December 2011-January 2012 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

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

The Water Dragon Cometh! As a Tangle of New Pipelines Reroute Eurasian Energy Exports

За околицей Дракон! Клубок новых трубопроводов меняет направления экспорта энергоресурсов в Евразии p. / стр. 14

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

www.oilandgaseurasia.com

China Gets Gas from Turkmenistan as Ashgabat Also Eyes Westward Sales via a Future Trans-Caspian Pipeline Туркменский газ получает Китай, а для поставок в западном направлении в Ашхабаде рассматривают Транскаспийский трубопровод

p. / стр. 28

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Christmas is for Children and the Russian Orphan Opportunity Fund (ROOF) Needs You! Рождество – это время для детей: Российский фонд равных возможностей для сирот обращается к вам за помощью Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

t’s the Holidays again and that means it’s time to send to your business associates bottles of expensive whiskey, candy, flowers and (in Russia) figurines sculpted in the form of the Chinese New Year animal. (This year it’s the Water Dragon, as depicted on our cover.) But with economies still in crisis and an uncertain 2012 ahead, I’d like to suggest something different – Why not make a charity donation in the name of the person to whom you want to send a gift? For the 2012 holidays, I’m recommending that you make a donation to ROOF – the Russian Orphan Opportunity Fund (www.roofnet.org). The whiskey is gone in a single party. And besides, the guy to whom you sent it can buy the stuff easily. But how much is it worth to you to create a better future for the community in which you live? Russia’s orphan problem is a lot bigger than just the State budget money that runs homes for children without parents or children whose homes are so abusive that institutional care becomes the preferred choice. The State takes care of the basics but the State can’t do everything. And if you live in society – it really is everyone’s problem. There are 150,000 children in Russian orphanages today and of those, 30,000 receive no education and very little stimulation because they have been labeled “unteachable” or “weak minded.” I invite you to watch this simple youtube video about ROOF’s work with the children of Belksoye-Ustye Psycho-neurological Orphanage, which explains things far better than I can describe in the written word. Please note that if you scan with your smart phone, the QR (Quick Response) Bar Code shown with the link you can play the video directly on your smart phone – right off the printed page! youtu.be/nGK-xlLRaIc The lucky ones leave institutional care in their late teens without the skills to live on their own, or the education they need to be productive in the 21st Century job market. So whose problem is it? It is everyone’s problem. The quality of the labor force suffers and that’s not good for business. Unable to make a living and without a healthy family support network, “internat” (the name applied in Russian to the orphanage) graduates often turn to crime and many even commit suicide. Again, that’s not good for business because it is not good for the community in which businesses operate. In the late 1990s, ROOF pioneered in the development of night-school curricula in Moscow, whereby young adult graduates of the Russian orphanage system could finish high school and even study for State exams to enter college or university. ROOF was among the first orphan charities to initiate a student

от и снова наступили праздники, а это значит, что настало время отправлять своим деловым партнерам бутылку дорогого виски, конфеты, цветы и (как принято в России) фигурки новогоднего животного по китайскому календарю. (В наступающем году - это Дракон, как вы видите на обложке журнала.) Но поскольку мировая экономика по-прежнему переживает кризис, а впереди неопределенность – что же будет в 2012 году, я хотела бы предложить вам что-то другое Почему бы не попробовать сделать благотворительное пожертвование на имя человека, которому вы хотите отправить подарок? По случаю праздников в связи с наступающим 2012-м годом, я бы порекомендовала вам сделать пожертвования Российскому фонду равных возможностей для сирот (сокращенно, РУФ) (www.roofnet.org). Бутылка виски будет распита за одну вечеринку. И кроме того, тот, кому вы послали её, и сам ведь в состоянии легко сделать себе такой подарок. Но подумайте, сколько может стоить попытаться создать лучшее будущее для людей в обществе, в котором вы живете? Проблема сирот в России означает гораздо большее, чем просто деньги из государственного бюджета, необходимые для содержания домов для детей без родителей или детей, чьи семьи обращаются с ними столь жестоко, что им лучше жить в казённом учреждении, чем у себя дома. Государство берет на себя заботу о самом необходимом для них, но оно не может делать всё. И, поскольку мы живём в обществе, то это действительно становится проблемой для каждого из нас. В детских домах в России сегодня живут 150 тысяч детей, при этом 30 тысяч из них не получают никакого образования и очень мало стимулов - для развития, поскольку они считаются «неподдающимися обучению» или «слабоумными». Я предлагаю вам посмотреть одно небольшое видео на сайте «YouTube» о работе РУФ с детьми в психоневрологическом детском доме - интернате в Бельском Устье, которое расскажет вам об этом гораздо лучше, чем я могу описать словами. Прошу обратить внимание на то, что при сканировании смартфоном - прямо со страницы - указанного на ссылке высокочувствительного штрих-кода вы можете воспроизводить видео непосредственно – прямо с печатной страницы! youtu.be/nGK-xlLRaIc Те, кому больше повезёт, смогут покинуть такое специальное учреждение в старшем подростковом возрасте, но при этом - без каких-либо навыков самостоятельного проживания и не имея образования, необходимого, чтобы заниматься производительным трудом на рынке труда 21-го века. Так чья же это проблема? Это проблема всех и каждого. Качество такой рабочей силы оставляет желать лучшего, а в результате проигрывает и бизнес. Не имея возможности самостоятельно зарабатывать себе на жизнь и не имея надёжной семейной поддержки, выпускники «интернатов» (как такие детские дома обычно называют в России) часто становятся на путь преступлений, а многие даже пытаются покончить жизнь самоубийством. И снова в этом нет ничего хорошего для бизнеса, потому что бизнес существует в обществе, а общество страдает от такого положения вещей. В середине 90-х годов прошлого столетия РУФ стал одним из зачинателей развития школьных программ вечернего обучения в Москве, дающих возможность молодым выпускникам российской системы детских домов окончить среднюю школу и даже - после сдачи государственных экзаменов - поступить на учебу в вуз. Фонд «РУФ» стал одной из первых благотворительных организаций для сирот, инициировавших программу стажировки для студентов в российских компани-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА internship program with local Russian businesses. One student whom I personally remember from that period ended up going to law school after working as a courier for an international law firm in central Moscow. And over the last 12 years, ROOF has spun off three organizations – that now stand independently – and continue this work in different parts of Moscow and the Pskov region. ROOF has more and more focused its attention on education of the mentally handicapped and on advocacy to get children of normal intelligence out of the institution when they have been erroneously diagnosed as mentally disabled and then “warehoused” without hope of a future. And just as ROOF pioneered student internships for orphans in the 1990s, today it is trying-on business initiatives such as the creation of micro-finance projects to encourage young people who have left the orphanage system to start and run their own small businesses. There are many ways to support the work of ROOF this holiday season. One option cost less than 1,000 rubles ($25) and you can signup easily over the Internet. ROOF is currently campaigning to find 200 people who are willing to pledge $25 per month to support ROOF’s monthly operational budget. Find out more at www.roofnet.org. Click your language preference at the far right if you prefer to read in Russian. And if you have a smart phone, click the QR Bar Code here to go directly to the ROOF website on your phone. If you are interested in volunteering or in discussing a large donation, or a contribution earmarked for a particular project, I’d ask you to contact the Chairman of ROOF’s Board of Directors, Georgia Williams, at chairman@roofnet.org or you can call ROOF’s Moscow office at (495) 649 4809. And if there are any potential donors who are tax resident in either the UK or the United States reading this, I should note that ROOF is registered with the UK Charities Commission, and in the U.S. it has 501©3 tax deductible status. Lastly, I’d like to mention the people behind the scenes at ROOF, several of them personal friends of mine and all people of the highest quality, with real heart for their work.

