентябре, информационные агентства широко цитировали анонимные источники, утверждавшие, что повстанцы снабжались российскими нефтепродуктами задолго до этого события. Кроме того, официальные заявления, сделанные в связи с ситуацией в Ливии, по тону несколько отличаются от высказываний Шегунца и Демиденко. Например, в середине сентября Министерство энергетики РФ сообщило о том, что приступает к разработке новых инициатив, направленных на восстановление сотрудничества с Ливией в нефтегазовом секторе. В том же месяце Александр Сухов, возглавляющий отдел международного сотрудничества министерства, сделал следующее заявление: «Россия рассчитывает на дальнейшее плодотворное сотрудничество с Ливией в энергетической сфере». Эти заявления согласуются с тем, что сообщил «Интерфаксу» представитель пресс-службы Кремля в ответ на вопрос о возможности наладить отношения с новым ливийским правительством. «Мы не только намерены это сделать, но уже предприняли ряд практических шагов», – сказал он. Однако, несмотря на оптимизм, подобные заявления представляются несколько неопределенными. У них также можно заметить и некоторую заинтересованность. Допустив ошибку в оценке сил в ходе политического переворота в Ливии, Россия старается по мере возможности исправить ситуацию. И нельзя недооценивать попытку Москвы наладить отношения с бывшими повстанцами. Восстановление ливийской экономики потребует значительных средств, и любому демократически избранному правительству, действующему с минимальной долей прозрачности, потребуется максимальная выручка от реализации нефти и газа. Соответственно, компании, заключившие выгодные сделки с новым ливийским правительством, в итоге могут оказаться в выигрыше. Сводить политические счеты в долгосрочной перспективе невыгодно, поэтому России и ее нефтяным компаниям надо лишь переждать трудные времена. И вполне возможно, что в будущем им вновь удастся получить доступ к нефтяным богатствам Ливии.

59

AUTOMATION

ADVERTORIAL SECTION

Technology for Function and Structural Arrangement

of the Relay Protection Equipment Installed in a Cabinet to Provide All Types of Electrical Protection of Devices, Buses and Cables

Технология функциональноконструктивного построения

встраиваемой в ячейку релейно-защитной аппаратуры, обеспечивающей все виды электрических защит оборудования, шин и кабелей “Novaya Era” Company Anatoly Neelov, head of department Mark Tikhomirov, chief specialist Sergei Staroded, principal engineer

F

loating drilling platforms have been using 6(10) kV for power supplying of complex and power-consuming process equipment within the structure of electric power systems throughout the entire world for a longtime. The design and overall dimensions of main and secondary switchboards rated for 6 (10) kV are determined in compliance with the requirements stated in the Electrical Safety Code, and taking into consideration many years’ experience in the sphere of operation and maintenance of such switchboards in industry in general and electric power industry in particular.

ОАО «Новая ЭРА» Анатолий Неелов, начальник отдела Марк Тихомиров, главный специалист Сергей Стародед, ведущий инженер

В

о всем мире на плавучих буровых платформах (ПБУ) давно используется напряжение 6(10) кВ для электроснабжения сложного и энергоемкого технологического оборудования в электроэнергетических системах (ЭЭС). Конструкция и габариты главных и вторичных распределительных щитов напряжения 6(10) кВ определяются правилами электробезопасности при использовании высоких напряжений и вековым опытом эксплуатации таких щитов в промышленности и электроэнергетике.

Примечания Notes 1 Voltage rated for values between 6 and 35 kV is ranged as a medium voltage as per GOST. 2 Voltage rated for values between 6 and 15 kV is ranged as a high voltage as per RS Rules.

Circuit breakers (mainly vacuum ones at a present day) are installed in 6 (10) kV switchboards designed for switching of main circuits, and all protection functions are performed by microprocessor relay protection and automation units.

Microprocessor relay protection and automation units contain the following main software and hardware modules: – measuring signals input (analog signals for current, voltage and nonelectrical parameters); – discrete signals input (action potential and potential-free control signals and outputs of other protection and control devices); – protection functions (comparison with setting values of measured, calculated and entered analog and discrete signals); – discrete signals output (control over circuit breakers and other protection and control devices); – symbol signals output (processing of control information, data on parameters and response of protections); – data storage (short-term for a processing period, long-term for a transmission to other devices, constantly).

The microprocessor relay protection and automation unit uses and processes low-voltage and low-level signals, therefore it is separated from the power part by a shielding to exclude influence of powerful electromagnetic

60

1 Напряжение уровня от 6 до 35 кВ определяется по ГОСТ как среднее.

2 Напряжение уровня от 6 до 15 кВ определяется по Правилам РМРС как высокое. При напряжении 6(10) кВ в щитах для коммутации главных цепей используются выключатели (в настоящее время чаще вакуумные), а все функции защит реализуются в микропроцессорных (МП) устройствах релейных защит и автоматики (РЗиА). МП РЗиА содержат следующие основные программно-аппаратные блоки: – ввода измерительных сигналов (аналоговых сигналов тока, напряжения и неэлектрических параметров); – ввода дискретных сигналов (потенциальных и беспотенциальных управляющих сигналов и выходов других устройств защит и управления); – функций защит (сравнение со значениями уставок измеренных, вычисленных и введенных аналоговых и дискретных сигналов); – вывода дискретных сигналов (управления выключателями и другими устройствами защиты и управления); – вывода символьных сигналов (отработки управления, информации о параметрах и срабатывании защит); – хранения данных (кратковременно на период обработки, длительно для передачи в другие устройства, постоянно). МП РЗиА использует и обрабатывает низковольтные и низкоуровневые сигналы, поэтому от силовой части отделяется экранирующей оболочкой для исключения влияния мощных электромагнитных полей. Оболочка выполняется в виде шкафа релейной защиты (ШР), объединяющего все низковольтное оборудование ячейки.

Oil&GasEURASIA

АВТОМАТИЗАЦИЯ fields. Shielding is represented by a relay protection cabinet (PC) that integrates all items of low-voltage equipment in the cabinet.

Taking the restricted space inside switchboard rooms into consideration, all reasonable measures must be taken to reduce overall dimensions of switchboards, that is admissible only by reducing cabinets’ dimensions, as the switchboards’ structure is defined by the structure of the equipment connected and the requirements for safe operation.

Limitations for approaching the parts in power compartments, if the air insulation is used, are severe. They are primary determined by insulating properties of the air and, hence, dimensions of these compartments can not be sufficiently reduced.

Cabinets’ overall dimensions are determined not only by the sizes of power parts installed and operational service space minimized. Cabinet’s height is defined by the relay protection cabinet as it is mounted on top of the power cabinet’s frame. Controls and indicators are required to be installed hereby at the height of 1600-1800 mm. Therefore, the problem of shortening of the cabinet’s overall height may be solved by designing of components inside power compartments with single-side (front) access and designing of a small-sized relay protection cabinet.

Space inside the relay protection cabinet occupied by the microprocessor relay protection and automation units and optional parts, as well as control circuits for the circuit breaker of the cabinet and automation system for the whole switchboard are required to be reviewed in accordance with functions of its parts: а) Microprocessor relay protection and automation module providing measurements, protection, control and logical blocking; b) Connection terminals of external cabinet’s analog, electric and discrete signals (signals transmitted from the installed outside the switchboard measuring transformers and sensors of non-electric parameters, input/output of discrete signals for data communication with the unit connected to the feeder, common for all switchboard cabinets electric buses – power supply, transmission of common discrete and analog blocking signals for a group of cabinets); c) Connection terminals for cabinet’s internal signals (for collection of pilot, analog electric measuring signals and circuit breaker control signals); d) Slave relays for external and internal signals (for expansion of discrete inputs and outputs of the microprocessor relay protection and automation module); e) terminals for input/output of digital signals (for communication arranged with the Electric Power Supply control system and local control systems of ship units connected, i.e. power sources and consumers); f) alarm and indication devices, controls located on the front panel of the relay protection cabinet.