Merry Christmas! The Board of the Russian Orphan Opportunity Fund Georgia J. Williams, volunteer Chairman ● Dr. Daria Kirjanov-Mueller, volunteer President (Adjunct Faculty, Dept. of Modern Languages at the University of New Haven) ● Karen Jansson, volunteer Treasurer – USA ● Rosalind Williams, volunteer Treasurer – international (School Teacher – retired) ● Arne Alsin, Board Member (Financial Advisor, Alsin Capital – adoptive parent) ● Dr. Lucy Kostyanovsky, Board Member (History Department, King’s College, London, UK – adoptive parent) ● Mother Nectaria McLees, Board Member (Orthodox monastic, Editor of Road to Emmaus Journal of Orthodox Faith and Culture) ● Dr. Timothy Patitsas, Board Member (Assistant Professor of Ethics at Hellenic College Holy Cross) ● Fr. Stephen Platt, Board Member (Priest of St. Nicholas Russian Orthodox Church, Oxford, UK) ● Dr. Peter Schadler, Board Member (Visiting scholar at Hellenic College Holy Cross Greek Orthodox School of Theology) ● Dr. Nina Gorky Shapiro, Board Member (Slavic Bibliographer, Princeton University - retired)

#12 /1 December 2011 / January 2012

ях. Я помню одного студента из того периода, который после работы в качестве курьера в одной международной юридической фирме в центре Москвы поступил учиться на юридический факультет. За последние 12 лет своей работы РУФ помог появлению из своих недр трёх новых организаций, которые теперь являются самостоятельными и продолжают эту деятельность в разных районах Москвы и Московской области. В последние годы РУФ всё больше сосредоточивал свое внимание на развитии педагогических программ для детей с умственными недостатками и на содействии усилиям, направленным на то, чтобы дети с нормальным интеллектом, ошибочно диагностированные, как умственно отсталые, смогли покинуть эти учреждения, в которые они зачастую направляются без всякой надежды на будущее. И точно так же, как в середине 90-х годов Фонд «РУФ» впервые организовал программы стажировки для детей-сирот, сегодня он выступает с новыми бизнесинициативами, такими как создание проектов микро-финансирования для оказания помощи покинувшим детский дом молодым людям в организации своего собственного небольшого бизнеса. В наступающем праздничном периоде есть много способов оказать поддержку фонду в его работе. Одна из возможностей обойдётся вам менее чем в 1000 рублей (25 долл. США), при этом вы можете легко оформить это через Интернет. В настоящее время РУФ организует кампанию, чтобы найти 200 человек, готовых пожертвовать по 25 долларов в месяц для поддержки ежемесячного оперативного бюджета РУФ. Более подробно об этом вы можете узнать на сайте www. roofnet.org. Нажмите на кнопку выбора языка в верхнем правом углу, если вы предпочитаете читать на русском языке. И если у вас имеется смартфон, нажмите на соответствующий штрих-код прямо здесь, чтобы перейти непосредственно на сайт фонда у себя в телефоне. А если вы заинтересованы в том, чтобы сделать добровольный вклад или обсудить возможность крупного пожертвования или вклада, направленного на осуществление конкретного проекта, я попросила бы вас связаться с председателем Совета директоров РУФ Джорджией Уильямс по электронному адресу chairman@ roofnet.org или же позвонить в московский офис РУФ по номеру (495) 649 4809. И если среди читающих это сейчас есть потенциальные доноры, которые являются налоговыми резидентами в Великобритании или в Соединенных Штатах , я должна сообщить вам, что фонд «РУФ» зарегистрирован в Комиссии по благотворительным организациям Великобритании и в США и имеет льготный налоговый статус 501 © 3. И в заключение я хотела бы упомянуть некоторых из работающих в РУФ людей, стоящих как бы за кадром, причём, некоторые из них являются моими личными друзьями и все они, без исключения – это люди самого высокого калибра, которые реально болеют душой за свою работу.

Поздравляем всех с Рождеством! Российский фонд равных возможностей для сирот Джорджия Уильямс, добровольный Председатель Дарья Кирьянов-Мюллер, добровольный Президент (преподаватель, факультет современных языков, Университет Нью-Хейвена) ● Карен Дженсон, добровольный Казначей в США Розалинд Уильямс, добровольный Казначей - зарубежные страны (школьный учитель - на пенсии) ● Арне Олсин, член совета директоров (финансовый советник компании Alsin Capital -усыновитель) ● доктор Люси Костяновски, член совета директоров (исторический факультет, Королевский колледж, Лондон, Великобритания - усыновитель) ● сестра Нектария Маклис, член совета директоров (православная монахиня, редактор журнала православной веры и культуры «Дорога в Эммаус») ● доктор Тимоти Патицас, член совета директоров (преподаватель этики в Греческом колледже Святого Креста) ● о. Стивен Платт, член совета директоров (священник православной церкви Св. Николая, Оксфорд, Великобритания) ● д-р Питер Шадлер, член совета директоров (научный сотрудник православной богословской школы Греческого колледжа Святого Креста) ● Доктор Нина Горький- Шапиро, член правления (библиограф отдела славистики, Принстонский университет - на пенсии)

Oil&GasEURASIA

Вместе мы решим любую задачу!

МЫ ПРЕДСТАВЛЯЕМ ДВЕ НОВЫЕ БЕСКАБЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ, КОТОРЫЕ ОБЪЕДИНЯЕТ ЛИШЬ ОДНО:

НАШИ КЛИЕНТЫ!

Сообщаем о выпуске новой линии бескабельных регистрирующих систем, FireFly и Hawk – двух из пяти новых технологий от INOVA. Начните использовать более простую и более гибкую беспроводную систему регистрации данных с поддержкой аналоговых или цифровых датчиков. Новая версия FireFly - более прочная и понятная пользователю. Способна работать в сочетании с системой Hawk, нашей новой автономной системой регистрации. Дополнительным преимуществом перед другим системами является способность получения улучшенных изображений среды и возможность работы в районах со сложным рельефом. Созданное с учетом последних тенденций отрасли и Ваших пожеланий, оборудование INOVA объединяет в себе гибкость и надежность, которую Вы ожидаете, подкрепленные мощной технической поддержкой.

Узнайте больше о наших новых бескабельных системах регистрации на сайте: inovageo.com/YOU-Driven

FireFly®

Беспроводная система регистрации.

Hawk™

Автономная система бескабельной регистрации.

UniVib™

Малогабаритный виброисточник.

VectorSeis® Цифровые датчики.

ARIES® II

Цифровые датчики RAM.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

GAS TRANSPORTATION | ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА 14

A More Secure North Nord Stream Cuts Transit Volumes Through Ukraine, Good News for Europe – Bad News for Ukraine

Курс на Север С запуском «Северного потока» объемы транзита российского газа через Украину снижаются GAS TRANSPORTATION | ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

Azeri-Georgian Interconnector Would Kick-Start Black Sea LNG Market AGRI стимулирует развитие проектов по СПГ на Черном море

Turkmenistan Cuts into Gazprom's Hoped-for Share of Chinese, Indian Markets New Supply Source Might Also Make a Trans-Caspian Pipeline Viable 28

Туркменистан разделяет заветную долю «Газпрома» на рынках Китая и Индии Новый источник поставок может обеспечить жизнеспособность проекта Транскаспийского трубопровода

South Stream "Plan B" May Cut Costs and Raise Commercial Viability «Южный поток» – обязательно! Но дешевле и быстрее

New Export Priorities for Russia: Perspectives of Energy Supplies to the Countries in the Asia-Pacific Region and the APEC Block

Новые внешнеэкономические приоритеты России:

перспективы экспорта энергоносителей в страны АТР и Тихоокеанского Клуба TYUMEN REGION | ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ

Scientific Potential Stimulates the Region’s Economic Development Научный потенциал как двигатель экономического развития региона

HYDRATES | ГАЗОГИДРАТЫ

Properties of Floating Layers of Natural Gas Hydrates Особенности плавающих слоев гидратов природных газов

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION DRILLING | БУРЕНИЕ

Кремнийорганическая ванна для ликвидации прихвата бурильного инструмента 62

Oil&GasEURASIA

#12 /1 December 2011 / January 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ WATER CUT CONTROL | КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕННОСТИ

Weatherford Red Eye® Series Water-Cut Meters: Red Eye® 2G and Red Eye® Multiphase 63

Семейство измерителей обводненности Red Eye® производства компании Weatherford: модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase OILFIELD CHEMICALS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

«Зиракс» инвестирует в увеличение качества и объемов нефтедобычи 66

FIRE PROTECTION | ОГНЕЗАЩИТА

Unrivaled Solution for Fire Protection of Load-Bearing Structures in Harsh Environments Непревзойденное решение для огнезащиты несущих конструкций в суровых условиях эксплуатации.

ENGINEERING SURVEYS | ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

PeterGaz LLC Sets a New Oceanographic Record ООО «Питер Газ» установил новый океанографический рекорд

GYROSCOPES | ГИРОСКОПЫ

High-precision Inclinometer Surveying Now Has a Name – It’s Stockholm Precision Tools AB. У точной инклинометрии есть свое имя – Stockholm Precision Tools AB.

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

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

«Сахалин Энерджи» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

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

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

Linde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

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

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

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

PGS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

«Газпромнефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5, 39, 49

3M . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51, 53

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

«Сатурн» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

OTC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

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 ILLUSTRATION Galina Zhuk TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Predstavitel Service, Elena Rubinova, Vasily Beilin, Sergei Naraevsky

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Галина Жук ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», «Представитель Сервис» Елена Рубинова, Василий Бейлин, 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

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

ation of its SeaRay system, designed to deliver competitive, redeployable 4-C seabed seismic acquisition. With nine systems in operation worldwide, the current SeaRay system has already become the industry’s system of choice, delivering unrivalled operational benefits and high-quality broadband seismic data. The SeaRay 428 offers enhanced productivity and data quality for Ocean Bottom Cable surveys and addresses growing industry demands for ever larger channel counts and greater layout flexibility. The SeaRay 428 has three new modular functionalities which extend the SeaRay system’s capabilities. First, while retaining the SeaRay’s key advan- ● the SeaRay 428 can now also intetage of power supply grate unmanned satellite recorders. through the line, the ● SeaRay 428 может работать в паре 428 features an inno- со спутниковыми навигационными vative in-sea module, системами. the SBLU (Seabed Line Unit), which offers an unequalled 37-kilometer cable length capability and a twofold increase in line data rate to 16 Mb/s. Second, coupled with the addition of a long-range optical extender, the SeaRay 428 provides even greater possibilities for line snaking or long-offset recording. Third, the SeaRay 428 can now also integrate unmanned satellite recorders, which offers greater flexibility during deployment and roll-out while ensuring real-time quality control of all system parameters and seismic data.