Mounting dimensions of the relay protection cabinet can generally be decreased by reducing of external and internal terminals for discrete signals, as well as by application of small-sized relays, reduction of their quantity and minimization of quantity of wire communications connected to visualization and control units being installed on the cabinet’s door. The microprocessor unit must thereto consist of a relay protection and automation module and relay protection and automation panel fitted with a display and controls and installed on the cabinet’s door.

To decrease the sizes of relay protection cabinets, extended application of digital communications from the microprocessor relay protection and automation unit in one cabinet to other ones in adjacent cabinets, as well as to the Electric Power System control system and to the local control systems of connected sources and consumers is required.

Designs are to be sequentially performed and the following solutions are to be successfully applied that will result in significant decrease of overall dimensions in order to minimize the space required: 1 Intermediate terminal blocks, slave relays should be excluded and wire harnesses should be reduced taking into consideration the digital princiНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Учитывая ограниченные пространства электрощитовых помещений, требуется принимать все возможные меры для сокращения габаритов распределительных щитов, что возможно только сокращением габаритов ячеек, так как структура щитов определена составом подключаемого оборудования и требованиями безопасной эксплуатации. В силовых отсеках при воздушной изоляции ограничения на сближения элементов имеют жесткий характер, определенный в первую очередь изолирующими свойствами воздуха и поэтому размеры этих отсеков не могут быть значительно сокращены. Габаритные размеры ячеек определяются не только размерами устанавливаемых силовых элементов и минимизацией эксплуатационных зазоров для обслуживания. Высота ячейки определяется с учетом ШР, так как он устанавливается сверху на каркас силового шкафа. При этом органы управления и индикаторы требуется размещать на высоте 1 600-1 800 мм. Поэтому задача сокращения габаритной высоты ячейки может быть решена путем разработка компоновки силовых отсеков с односторонним (передним) обслуживанием и создание малогабаритного ШР. Пространство в ШР, занимаемое МП РЗиА и дополнительными элементами, и схемы управления выключателем ячейки и общещитовой автоматики следует рассматривать по назначению элементов: а) блок МП РЗиА, выполняющий функции измерений, защит, управления и логических блокировок; б) клеммы подключения внешних для ячейки аналоговых, электрических и дискретных сигналов (сигналов от установленных вне щита измерительных трансформаторов и датчиков неэлектрических параметров, вводавывода дискретных сигналов для обмена информацией с подключенным к фидеру агрегатом, общих для всех ячеек щита электрических шин - подача питания, передача общих дискретных и аналоговых сигналов блокировок на группу ячеек); в) клеммы подключения внутренних для ячейки сигналов (для сбора контрольных, аналоговых электрических измерительных сигналов и сигналов управления выключателем); г) реле-повторители внешних и внутренних сигналов (для расширения дискретных входов и выходов блока МП РЗиА); д) клеммы ввода-вывода цифровых сигналов (для связи с системой управления ЭЭС и локальными системами управления присоединяемых судовых агрегатов – источников и потребителей электроэнергии); е) средства сигнализации, индикации параметров и органы управления на лицевой панели ШР. Сокращения монтажных размеров ШР в основном могут быть выполнены за счет сокращения внешних и внутрищитовых клемм для дискретных сигналов, а также применением малогабаритных реле, сокращением их числа и минимизации количества проводных связей, подключаемых к элементам визуализации и органов управления, устанавливаемых на дверцу шкафа. Для этого микропроцессорное устройство должно состоять из блока РЗиА и панели РЗиА с дисплеем и органами управления, устанавливаемой на дверце шкафа. Для уменьшения размеров ШР необходимо расширенное использование цифровых связей от МП РЗиА одной ячейки к другим в соседних ячейках, а также к системе управления ЭЭС и к локальным системам управления подключенных источников и потребителей. Для минимизации требуемого пространства необходимо последовательно выполнить разработки и реализовать следующие решения, которые приведут к существенному снижению габаритов: 1 Исключить промежуточные клеммные коробки, реле-повторители и сократить монтажные жгуты проводов, учитывая цифровой принцип обработки всех сигналов в МП РЗиА.