SOURCE / ИСТОЧНИК: SERCEL

Sercel Launches the Next-Generation Новинка от Sercel: сейсмостанция SeaRay 428 Seabed Acquisition System SeaRay 428 для морской сейсморазведки Sercel has launched the SeaRay® 428, the latest gener-

Neste Jacobs Optimized Unloading of Crude Oil in Cold Conditions A well-known phenomenon at oil terminals in cold regions is that crude oil transported in railway cars can be too stiff to unload. To help solve this problem, Neste Jacobs, a solution provider of technology, engineering, and project services has developed an unloading device called Ecoarm. It is a ready to use system that can be used as is or configured by combining top-unloading, bottom-unloading or top-warming technologies to meet clients’ needs. Traditionally, oil transported by train is unloaded through valves underneath the tank. The tool used for this is a base unloading arm with a built-in heating system.

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

Компания Sercel выпустила на рынок новейшую сейсморазведочную станцию SeaRay® 428 последнего поколение систем SeaRay, предназначенную для передвижной 4-компонентной донной сейсмической съемки. Сегодня в мировой практике используются девять таких станций, и новая модель уже стала самым популярным прибором геофизической отрасли, предлагая уникальные эксплуатационные преимущества и широкополосные сейсмические данные высокого качества. Станция SeaRay 428 обеспечивает повышенную производительность и качество данных морской сейсмической съемки, что отвечает растущим запросам геофизиков к увеличению числа каналов и большей гибкости в расстановке. Разработчики добавили в SeaRay 428 три новых модульных блока, расширяющих возможности станции. Во-первых, сохранив ключевое преимущество в виде питания по кабелю с судна-регистратора, в новую станцию установили новейший приемный модуль SBLU (сейсморазведочной косы) с уникальной длиной кабеля (37 км) и увеличенной в два раза скоростью передачи данных (16 Мб/сек). Во-вторых, в сочетании с дальнодействующим оптоволоконным ретранслятором, SeaRay 428 получил больше возможностей для перемещения по профилю или записи с максимального удаления. В-третьих, данная станция также может работать в паре со спутниковыми навигационными системами, что даст повышенную гибкость при выпуске и свертывании косы, одновременно гарантируя контроль качества в режиме реального времени для всех системных параметров и сейсмических данных.

Neste Jacobs оптимизирует разгрузку сырой нефти в холодных условиях Обслуживающему персоналу, работающему на нефтеналивных терминалах в холодных регионах, хорошо известен тот факт, что перевозимая в железнодорожных вагонах сырая нефть может оказаться слишком густой для разгрузки. Для решения данной проблемы компания Neste Jacobs – поставщик высококачественных технологических решений и услуг по разработке и проектированию – разработала разгрузочное устройство под названием Ecoarm. Готовую к эксплуатации систему можно использовать в исходном состоянии или дополнить технологиями верхней, нижней разгрузки или верхнего нагрева в соответствии с требованиями клиента. Как правило, нефть, перевозимая по железной дороге, разгружается через клапаны, расположенные под цистерной. Устройство, используемое для выполнения данной задачи, представляет собой базовую разгрузочную консоль со встроенной системой обогрева. Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

PHOTO / ФОТО:POLARTEKNIK OY AB

“But if bottom unloading is not possible, which quite often is the case in the Baltic region, the car must be unloaded from the manhole on top of the tank,” says Staffan Lindberg, Account Manager at Neste Jacobs. “But it is very time consuming and inefficient in the winter to warm the tank from the outside with, for example, hot steam.” The good thing about Ecoarm is that the system heats the oil via the top manhole and from the inside out. Roughly speaking, the system consists of a pump nozzle equipped with a heating coil that has two extendable hot oil spray nozzles on both sides of it. “First, the pump nozzle is heated and pressed into the stiff oil,” says Lindberg. “When it begins to thin out around the nozzle, the oil is pumped to a heat exchanger on the outside, from which hot oil is sent back into the spray nozzles.” As the oil thins, beginning from the midsection of the tank, the nozzles begin to move sideways and upwards and gradually rise to the top of the tank. This way, all the oil will be efficiently warmed up and can be unloaded. The key benefit of Ecoarm is that unloading can be done with high volume flows in cold weather. The equipment is hydraulically operated and steered remotely, which makes it safe to operate.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ «Если нижняя разгрузка невозможна, что довольно часто случается в Балтийском регионе, вагон необходимо разгружать через люк в верхней части цистерны, – говорит Стефан Линдберг, менеджер по работе с клиентами компании Neste Jacobs. – Однако нагрев цистерны снаружи, например горячим паром, в зимних условиях малоэффективен и требует много времени». Преимущество системы Ecoarm заключается в том, что она нагревает нефть через верхний люк, а сам нагрев осуществляется изнутри. Грубо говоря, эта система состоит из насадки насоса, снабженной нагревательной спиралью, с двумя выдвижными форсунками для нагретой нефти с обеих сторон. «Сначала насадка насоса нагревается и прижимается к загустевшей нефти, – поясняет Линдберг. – Когда нефть рядом с насадкой начинает разжижаться, она закачивается в расположенный снаружи теплообменник, из которого нагретая нефть попадает обратно в форсунки». По мере разжижения нефти в средней части цистерны форсунки начинают перемещаться в стороны и вверх, постепенно поднимаясь до верхней части цистерны. Таким образом, осуществляется эффективный нагрев всей нефти, которую затем можно разгрузить. Основное преимущество системы Ecoarm заключается в том, что разгрузку можно осуществлять большими объемами при низкой температуре. Оборудование работает от гидравлического насоса и управляется удаленно, что делает его эксплуатацию безопасной.

Новый датчик давления GE на технологической платформе TERPS

● The Ecoarm by Neste Jacobs unloads crude oil from railway cars no matter how cold and stiff the oil is. The arm that warms up the oil inside the tank consists of a pump nozzle equipped with a heating coil that has two extendable hot oil spray nozzles on each side, and they warm up the oil from inside. ● Система Ecoarm компании Neste Jacobs разгружает сырую нефть из железнодорожных вагонов независимо от того, насколько низко опустилась температура и насколько сильно загустела нефть. Консоль, с помощью которой нагревается нефть внутри цистерны, состоит из насадки насоса, снабженной нагревательной спиралью, с двумя выдвижными форсунками для нагретой нефти с обеих сторон, которые обеспечивают подогрев нефти изнутри. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания GE Energy, Measurement & Control Solutions впервые использовала технологию вытравливания канавок для резонансных устройств контроля давления (TERPS) GE при производстве новых датчиков давления. Кремниевые резонансные датчики давления RPS 8000 и DPS 8000 обеспечивают более высокую точность и стабильность, чем пьезорезистивные технологии измерения. Новая технология позволила увеличить диапазон измерения до высоких давлений по сравнению с резонансными датчиками на технологической платформе RPT. Новые датчики обеспечивают полную изоляцию от среды благодаря металлической диафрагме и масляной камере, которые образуют герметичный корпус, что значительно повышает возможности применения в агрессивных средах. Широкий диапазон соединительных элементов для электрических линий и систем давления удовлетворит любые требования клиентов. Датчики предназначены для самого широкого применения – от авиакосмической промышленности до подводных аппаратов, от машиностроения и метрологии до промышленных контрольно-измерительных приборов. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#12 /1 December 2011 / January 2012

GE’s New Pressure Sensor is First With New TERPS Technology GE’s Trench Etched Resonant Pressure (TERPS) technology is now available for the first time in a range of new pressure sensors from the sensing business of GE Energy, Measurement & Control Solutions. The RPS 8000 and the DPS 8000 resonant silicon pressure sensors offer accuracy and stability greater by a factor of ten over existing piezoresistive pressure sensors and significantly extend the pressure range capability conventionally associated with resonating pressure technology (RPT) sensors. The new sensors feature physical isolation from the pressure medium through a metallic isolation diaphragm and an oil-filled chamber, and this enables a very robust packaging, suitable for harsh environments. A wide selection of electrical

SOURCE / ИСТОЧНИК: GE

● The RPS 8000 and the DPS 8000 resonant silicon pressure sensors offer greater accuracy and stability. ● Кремниевые резонансные датчики давления RPS 8000 и DPS 8000 обеспечивают более высокую точность и стабильность. Принцип работы новых датчиков существенным образом не отличается от датчиков RPT. Кремниевая

HyperSolar Patent Discloses the Key to Making Renewable Natural Gas HyperSolar, Inc., the developer of a breakthrough technology to make renewable natural gas using solar power, in November disclosed more information from its patent application for a process to produce renewable natural gas using sunlight, water and carbon dioxide. Inspired by the photosynthetic processes that plants use to effortlessly harness the power of the Sun to create energy molecules, HyperSolar is developing a novel solar-powered nanoparticle system that mimics photosynthesis to separate hydrogen from water. The free hydrogen can then be reacted with carbon dioxide to produce methane, the primary component in natural gas. The company’s patent application is entitled, “Photoelectrochemically active heterostructures, methods for their manufacture, and methods and systems for producing desired products.” It discloses the company’s novel low cost manufacturing techniques, nanostructure innovations for high efficiency, and the use of freely available sunlight, waste water and carbon dioxide to produce hydrogen, methane, and other valuable chemical products. Unlike other approaches to hydrogen and methane production that may require high temperature and high-pressure systems, HyperSolar’s reactions are designed to occur at normal pressure and temperature. This allows for the use of very low cost and very simple reactors, such as a glass vessel or even clear plastic bag. To achieve world scale operation, HyperSolar envisions acres of very inexpensive reactors installed on vacant, non-productive land, producing massive amounts of carbon neutral methane that can be piped into the existing natural gas infrastructure for everyday use in homes, power plants, factories, and vehicles.

Компанией HyperSolar создана и запатентована уникальная технология, позволяющая производить возобновляемый природный газ HyperSolar, Inc., разработчик революционной технологии, позволяющей производить природный газ из солнечной энергии, в ноябре представила информацию из патентной заявки на процесс производства возобновляемого природного газа из воды и углекислого газа при использовании энергии солнечного света. На разработку нового источника топлива ученых вдохновил естественный фотосинтез в растениях, благодаря которому растения создают энергетические молекулы из солнечной энергии. Компания HyperSolar разрабатывает инновационную технологию, которая основывается на процессе, имитирующем естественный фотосинтез для выделения водорода из воды. Свободный водород вступает в реакцию с углекислым газом, после чего образуется метан, который является основным компонентом природного газа. Компания подала патентную заявку под названием «Фотоэлектрохимически активные гетероструктуры, методы их производства и методы и системы производства необходимой продукции». В заявке описывается новейшие низкозатратные и энергосберегающие методы производства, нанотехнологии высокой производительности и методы использования «бесплатной» солнечной энергии, сточной воды и углекислого газа для производства водорода, метана и прочих ценных химических элементов. В отличие от других методов производства водорода и метана с использованием высокотемпературных систем и оборудования под высоким давлением, реакции, предлагаемые компанией HyperSolar, происходят при нормальном давлении и нормальной температуре. Это позволяет использовать дешевые и простые реакторы, например, стеклянный сосуд или прозрачный пластиковый пакет. Для внедрения технологии в международных масштабах компании HyperSolar необходимо установить дешевые реакторы на свободных непродуктивных землях для выработки метана с нулевым балансом выбросов углерода, который можно будет подавать по действующим трубопроводам в жилые дома, на электростанции, производственные предприятия, а также использовать для заправки автомобилей.

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

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

and pressure connectors is available to suit specific requirements. Typical applications range from aerospace to sub-sea and from process engineering and metrology to industrial instrumentation. The new sensors operate in essentially the same way as an RPT sensor. The silicon structure is driven into resonance by the application of an electrostatic field and when pressure is applied to a diaphragm, the silicon resonator is stretched, changing the frequency, much like a guitar string. This change in frequency relates directly to the applied pressure. The RPS 8000 and the DPS 8000 sensors differ only in their respective outputs. The DPS 8000 incorporates an integral microprocessor and RS485/RS232 outputs to provide direct digital output. The RPS 8000 delivers a TTL frequency output and a mV temperature measurement from an integral temperature diode. These can be combined in a customer’s own digital equipment to provide a pressure reading. The RPS 8000 is ideal for OEMs and systems developers who wish to incorporate high accuracy, stable pressure measurement The TERPS technology employed by the new sensors uses three major manufacturing and packaging techniques. Deep reactive ion etching allows the creation of complex and arbitrary geometries within the resonating structure. This optimizes the design and performance of the resonator to make higher pressure and temperature ranges possible. The use of silicon fusion bonding allows for the machining of separate components of the sensor to be processed separately and then fused together retaining the properties of single crystal silicon. This provides greater flexibility in the design of the sensor element making higher pressure and temperature ranges possible. A new frequency detection method that provides a much stronger signal from the resonator has made it possible to package the sensor element in a way that can be mechanically isolated from the process media. This is a significant advancement for a sensor of this performance class over other high accuracy technologies that are typically limited to dry non-corrosive gases. In addition, associated electronics can be further from a TERPS sensor, which permits operation in higher temperature environments.

Leak Detection Tool Simplifies Well Monitoring Omega Well Monitoring displayed the all new Leakator at SPE Aberdeen 15th-16th November. This modular instrument is optimised for detecting leaks and low flow rates. A patent has been applied for this novel design – featuring no moving parts and only 25 mm in diameter. A modular, slick line deployed, memory instrument that uses multiple sensor arrays to highlight a leak depth in production tubing. The modular system has a master unit with CCL and the other sensor modules are optional and include differНефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ структура резонирует под воздействием электростатического поля. Под воздействием давления на диафрагму кремниевый резонатор растягивается, при этом изменяется частота, как у гитарной струны. Такое изменение частоты прямо зависит от давления. Датчики RPS 8000 и DPS 8000 отличаются выходными устройствами. DPS 8000 оснащен встроенным микропроцессором и выходами RS485/RS232 для передачи прямого цифрового сигнала. RPS 8000 оснащен TTL-совместимым выходом и встроенным температурным диодом для измерения температуры mV. Эти устройства подключаются на цифровые устройства клиента для передачи значений давления. RPS 8000 является идеальным решением для OEM и разработчиков систем, которые требуют высокой точности и стабильности измерения давления. Новые датчики на технологической платформе TERPS были созданы благодаря применению трех основных производственных процессов. Глубокое реактивное ионное травление позволяет создать сложную нестандартную конфигурацию с резонирующей структурой. Данный метод позволяет оптимизировать конструкцию и повысить эффективность резонатора, а также расширить рабочий диапазон давления и температуры. Метод кремниевого сплавления позволяет обработать отдельно различные компоненты датчика, которые в последующем сплавляются, сохраняя при этом свойства кристаллического кремния. Это повышает гибкость конструкции датчика и позволяет расширить рабочий диапазон давления и температуры. Новый метод определения частоты гарантирует передачу более мощного сигнала от резонатора благодаря механической изоляции элемента от среды. Такие датчики имеют значительные преимущества по сравнению с аналогичными высокоточными устройствами, которые обычно применяются лишь в такой среде, как сухой неагрессивный газ. Кроме того, электронные приборы, которые подключаются к датчику TERPS, могут быть расположены на большем расстоянии от устройств, что позволяет применить датчик при высокой температуре.

Система обнаружения утечек упрощает контрольные наблюдения скважин Компания Omega Well Monitoring представила совершенно новую систему обнаружения утечек Leakator на ежегодном европейском круглом столе по внутрискважинным работам SPE в Абердине 15-16 ноября. Модульный инструмент способен выявить утечки при низкой скорости потока. Была подана заявка на патент новой конструкции, которая составляет всего 25 мм в диаметре и не имеет движущихся компонентов. Модульная шлифованная линия, инструмент, оснащенный запоминающим устройством и сенсорным элементом, который позволяет выявить утечки глубоНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

#12 /1 December 2011 / January 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE / ИСТОЧНИК: OMEGA WELL MONITORING

● The design is patented featuring no moving parts, and a very small diameter. ● Новая конструкция имеет небольшой диаметр и не содержит движущихся компонентов. ential temperature, flow, and flow direction. The synchronized data from the sensors is merged and plotted against depth to highlight local variations in the well that indicate leaks. The design is patented featuring no moving parts, and a very small diameter. The sensors are physically distributed and have a balanced output, allowing extreme sensitivity to very small local anomalies of temperature and flow. The addition of the direction module is useful to look for cross flow. The sensor outputs are optimized to see local anomalies, relative to the nearby ambient, so there are no calibration issues. With no moving parts servicing is reduced to o-ring replacement only. The batteries are detachable and non dangerous goods transportable. Further developments may include other sensor arrays and a surface read out module, Omega Well Monitoring claims.