2 Сократить размеры блока МП РЗиА, разработав исполнение с основным процессором с набором наиболее важных защит (основные защиты электрических машин, трансформаторов и вторичных щитов) и сопроцессора для дополнительного набора защит (расширение защит,

61

ADVERTORIAL SECTION

ple of signal processing in the microprocessor relay protection and automation unit.

2 Sizes of the microprocessor relay protection and automation module should be decreased having designed the type equipped with the basic processor and fitted with the combination of the most important protections (main protections for electric machines, transformers and secondary switchboards), and the coprocessor for optional protection sets (enhancement of protections applied for complex units, particularly differential protection fitted with connections to be made from remote measuring current transformers).

3 Sizes of input/output terminal blocks in the relay protection and automation unit should be decreased, small-sized quick-disconnect connectors should be used.

4 Separate from the module symbolic signal visualization display boards and small-sized controls installed on the cabinet’s front panel should be generally used.

Communications must be arranged via digital data channels used for signals exchange through the up-to-date protocol GOOSE “Horizontal Exchange Between Low-level Devices” (IEC 61850), i.e. operate in the “multimaster” mode. A common for the switchboard master controller can also communicate via GOOSE or be used as an “eavesdropper” of these messages and it is able to send control commands via its algorithm, when deviations from the permissible mode of operation of the electric power system occur. The following types of digital communication are particularly required: – with the control system of the electric power system that allows to provide reservation of data transfer channels for control and login signals (reception of signals for closing/opening of the circuit breaker, processing of the command or signal on failure of command execution received); – with local units control systems (diesel or turbo-generators, powerful consumers possessing a complex start/stop technology, consumers with high-ampere starting currents); – with relay protection and automation modules of other switchboard’s cabinets (matching of control and locking functions in the switchboard); – with the common switchboard’s controller that performs generalized load control tasks (control of electrical supply to consumers and monitoring of the total energy consumption from switchboard’s buses, control over switching of sources for off-line and parallel operation in order to provide the electric power required on buses, control over starting and connecting the sources to buses, if power increase is required, as well as control over closing and stopping of sources in case of power excess).

Over the last years all designers of digital technical systems are seeking to reduce a variety of low-level protocols and arrange the information exchange by means of TCP/IP protocols via Ethernet as quickly as possible.

To achieve redundancy, the intercabinet exchange via protocol GOOSE and duplicated Ethernet communication lines (port side/starboard) are considered to be sufficient.

Microprocessor relay protection and automation units are to possess extra efficiency of computing facilities and, except specific software protection units, be equipped with a module with the freely programmable logic to be sufficient for the first stages of development for solving the following tasks: – connection of electronic interlocks to the concrete design of the switchboard for the electric power system (provisions made for arrangement of discrete signals exchange in quantities between microprocessor relay protection and automation units of different cabinets of the same or several switchboards); – calculation of power balances at the level of switchboard’s buses (power of sources connected and power intake) and transfer of information on deficiency or excess of the power consumption; – output of control signals for starting and stopping of the prime engine of the source (diesel or turbine) with the synchronization when powered and unloading when stopped;

62

AUTOMATION применяемых для сложных агрегатов, в частности дифференциальной защиты с подключениями от удаленных измерительных трансформаторов тока).

3 Сократить размеры клеммных коробок ввода-вывода блока РЗиА, для подключений использовать малогабаритные быстроразъемные соединения.