ко внутри трубопровода. Модульная система оснащена главным блоком с CCL и дополнительными сенсорными модулями для контроля температуры, скорости и направления потока. Данные, полученные с датчиков, синхронизируются, обрабатываются, после чего определяется глубина и локальные изменения внутри скважины для точного выявления места утечек. Новая конструкция имеет небольшой диаметр и не содержит движущихся компонентов. Датчики распределяются таким образом, чтобы обеспечить симметричность выхода. Такая система способна выявить даже незначительные отклонения температуры и потока. Дополнительный модуль определения направления используется для выявления поперечных потоков. Выходные датчики способны выявить локальные аномалии, при этом не возникают проблемы калибровки. Так как блок не имеет движущихся частей, обслуживание заключается только в замене уплотнительного кольца. Съемные аккумуляторы демонтируются для транспортировки как неопасные грузы. Компания Omega Well Monitoring сообщила, что в дальнейшем предполагается оснастить прибор дополнительными датчиками и модулем исследования поверхности.

Применение: Applications ● ● ●

Leak detection – gas lift valve and sliding sleeve problems. Monitoring cross flow between zones Observing the relative production of zones

● ● ●

Выявление утечек – газлифтный клапан и скользящая муфта. Контроль поперечных потоков между зонами. Контроль производственных зон.

Технические характеристики: Technical Specifications:

LEAKATOR (Patent Applied For) Temperature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . operation –20C to +150 C Pressure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .operation to 10 KPSI Diameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25 mm Connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Amerada Pin Material . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17/4PH stainless steel CCL . . . . . . . . . . . . . . . three axis ultra wide dynamic range – master module Batteries . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . AA (non-dangerous goods) Interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . One Wire USB

LEAKATOR (подана заявка на патент) Рабочая температура . . . . . . . . . . . . . . . . . . . от –20 до +150 °C Рабочее давление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . до 10 тыс. фунтов на кв. дюйм Диаметр . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25 мм Гнездо подключения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Amerada Pin Материал. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Нержавеющая сталь 17/4PH CCL . . . . . . . . . . . . три оси сверхширокого динамического диапазона – главный блок Аккумуляторы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .AA (неопасные товары) Интерфейс . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Однопроводной USB

Smith Bits Introduces New Roller Cone Bits for Geothermal and HighTemperature Applications

Smith Bits представляет новое шарошечное коническое долото для бурения в условиях высоких температур

Smith Bits announced the introduction of its Kaldera* advanced roller cone bits for geothermal and high-temperature drilling applications. Advanced materials technology has been developed to provide an engineered sealing and lubrication system for the drilling of high-temperature (HT) wells. The seals are made from fabric reinforced fluoroelastomer composites providing thermal stability and wear resistance. An innovative grease compound was developed from synthetic base oils and functional additives to increase load capacity at elevated temperatures to ensure adequate lubricity of the bearing sealing system.

Компания Smith Bits объявила о выходе нового усовершенствованного долота Kaldera* для бурения в условиях высоких температур. Разработка систем смазки и герметизации для бурения геотермальных и высокотемпературных скважин потребовала использования самых современных материалов. Все уплотнения выполнены из армированных фторэластомерных композитных материалов, обеспечивающих тепловую стойкость и сопротивление износу. Инновационный состав смазки был разработан на основе синтетических масел и функциональных добавок, которые увеличивают допустимую нагрузку при повы-

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

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Field trials of the Kaldera bits demonstrated improvements in reliability over conventional roller cone drill bits. In a recent geothermal well in Italy, where temperatures can exceed 277 C (530 F), bits with the new sealing system were successfully run. A new field record was recorded, drilling 77 hours in a single run, marking a 37 percent increase of on-bottom drilling hours when compared to offset runs. At the end of the run, all seals and bearings were graded as still effective. * Mark of Schlumberger

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGE

Kaldera Delivers Record Breaking Performance

Kaldera позволяет добиться революционной производительности

Полевые испытания нового долота Kaldera доказали более высокую надежность по сравнению с традиционными шарошечными коническими долотами. В одной из геотермальных скважин в Италии, где температура превышала 277 ˚C (530 ˚F), успешно протестировали долото с новой системой уплотнений. При этом был установлен новый рекорд: ● Kaldera drill bits improve reliability in chalза одну спуско-подъемную операцию lenging downhole conditions. наработка составила 77 часов, что на ● Долото Kaldera позволяет повысить 37% больше по сравнению с бурением надежность в сложных условиях бурения. в несколько этапов. В конце бурения были осмотрены все герметизирующие элементы. Оценки подтвердили, что они сохранили эффективность.

Innovative Stackable RiserGuard® System Developed

* Торговая марка «Шлюмберже»

Инновационная штабелируемая система RiserGuard®

SOURCE / ИСТОЧНИК: TRELLEBORG OFFSHORE

Trelleborg Offshore has developed a new stackable version of its innovative RiserGuard® system Providing a solution for rigs with limited storage space, it allows stacking of mixed dressed riser joints, while still offering the same high protection as the original system. Stackable RiserGuard® joints can be stacked alongside buoyant riser joints in the same deck storage area due to strategically placed protective sections spaced within the RiserGuard® that accept and transfer loads between the joints and deck ● The Stackable RiserGuard® storage area. system offers quick and easy Designed as a free installation. flooding, self equalizing, ● Штабелируемая система neutrally buoyant unit, the RiserGuard® легко и быстро Stackable RiserGuard® устанавливается. offers complete protection for bare riser joints and external lines during handling, storage and drilling operations. The bare or slick riser joint system consists of a series of two piece half shells affixed to the outside of the riser joint. The Stackable RiserGuard® system offers quick and easy installation and is impact and abrasion resistant. It also provides the same OD and geometry as buoyant riser joints, allowing bare joints to be run at the same speed as buoyant joints.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

шенных температурах, что обеспечивает отличные смазочные свойства.

Компания Trelleborg Offshore разработала новую штабелируемую версию своей инновационной системы RiserGuard®. Решение представляется идеальным для буровых установок с ограниченными площадями для складирования, так как система позволяет уложить штабелями различные секции водоотделяющих колонн при сохранении того же уровня защищенности, который обеспечивается традиционными системами. Секции RiserGuard® укладываются штабелями вдоль плавучих секций в одной и той же зоне хранения на палубе благодаря продуманному расположению защитных блоков системы RiserGuard®, распределяющих нагрузку между секциями и палубой. Штабелируемая самобалансирующаяся плавающая система RiserGuard® обеспечивает полную защиту открытых секций водоотделяющих колонн и наружных линий во время погрузки, разгрузки, хранения и бурения. Открытые или шлифованные секции состоят из двухкомпонентных продольно-разрезанных труб, которые крепятся к внешней стороне секции водоотделяющей колонны. Износоустойчивая штабелируемая система RiserGuard® легко и быстро устанавливается. При этом сохраняется коэффициент тонкости труб и форма, как у плавающих секций, поскольку открытые секции двигаются с той же скоростью, что и плавающие.

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

PHOTO / ФОТО: NORD STREAM AG

GAS TRANSPORTATION

A More Secure North

Nord Stream Cuts Transit Volumes Through Ukraine, Good News for Europe – Bad News for Ukraine

Курс на Север С запуском «Северного потока» объемы транзита российского газа через Украину снижаются Svetlana Kristallinskaya Светлана Кристаллинская

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

«Г

azprom has finally completed the new export pipeline to Europe called the Nord Stream. It is now obvious that the traditional Russian gas export route to the EU is facing serious competition and the current flow will eventually “shrink”. This major change is also going to be affected by Gazprom’s agreement to buy 100 percent of Beltransgaz and possible Turkey’s refusal to prolong one of the contracts for purchasing Russian gas. Russia is ready to build the third line of the Nord Stream pipeline as well as the South Stream, but European politicians are not very enthusiastic about this perspective trying not to step up dependency on Russian gas. Ukraine, however, is not losing hope to lure Russia to continue its’ gas supplies through Ukrainian territory.

азпром» построил новую экспортную магистраль в Европу – «Северный поток». Теперь традиционному пути экспорта российского газа в Европу – транзиту через Украину – грозит существенное «усыхание». Этому также будет способствовать договоренность «Газпрома» о покупке 100% «Белтрансгаза», и, возможно, отказ Турции пролонгировать один из контрактов на закупку газа в России. Россия готова построить и третью нитку «Северного потока», а также «Южный поток», но европейские политики пока сдержанно относятся к такой перспективе, не желая чрезмерной зависимости от российского газа. Украина же не теряет надежды заманить Россию транспортировать газ через свою территорию.

Russia Has Reduced Dependency on Ukraine

Россия уменьшила зависимость от «незалежней»

The Nord Stream project has been debated for a long time but eventually Line 1 with the capacity of 27, 5 billion cubic meters of the twin pipeline was completed within a short period of time of just a year and a half. The project originated almost 15 years ago at the time when Rem Vyakhirev was the CEO of Gazprom. Even back then the project was seen and promoted as a way to reduce dependency on transit countries. Today, approximately 70-80 percent of Russian gas is being exported through Ukraine. In the past decades Russian –Ukrainian relations were constantly changing depending on political changes in Ukraine and gas was often used as a “political weapon”. The transit crisis in January 2009, as it is clear from the distant perspective, was profitable for Russia. European consumers experienced firsthand what it was like when gas supplies were cut off and stopped objecting Nord Stream construction. The project got the status of TEN (TransEuropean Nets) from EU Commission as well as obtained all necessary ecological permissions. During the years when Nord Stream project was yet under consideration Gazprom was negotiating with Ukraine the possibilities of co-management of the country’s gas transmission system (GTS). Simultaneously yet persistently Gazprom is implementing South Stream pipe-line construction on the bottom of the Black sea which is also bypassing Ukraine. Currently 100-110 billion cubic meters are being transmitted through the Ukrainian territory, while the total export to non-CIS countries amounts to 140-150 billion cubic meters. Till the very last moment Gazprom didn’t disclose the information on the amount of gas redirected from the Ukrainian pipeline but confirmed the fact that European demand for gas was considerably growing. Nevertheless in 2011 Gazprom overestimated Europe’s market size or the prices reasonable for the European market. Thus, in spring the initial forecast for 2011 export demand estimated at 151 billion cubic meters was increased to 155 billion cubic meters, and then after the accident at Japanese Nuclear Power Station “Fukusima-1” and the civil war in Libya raised up to 158 billion cubic meters. But in November Gazprom’s top management announced that the export plan had to come back to the original estimation of 151 billion cubic meters. Currently the amount of gas fed through the Nord Stream equals approximately 8-9 billion cubes per year. The day Nord Stream was launched, Alexander Medvedev, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Газопровод «Северный поток» долго обсуждался, но в итоге был быстро построен – первую очередь на 27,5 млрд м³ построили всего за 1,5 года, а родился проект почти 15 лет назад, еще при бывшем главе «Газпрома» Рэме Вяхиреве, и уже тогда позиционировался, в том числе, как способ снижения зависимости от стран-транзитеров. Сейчас примерно 70-80% российского газа экспортируется транзитом через Украину, отношения с которой у России всегда менялись в зависимости от смены власти в «незалежней», а газ был «политическим оружием». Транзитный кризис в январе 2009 года, как теперь видится на расстоянии, был выгоден России – европейские потребители физически ощутили на себе прекращение подачи газа и перестали противодействовать строительству «Северного потока» – проект получил от Еврокомиссии статус TEN (Трансъевропейские сети) и все необходимые экологические разрешения. Все годы обсуждений проекта «Газпром» параллельно вел переговоры с Украиной о совместном управлении ее газотранспортной системой (ГТС). Но одновременно «Газпром» последовательно идет к реализации проекта строительства газопровода «Южный поток» по дну Черного моря, также в обход Украины. Через территорию Украины сейчас прокачивается порядка 100-110 млрд м³ газа в год при общей величине экспорта в дальнее зарубежье 140150 млрд м³ газа. До последнего момента «Газпром» не раскрывал, какой же объем газа будет перекинут с украинской «трубы», утверждая, что европейский спрос на газ растет значительными темпами. Тем не менее, по 2011 году «Газпром» переоценил величину спроса на европейском рынке или приемлемые цены для европейцев. Так, изначальный прогноз экспорта на 2011 год в 151 млрд м³ весной был повышен до 155 млрд м³, а затем до 158 млрд м³ газа из-за аварии на японской АЭС «Фукусима-1» и гражданской войны в Ливии. Однако уже в ноябре топ-менеджеры «Газпрома» объявили, что план экспорта вернулся к первоначальным оценкам в 151 млрд м³ газа. В настоящее время по «Северному потоку» транзитируется объем газа, соответствующий примерно 8-9 млрд м³ в год. В день запуска «Северного потока» в эксплуатацию заместитель председателя правления «Газпрома» Александр Медведев заявил, что после выхода «Северного потока» на полную мощность в 55 млрд м³ газа в год, по нему будут поставляться

GAS TRANSPORTATION Gazprom’s BOD Vice-Chairman, confirmed that once Nord Stream gets its ultimate annual capacity of 55 billion cubic meters. It is going to transport 22 billion cubic meters of gas in compliance with the new contracts and approximately 30 billions cubic meters according to the old contracts. He also stated that no export transit would be redirected from the Belorussian export route. It means that Ukrainian gas transmission network (GTS) will lose at least 30 billion cubic meters if European market does not show more demand. Nevertheless, Mikhail Korchemkin, the owner of East European Gas Analysis (USA) believes that Ukraine’s income reduction might be less significant. “The fact is once the load of a pipeline is not full, any owners are sure to increase transit rates. It’s a usual practice in the gas industry with no politics involved,” he said. It is important to mention that during the last “gas war” in January 2009 Ukraine did not manage to include into the contract with Gazprom a provision that would regulate the situation where Russia is obliged to pay if gas is not transmitted. Therefore, no penalties can be claimed to Gazprom if some of gas transit is redirected from Ukraine to other routes. Ukraine only managed to get a prepayment for the future gas transit, which can be easily prolonged by Gazprom by simply crediting Naftogaz Ukraine. Alexander Medvedev claimed that Nord Stream transmission costs are lower than those of other operating routes. It might be the reason why the pipeline construction will pay off (counting the loan interest calculation) only in 50 years, as Gazprom’s СEO spokesman Sergei Kupriyanov admitted. According to Gazprom’s estimates modernization of aging Ukrainian gas transmission system if implemented would cost $3,5 billion. Gazprom is holding 51 percent in the Nord Stream construction consortium so it’s much more reasonable for the company to pay transport costs to itself and not to invest into Ukrainian economy. Besides, Gazprom will not depend on political changes in Ukraine and any other power play in the local government.

Gazprom Secures Reliability of Belarus Transit Route Ukraine’s interests were also severely undermined by Russia’s agreement with Belarus to increase its shares in Beltransgas, where Russia currently owns 100 percent. It means Gazprom is getting total control on Belorussian gas transit corridor. The current capacity of Yamal – Europe pipeline through Belarus is 33 billion cubic meters per year. Considering that 20-21 billion cubic meters goes to Belarus’ domestic gas consumption, the transit capacity amounts to approximately 12 billion cubic meters of gas per year. This system is a continuation of a much bigger gas transit system that starts at Yamal Peninsula but is yet under construction. Once this stage is completed the center of Russian gas industry will be relocated to the Yamal peninsula. It is expected that in 4-5 years the first Yamal field Bovanenkovo will produce up to 115 billion cubic meters per year. It’s highly possible that it would be easier to expand the Yamal-Europe pipeline, rather than distribute

#12 /1 December 2011 / January 2012

22 млрд м³ газа по новым контрактам и около 30 млрд м³ по старым контрактам. Он заявил также, что переноса транзита газа с белорусского направления не будет. Таким образом, если в Европе не будет дополнительного спроса, украинская ГТС лишится минимум 30 млрд м³ газа. Однако гендиректор и владелец East European Gas Analysis (США) Михаил Корчемкин отмечает, что снижение доходов Украины от транзита может быть гораздо менее существенным. «Дело в том, что снижение загрузки газопроводов должно привести к повышению транзитных тарифов. Это нормальная практика газового бизнеса, в которой нет никакой политики», – сказал он. Стоит отметить, что во время последней «газовой войны» в январе 2009 года Украине не удалось включить в контракт с «Газпромом» условия «транспортируй или плати», поэтому никаких штрафных санкций за перенос объемов с украинской трубы «Газпром» не понесет. Украина смогла лишь добиться частичной предоплаты за транзит газа, который «Газпром» может растянуть по времени, просто кредитуя «Нафтогаз Украины». Как заявил Александр Медведев, стоимость транспортировки газа по «Северному потоку» ниже, чем по действующим маршрутам. Возможно, поэтому, как признал пресс-секретарь главы «Газпрома» Сергей Куприянов, газопровод стоимостью 8,8 млрд евро (с учетом процентов за кредиты) окупится лишь через 50 лет. Модернизация стареющей газотранспортной системы Украины, по оценкам «Газпрома», стоила бы $3,5 млрд. Но поскольку «Газпром» владеет 51% консорциума по строительству «Северного потока», он будет платить за транспортировку и самому себе, а не украинской экономике. При этом не будет зависеть от смены власти в стране.

«Газпром» обеспечивает надежность транзита через Беларусь Сокрушительное поражение Украине нанесли и договоренности России с Беларусью об увеличении до 100% доли в «Белтрансгазе», то есть, «Газпром» получил полный контроль над белорусским газотранспортным коридором. Сейчас мощность газопровода Ямал – Европа через Беларусь составляет 33 млрд м³ газа в год. С учетом того, что Беларусь сама потребляет порядка 20-21 млрд м³, транзитные мощности составляют около 12 млрд м³ газа в год. Однако эта система является прямым продолжением строящейся газотранспортной системы с полуострова Ямал, куда

● Gas transit through Belarus may rise to 44.5 billion cubic meters

in 2012. ● Объем транзита российского природного газа через Беларусь

в 2012 году может вырасти до 44,5 млрд м³.