4 В основном использовать отделенные от блока дисплейные панели символьной визуализации сигналов и малогабаритные органы управления на лицевой панели шкафа. Связи должны реализовываться через цифровые каналы для обмена сигналами по современному протоколу GOOSE «Горизонтальный обмен между низовыми устройствами» (МЭК 61850), то есть работать в «мультимастерном» режиме. Единый для щита контроллер управления щитом может также общаться по GOOSE либо служить «перехватчиком» этих сообщений и при возникновении каких-либо отклонений от допустимого режима работы ЭЭС может выдавать управляющие команды по своему алгоритму. В частности требуются: – цифровая связь с системой управления ЭЭС, позволяющая резервировать каналы передачи управляющих, регистрационных сигналов (прием сигналов включения-отключения выключателя, отработки полученной команды или сигнала о невозможности выполнить команду); – цифровая связь с локальными системами управления агрегатов (дизель или турбогенераторов, мощных потребителей со сложной технологией пуска и останова, потребителей с большими пусковыми токами); – цифровая связь с блоками РЗиА других ячейках щита (согласование управления и блокировок в щите); – цифровая связь с единым контроллером щита, выполняющего обобщенные задачи управления нагрузкой (управление подачей электроэнергии на потребителей и контроль суммарного потребления от шин щита, управление переключениями источников на автономную и параллельную работу для обеспечения требуемой электрической мощности на шинах, управление запуском и подключением к шинам источников при необходимости увеличить мощность, а также отключением и остановом источников при излишке мощности). В последние годы все разработчики цифровых технических систем стремятся сократить разнообразие протоколов низкого уровня и как можно быстрее свести информационный обмен к протоколам TCP/IP через Ethernet. Для достижения резервирования достаточно иметь межячейный обмен по GOOSE и дублированные Ethernet-линии связи (левый борт/правый борт). Для решения задач защиты и цифровых связей МП РЗиА должны иметь дополнительную производительность вычислительных средств и, кроме специализированных программных блоков защит, блок со свободно программируемой логикой, достаточный на первых этапах развития для решения следующих задач: – выполнение привязки электронных блокировок к конкретному проекту щита для ЭЭС (обеспечение обмена большим количеством дискретных сигналов между МП РЗиА разных ячеек одного или нескольких щитов); – вычисление баланса мощностей на уровне шин щита (мощность подключенных источников и потребляемая) с передачей сведений о дефиците или избытке потребляемой мощности; – выдача сигналов управления процессом запуска и останова первичного двигателя источника (дизеля или турбины) с синхронизацией при включении и разгрузкой перед остановом; – управление процессом включения мощных потребителей с большими пусковыми токами. Цифровые связи с нижестоящими локальными системами управления агрегатами источников и сложных потребителей желательны по тем же GOOSE сообщениям, что и между ячейками, тогда достигается один уровень быстродействия, и основной блок РЗиА не загружается задачами быть «мастером» к какому-то чужому оборудованию.

Oil&GasEURASIA

АВТОМАТИЗАЦИЯ – control over the process when powerful consumers with high starting currents are powered.

Digital communication with lower-level local control systems for units of sources and complex consumers are advisable via the same GOOSEmessages as the messages between cabinets. In this case the same processing speed is achieved and the main relay protection and automation module is not loaded by tasks to become “a master” for any other foreign equipment.

The listing has been given in accordance with upgrading of the microprocessor relay protection and automation units in respect of data exchange and their processing. Some tasks will be solved by a common switchboard controller providing digital communication from the microprocessor relay protection and automation units and external systems prior to a complete transition to computational capabilities of relay protection and automation units.

The proposed technology is based on the experience gained by OJSC “NE” that takes an active part in design and supply of high voltage switchboards (as per RS classification) for marine facilities. Main and secondary switchboards that are assembled from cabinets intended for marine application of К-308 НЭ, К-309 НЭ, К-310 НЭ, К-311 НЭ types have been designed, certified by RS and delivered to a offshore ice-resistant fixed platform. Cabinets of К-313 НЭ and К-314 НЭ types have been designed for the main switchboard, certified by RD and delivered to the floating power generation plant. Cabinet of К-316 НЭ type has been designed in accordance with the internal (initiative) design and development work intended for marine application and can be used for various marine facilities.