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: NORD STREAM AG

● Russian President Dmitry Medvedev expressed his hope that

PHOTO / ФОТО: NORD STREAM AG

#12 /1 December 2011 / January 2012

GAS TRANSPORTATION

the EU gas demand will grow up to 200 billion cubic meters by 2020. ● Президент России Дмитрий Медведев выразил надежду на то, что потребности ЕС в российском газе к 2020 году вырастут до 200 млрд м3.

● German Chancellor Angela Merkel named Nord Stream “the biggest energy infrastructure project of our time.” ● Канцлер Германии Анхела Меркель назвала «Северный поток» «крупнейшим проектом нашего времени в области инфраструктуры энергетики».

new gas and thus increase transit capacity of the Ukrainian route. It is clear, that this gas transportation corridor has a sideline to Nord Stream, but the Shtockman field project should also be taken into consideration. This huge area has no other option for gas transportation other than through Nord Stream. According to Mikhail Korchemkin of East European Gas Analysis, the Russian government is consistent in the intention to launch Shtockman, although its economic efficiency is doubtful. “Bovanenkovo field will be launched on time, while Shtockman’s launch is questionable. Shtockman’s launch would be economically reasonable in 2020-2025. But the Russian government takes it as a political project, therefore it can be launched regardless of its commercial efficiency,” he said. Valery Yazev, the Vice-Speaker of Russian State Duma, partially agreed with this point of view by saying that “exploration of Shtockman gas field at any cost is not in the interests of either the Russian State or the Russian people.” Another direction for Yamal gas distribution will be to the south through the South Stream pipeline. This year the project got new foreign shareholders, that means higher chances for its implementation. Ukraine fully realizes that the situation is very serious and made Russia a forthcoming proposal: to build the South Stream pipeline on its territory. This means that Yamal gas will have to be transported through the territory of Russia, however it would provide an extra gas supply to southern and central regions of the country.

переносится центр российской газодобычи – через четырепять лет на первом ямальском месторождении Бованенково планируется добывать около 115 млрд м³ газа в год. И, возможно, расширить трубопровод Ямал – Европа будет проще, чем распределять новый газ и, соответственно, расширять мощности, идущие в направлении Украины. Конечно, этот газотранспортный коридор имеет ответвление на «Северный поток», однако не стоит забывать и о Штокмановском месторождении, у которого нет других перспектив трубопроводной транспортировки, кроме как по «Северному потоку». По мнению Корчемкина, российские власти твердо настроены на запуск Штокмана, несмотря на то, что его экономическая целесообразность пока является спорной. «Бованенково будет введено в строй в срок, а Штокман пока находится под вопросом. С коммерческой точки зрения ввод Штокмана был бы целесообразен в 2020–2025 годах. Однако руководство РФ считает проект политическим, и его ввод в строй может быть назначен вне зависимости от коммерческих соображений», – сказал он. Эту точку зрения частично подтвердил и вице-спикер Госдумы Валерий Язев, который заявил, что «российскому государству и российскому народу не нужно освоение Штокмана любой ценой». Другим направлением сбыта ямальского газа будет южное направление – через «Южный поток». У этого проекта в нынешнем году появились новые иностранные акционеры, что значительно повышает шансы на его практическую реализацию. Украина же, понимая серьезность данного аргумента, сделала России своеобразное предложение – построить Oil&GasEURASIA

GAS TRANSPORTATION

Turkey Cancels Gas Deal The third factor to lower transit of Russian gas through Ukraine, in the upcoming year, is Turkey’s refusal to prolong one of the contracts for Russian gas supplies, the one that goes through Ukraine. Russia uses two gas supply routes to Turkey: the Blue Stream pipeline going along the bottom of the Black Sea and the western route, which uses a transit corridor through Ukraine and Bulgaria. The latter is employed to supply gas under two contracts, for 8 billion cubic meters per year and 6 billion cubic meters per year respectively. Recently Turkey’s state company Botas has rejected the second contract. Gazprom declared that the company was already negotiating new contracts for the same amounts with some smaller private Turkish companies. It’s worth mentioning that last year Turkey purchased only 10 billion cubic meters that is supplied through this direction, which means that the rest of 2 billion cubic meters was a surplus to requirements. According to predictions for this year, Turkey is planning to reduce gas supplies but not considerably. Western route covers the needs of a multimillion Istanbul area, but technically, the Blue Stream pipeline that is half idle cannot satisfy all the demands (only 8 billion cubic meters were supplied through Blue Stream last year with the full capacity of 16 billion cubic meters a year). At the same time, Turkey has a LNG import terminal on the the Sea of Marmara coast with the capacity of 6 billion cubic meters per year. It turns out that frequently LNG is cheaper than a pipeline gas.

Hopes are Running High for European Market Demand for Gas “Gazprom’s guaranteed volume of European export for 2020–2025 will be 158 billion cubic meters per year. Subtracting all the supplies going via Nord Stream, South Stream, Blue Stream and on top of that export flow to Finland, we only have the amount of 18-20 billion cubic meters left transited through Belarus and Ukraine,” Korchemkin pointed out. Thus, if Gazprom manages to fulfill all the plans, Ukraine can only hope for the growing European market demand under the condition that Gazprom will still dominate this market. As Russian President Dmitry Medvedev said at the official launch of the Nord Stream pipeline, Russia expects European Union to overcome current economic difficulties and increase the demand for gas up to 200 billion cubic meters by the year 2020. Germany’s Chancellor Angela Merkel, who was previously opposed the construction of the third line of Nord Stream, now swept Russia a curtsey, asking Guenter Ottinger, European Commissioner for Energy, to clear out European Union’s energy policy to its partners. This message is dedicated to the Third Energy Package waiting to become the matter for “critical discussions”. Merkel’s words sounded encouraging especially after police searched offices of the European companies buying Russian gas, as well as regular public statements of Russian executives regarding the above document, which can cast a doubt on pipeline infrastructure construction. Alexander Medvedev, CEO of Gazprom Export, said: “I tend to think these are not mere words. We brought to attention many times that Third Energy Package is far from being ideal both for a seller and a customer if to look at the contracts already signed.”

#12 /1 December 2011 / January 2012

«Южный поток» по своей территории. Ямальский газ придется тянуть через всю территорию России, но это позволит дополнительно обеспечить газом центр и юг страны.

Турция отказалась от газа Третий фактор, который может снизить транзит российского газа через Украину уже в следующем году – отказ Турции пролонгировать один из контрактов на закупку российского газа, причем по территории Украины. Россия поставляет газ в Турцию и по дну Черного моря через газопровод «Голубой поток». По западному направлению, транзитом через Украину и Болгарию, газ поставляется по двум контрактам – на 8 млрд м³ в год и на 6 млрд м³ в год. Турецкая госкомпания Botas отказалась от последнего контракта. «Газпром» заявил, что ведет переговоры о заключении контрактов на эти объемы с частными турецкими компаниями, однако стоит отметить, что в прошлом году Турция закупила по этому направлению лишь 10 млрд м³ газа, то есть 2 млрд м³ газа по данному направлению ей были не нужны. Согласно прогнозу на текущий год, Турция планирует незначительно снизить закупки газа. Западный маршрут снабжает многомиллионный Стамбул, и, технически, простаивающий наполовину «Голубой поток» (в прошлом году по нему было поставлено лишь 8 млрд м³ газа при мощности в 16 млрд м³) не может удовлетворить его потребности. Однако на турецком побережье Мраморного моря расположен терминал по импорту сжиженного природного газа (СПГ) мощностью 6 млрд м³ газа в год, а СПГ часто оказывается дешевле трубопроводного газа.

Вся надежда – на рост спроса в Европе «Гарантированный объем европейского экспорта „Газпрома“ на 2020–2025 годы составляет 158 млрд м³ в год. Если из этого объема вычесть поставки по „Северному потоку“, „Южному потоку“, „Голубому потоку“ и в Финляндию, то, по минимальному сценарию, на транзит через Беларусь и Украину останется 18-20 млрд м³», – отметил Корчемкин. Таким образом, если все планы «Газпрома» будут реализованы, Украине остается надеяться лишь на то, что спрос на газ в Европе увеличится, и эта ниша достанется «Газпрому». Как заявил президент РФ Дмитрий Медведев на запуске «Северного потока», Россия рассчитывает, что Евросоюз сможет преодолеть текущие трудности, и дополнительные потребности в газе к 2020 году вырастут до 200 млрд м³. В свою очередь, канцлер Германии Ангела Меркель, ранее высказывавшаяся против строительства третьей нитки «Северного потока», на открытии газопровода «сделала реверанс» в отношении России, призвав европейского комиссара по энергетике Гюнтера Оттингера сделать энергетическую политику Евросоюза более понятной для его партнеров. Речь шла о Третьем энергопакете, которому канцлер Германии предсказала «критические дискуссии». После прошедших обысков в европейских компаниях, покупающих российский газ, и очередных публичных высказываний российского руководства по поводу этого документа, который может поставить под сомнение целесообразность строительства трубопроводной инфраструктуры, слова Меркель прозвучали обнадеживающе. «Я думаю, такими словами не бросаются. Мы обращали внимание на то, что в Третьем энергопакете не все было благополучно с точки зрения продавца и покупателя в рамках подписанных контрактов», – заявил глава «Газпром экспорта» Александр Медведев. Oil&GasEURASIA

GAS TRANSPORTATION

Azeri-Georgian Interconnector Would Kick-Start Black Sea LNG Market AGRI стимулирует развитие проектов по СПГ на Черном море

Vladimir Shluchkov

Владимир Шлычков

he latest of the projects aiming to supply gas directly from the Caspian to Europe circumventing Russia has lately attracted a lot of interest on behalf of the postSoviet states though initially they were not envisioned as participants of the new gas supplying system.