Signal exchange is arranged between microprocessor relay protection and automation units and central control systems, control systems for generator units and consumers connected via electrical wire cable communication with duplication via digital channels in those switchboards assembled from the above mentioned cabinets. Imported microprocessor relay protection and automation units are installed in switchboards, as the domestic units used in industry and power industry have failed the RS certification.

Federal Target Program «Development of the Civil Marine Engineering 2009–2016» includes actions as per i. 6.4.2 (Job package Integrated Power System) Development of new technologies and the equipment for high-reliability competitive integrated power systems for ships of various types with application of modern element base. It takes a task to ensure import substitution of main components for 6 (10) kV switchboards because Russian manufactures are dependent on foreign supplies by reason of missing of domestic manufacturers of microprocessor relay protection and automation units for marine projects.

The proposed within the Federal Target Program method of changing of production pieces of components manufactured in Russia for achieving of such level that enables to satisfy the marine requirements has been selected for reasons of cost minimization, but in any case it requires financing and concerned efforts.

NE’s technicians have carried out an analysis of possible scheme for interaction of microprocessor relay protection and automation units, selected types of protection and algorithms of circuit breakers control in switchboards required, determined the methods of source control in accordance with the total load and limitations of consumers’ starting powers.

Issues of interaction of switchboards with the upper and lower control level through Highway Addressable Remote Transducer Protocols and control commands are being studied together with prospective suppliers of domestic microprocessor relay protection and automation units. Facilities for matching of heterogeneous data exchange units via a generalized controller that can provide processing of a summary data from the microprocessor relay protection and automation units and its transformation in compliance with the principles of data transfer protocols are being simultaneously worked out. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Перечисление дано в порядке наращивания возможностей МП РЗиА по обмену данными и их обработки. До полного перехода на вычислительные мощности блоков РЗиА часть задач будет решаться в едином щитовом контроллере, с которым организуются цифровые связи от МП РЗиА и внешними системами. Предложенная технология основана на опыте ОАО «Новая ЭРА», активно выполняющей разработки и поставки щитов высокого (по классификации РМРС) напряжения для морских объектов. Были разработаны, сертифицированы в РМРС и поставлены на морскую ледостойкую стационарную платформу ГРЩ и вторичные щиты, собранные из морских ячеек типа К-308 НЭ, К-309 НЭ, К-310 НЭ, К-311 НЭ. Так же были разработаны, сертифицированы в РМРС и поставлены ячейки типа К-313 НЭ и К-314 НЭ для ГРЩ на строящийся плавучий энергоблок. Ячейка К-316 НЭ разработана по внутреннему (инициативному) ОКР для морского применения и может применяться для разных морских объектов. В щитах, собираемых из этих ячеек, между МП РЗиА организован обмен сигналами с центральными системами управления, с системами управления генераторных агрегатов и подключаемых потребителей по электрическим проводным кабельным связям с дублированием по цифровым каналам. В щитах используются импортные МП РЗА, т.к. применяемые в промышленности и энергетике отечественного производства не прошли сертификацию в РМРС. Федеральной целевой программой «Развитие гражданской морской техники на 2009-2016 годы» предусмотрено мероприятие 6.4.2 («Комплекс работ «ЕЭЭС») «Разработка новых технологий и оборудования высоконадежных конкурентоспособных единых электроэнергетических систем для судов различных типов с применением современной элементной базы», в которой определена задача импортозамещения основного комплектующего оборудования щитов напряжением 6(10) кВ, так как отсутствие отечественного производства МП РЗА морского исполнения ставит российских производителей в зависимость от зарубежных поставок. Предложенный в рамках ФЦП способ доведения до морских требований производимых в России промышленных образцов покупных комплектующих изделий выбран из соображений минимизации затрат, но все равно требует финансирования и целенаправленных усилий. В процессе выполнения работы специалистами ОАО «Новая ЭРА» был проведен анализ возможных структур взаимодействия МП РЗиА, выбраны необходимые защиты и алгоритмы управления выключателями в щитах, управления источниками по суммарной нагрузке и ограничений пусковых мощностей потребителей. С потенциальными поставщиками отечественных МП РЗиА прорабатываются вопросы взаимодействия щитов с верхним и нижним уровнем управления по цифровым протоколам передачи данных и управляющих команд. Одновременно прорабатываются средства согласования разнородных средств обмена данных через универсальный контроллер, обеспечивающий обработку сводной информации от МП РЗиА и ее преобразование в соответствии с правилами протоколов передачи данных.

63

Surge Accelerator seeks software entrepreneurs to solve energy problems with software innovations The 12-Week Program

Three Focus Areas

Surge Accelerator, a Houston-based incubator for energy industry technology software startups, is offering a 12-week program for applicants all over the world. Designed to help start-ups transition into capitalizing companies, Surge Accelerator has slated a mentor-driven “boot camp” for aspiring entrepreneurs that will include:

Essentially, Surge is looking for companies with software that unifies information technology with the energy industry. ● There are three key areas that need technology solutions: ● Smart Grid Applications ● Energy Trading and Risk Management and ● Digital Oilfield Smart grid is a global project with a purpose to enhance the efficiency, versatility and reliability of energy grids. The potential application areas within the smart grid are: ● Distribution Automation ● Data Analytics ● Demand Response ● Cyber Security ● Carbon Management ● Home Energy Management ● Electric Vehicle

● ● ● ●

$30,000 in cash Mentorship by industry experts Connection to the world’s energy ecosystem Resources from leading service providers including: ● Free banking from Silicon Valley Bank ● Free cloud hosting and coaching from Rackspace ● Legal setup with Andrews Kurth ● Free financial modeling and recruiting by vCFO ● Free office space and amenities by Red House Associates ● Free software from Microsoft BizSpark ● Entry into Houston Technology Center ● Visa support for international companies Applicants must have a strong proposition, lasting competitive advantage, and a large market for their product. In return, Surge companies can participate in more than 40 sessions with a curriculum specifically formulated to prepare businesses for the industry.

Companies need to be able to scale in an efficient manner and have a working model or an existing prototype of their product.

The 25 selected finalists are expected to relocate part or all of their team to Houston, TX from March to the end of May. Surge will provide Visa support for international applicants.

Startups are encouraged to apply before the early application deadline, December 1, 2011, to receive additional consideration and to be invited to SURGE Lite, the one-day mini camp with SURGE mentors and staff.

The energy trading and risk management field calls for feature-rich software to unite field data and financial trading of market-exposed companies. This software should deliver and analyze field data, which then would be used by government agencies to check for regulatory compliance. As well, financial stakeholders can use the data to better understand current prices, credit and regulatory/operational risks. In-depth industry knowledge, advanced IT systems and robust business processes are required to develop software for energy trading and risk management.

The digital oilfield is aimed at analyzing oil fields with modern technology such as 4-D seismic imaging. Digital oilfield technologies can assist industry professionals in examining potential fields without having to rely on traditional methods. Digital oilfield software would also generate production data for marketers and traders. Ready availability of such data would impact economic value of the entire oil and gas chain.

The application deadline for Surge Acclerator is January 2, 2012. For additional information about SURGE and application for the mentorship program visit the Surge Accelerator website http://bit.ly/tsrrP3.

Surge Accelerator ищет программистов/предпринимателей для решения задач энергетики Центр новых технологий Surge (surgeaccelerator.com) предлагает 12-недельную программу обучения для всех желающих. Потенциальные участники должны быть конкурентоспособны, представить перспективный проект и значительный потенциальный рынок для своей продукции. В свою очередь, Surge – компания в Хьюстоне, шт. Техас – готова предложить более 40 семинаров по оптимизации бизнеса в сфере энергетики. Каждая из отобранных компаний сможет общаться с экспертами в данной сфере и получит $30 тыс. наличными. Компании, прошедшие отбор, смогут отправить своих сотрудников (штат полностью или отдельных сотрудников) в Хьюстон для обучения в течение 12 недель. У компаний должна быть возможность использовать масштабирование, они также должны иметь рабочие модели или прототипы своего продукта. Определены три ключевые области, где требуются технологические решения: «Умная электросеть» (Smart Grid), «Реализация энергоносителей и управление рисками» (Energy Trading and Risk Management) и «Цифровое нефтяное месторождение» (Digital Oilfield). Предварительная регистрация проводится до 1 декабря 2011 года. Срок окончания регистрации 2 января 2012 года. Уведомления отобранным участникам будут отправлены до 12 января 2012 года включительно. Семинары пройдут с 1 марта по 24 мая 2012 года.

Проект «Умная электросеть» призван обеспечить взаимодействие электросетей и электроприборов для более эффективного использования электроэнергии и предвращения временного отключения электричества из-за перегрузки сети. Задача проекта «Торговля энергией и управление риском» – создать мощные программы, которые объединили бы данные с месторождений с финансовоэкономическими показателями компании. Программы должны анализировать и передавать оперативные данные с промыслов. Эта информация будет также использоваться инспекторами госведомоств для проверки на соответствие нормативам, а также акционерами для понимания текущих цен, кредитных и нормативных/операционных рисков. При разработке таких программ требуется глубокое знание отрасли, передовые IT- системы, подробный бизнес-план. Проект «Цифровое нефтяное месторождение» обеспечивает анализ нефтяного месторождения с использованием четырехмерной сейсморазведки. Его концепция заключается в том, чтобы исследовать потенциал месторождений, не прибегая к традиционным методам. Благодаря используемым программам, участники рынка смогут получать данные в реальном времени. Свободный доступ к этим данным поможет снизить промышленную стоимость всей нефтегазовой цепочки. Дополнительная информация и анкета для участия в программе представлены на сайте компании Surge: surgeaccelerator.com.

Òåõíîëîãèè GX Technology + Çíàíèå ðåãèîíàëüíîé ñïåöèôèêè ËÀÐÃÅÎ = Âåëèêîëåïíîå êà÷åñòâî ñåéñìè÷åñêèõ èçîáðàæåíèé

Ðàñïîëîæåííûé â Ìîñêâå Öåíòð îáðàáîòêè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ àëüÿíñà ËÀÐÃÅÎ-ION/GXT îáúåäèíÿåò â ñåáå ìîùü òåõíîëîãèé ïîäðàçäåëåíèÿ GX Technology êîìïàíèè ION ñ ãëóáîêèìè çíàíèÿìè ìè ðîññèéñêîãî ðûíêà è ðåãèîíàëüíîé ãåîëîãè÷åñêîé ñïåöèôèêè ËÀÐÃÅÎ. Ðåçóëüòàò - âûñî÷àéøåå êà÷åñòâî óñëóã ïî îáðàáîòêå ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ äëÿ ðîññèéñêèõ è ìåæäóíàðîäíûõ íåôòÿíûõ õ êîìïàíèé.

¼iËjivzrj ljtt }

·vËËnr|q¬ xzjzqrq

oquyzjs t p jtjsqo xrvËvxznp

Ênmys¬Ëqoj|q¬ ljtt }

½vxzËvntqn msyiqttv xrvËvxztvp uvlnsq

¡syiqttj¬ uqmËj|q¬ lv xyuuqËvkjtq¬ 3UH6'0

½vstvkvstvkj¬ viËjivzrj

qËvrvjoquyzjs tj¬ x~nurj

+

Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.com/Russia Ðîññèéñêàÿ Ôåäåðàöèÿ, 127083, ã.Ìîñêâà, óë.8 Ìàðòà. 10, ñòð.3, êîðï. Á1-2, òåë.: +7 (499) 406-0030 ôàêñ: +7 (499) 406-0029