амый молодой из проектов, предусматривающих поставки газа из Прикаспийского региона в Европу, в последнее время вызывает повышенный интерес постсоветских государств, первоначально не рассматривавшихся в качестве участников новой газотранспортной цепочки.

Gas Route Around Russia

Газ в обход России

In April 2010 Romania, Azerbaijan and Georgia signed a memorandum on a project known as AGRI (Azerbaijan – Georgia – Romania Interconnector) aimed at creating an alternative gas supply route to Europe from the field at Shakh Deniz. Shortly after signing the memorandum, Hungary joined the project. In technical terms АGRI means building a pipeline for transportation of natural gas to the Georgian Black Sea coast. In the Georgian port Kulevi, gas will be liquefied at a special terminal and then delivered by tankers to the Romanian port of Constanta. There LNG is to be transformed to the initial gas substance and directed to local and other European consumers using already existing gas infrastructure. To implement the project, it is necessary to build at least two facilities: one is natural-gas liquefaction plant in Georgia and one regasification terminal in Romania. The AGRI project is believed to be more profitable if interconnector Romania – Hungary is built (Arad – Szeged). It is obvious that one of the key goals of the project is to ensure energy supplies to Europe and circumvent Russia. Currently all work on technical specification of the new project and search for new financial donors for the project is supervised by a joint company ARGI LNG Co. This stage is planned to be completed by April 1, 2012. Equal participants of the project are Azerbaijani SOCAR (GNKAR in Russian), Oil and Gas Corporation of Georgia, the Romanian ROMGAZ and Hungarian MVM. Each has a 25 percent of shares. According to Natik Aliev, Minister of Industry and Energy of Azerbaijan, three options of interconnector’s capacity are currently under consideration: 2 billion, 5 billion or 8 billion cubic meters per year. Depending on these figures investment for the project is estimated from €1.2 billion to €4.5 billion. The project is supposed to be implemented within 20 months.

В апреле 2010 года Румыния, Азербайджан и Грузия подписали меморандум о реализации проекта Azerbaijan – Georgia – Romania Interconnector (AGRI), призванного обеспечить поставки в Европу природного газа, добываемого на морском газоконденсатном месторождении Шах-Дениз. Вскоре к участникам проекта присоединилась и Венгрия. С технической стороны АGRI предполагает трубопроводную транспортировку газа на черноморское побережье Грузии. В порту Кулеви он будет сжижаться на специальном терминале для доставки танкерами в Румынию, в порт Констанца. Там СПГ вернут в природное состояние и направят, с использованием имеющейся на территории страны газовой инфраструктуры, покупателям как на местный рынок, так и на рынки других стран Европы. Для этого необходимо, как минимум, построить два терминала по сжижению и регазификации – в Грузии и Румынии. Эффективность проекта возрастет при условии создания интерконнектора Румыния – Венгрия (Арад – Сегед). Как видно, AGRI призван обеспечить доставку энергоносителей в Европу без участия России. Регулированием работы по подготовке ТЭО нового проекта (ее планируется завершить к 1 апреля 2012 года) и поиском источников финансирования занимается совместная компания AGRI LNG Co. В число ее учредителей вошли румынская Romgaz, нефтегазовая корпорация Грузии, азербайджанская ГНКАР и венгерская MVM. Каждый из участников СП обладает 25%-м долевым участием. По словам министра промышленности и энергетики Азербайджана Натика Алиева, сейчас рассматриваются три варианта проектной мощности интерконнектора: 2 млрд м³, 5 млрд м³ и 8 млрд м³ газа в год. В зависимости от этих показателей, его ориентировочная стоимость варьируется от €1,2 млрд до €4,5 млрд. Проект предполагается реализовать в течение 20 месяцев.

Ukraine is Striving to Go for LNG

Украина стремится попробовать СПГ

Ukraine has been in conflict with Moscow over the gas supplies for years and is desperately striving to change its dependency on Gazprom supplies, including partial switching from Russian pipeline gas to LNG.

Украина, находящаяся в состоянии перманентного газового конфликта с Москвой, уже не первый год стремится снизить свою зависимость от поставок «Газпрома», в том числе за счет частичного замещения российского трубного газа

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

● AGRI can be put in operation earlier than Nabucco and South

Stream. ● AGRI можно запустить быстрее, чем Nabucco и Южный

Поток. A number of countries including Egypt, Libya, Algeria, Qatar and even a distant Indonesia have been considered as possible suppliers. LNGwas meant to be delivered by tankers to Ukrainian shores via Bosphorus. Nevertheless, a detailed analysis shows that these alternatives tend to be quite difficult if real to implement. It’s unlikely to get permission from Ankara for oil tankers to go through Bosphorus that has very intensive traffic and strict ecological regulations. To cover it all, lately Turkey started reconsidering its energy policy. In the opinion of Rovshan Ibragimov from Caucasus University, Turkey is trying to become some sort of a regional energy terminal and resell Azerbaijani gas to European markets. Today Kiev is looking at Azerbaijan as the main LNG supplier. As Ukrainian experts believe, the main advantages of such choice will be a relatively short distance of delivery (approximately 2,300 kilometers) and minimal political risks compared to North Africa and the Middle East. In early 2011, within the framework of AGRI Ukrainian Cabinet of Ministers and Azerbaijani government signed a memorandum on 5 billion cubic meters LNG supplies by tankers via the Black Sea route. It speeded up the project of LNG terminal construction on the Ukrainian Black Sea coast coordinated by a specially founded state company, National Project – LNG Terminal. Socoin Ingenieria y Construccion Industria (Spain) won the tender for a development of technical and economic study for the project. In the interview to Oil and Gas Eurasia the PR representative of Ukrainian Prime Minister Nickolai Azarov pointed out that construction of a regasification plant Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

сжиженным. В качестве потенциальных поставщиков СПГ рассматривались Египет, Ливия, Алжир, Катар и даже далекая Индонезия. Сжиженное топливо из этих стран предполагалось транспортировать танкерами через Босфор к черноморским берегам Украины. Однако при детальном анализе реализация этих альтернатив представляется весьма проблематичной. Получить разрешение Анкары на регулярный проход газовозов через загруженный Босфорский пролив, в том числе и по соображениям экологической безопасности, будет совсем непросто. Вдобавок, в последнее время Турция стала пересматривать свою энергетическую политику, стремясь, по мнению доктора Ровшана Ибрагимова из университета «Кавказ», превратиться в некий региональный энергетический терминал и перепродавать купленный у Азербайджана газ на европейские рынки. Сегодня Киев рассматривает Азербайджан как приоритетного поставщика сжиженного природного газа. Как считают в Украине, главным преимуществом здесь являются короткий путь доставки (около 2 300 км) и минимум политических рисков, характерных для Северной Африки и Ближнего Востока. В начале 2011 года Кабинет министров Украины и правительство Азербайджана подписали меморандум о поставках 5 млрд м³ сжиженного азербайджанского газа танкерами по Черному морю в рамках AGRI. Это ускорило работу над проектом строительства принимающего СПГтерминала на черноморском побережье. Ее координирует специально созданное государственное предприятие «Национальный проект „LNG–терминал“». Завершившийся в сентябре конкурс на разработку ТЭО выиграла испанская компания Socoin Ingenieria y Construccion Industria.

GAS TRANSPORTATION

Faster and cheaper Оne of the advantages of the AGRI project is that it is three times cheaper than Nabucco megaproject. On top of that it can be put in operation earlier than Nabucco and the Russian “South Stream” project . In experts’ opinion, Nabucco costs can increase from €7.9 billion to €12-15 billion. In May Christian Dolezal, official representative of Nabucco Gas Pipeline International, announced that final decision in investment had been postponed again because of increased costs and unregulated issues regarding gas supplies. “While a full scale Nabucco project that also has had a heavy political connotation is widely discussed in the media, smaller projects aimed at similar targets have been initiated, i.e ITGI, TAP and AGRI. Despite the fact that they were initiated later, they are moving on faster and much more successfully,” Financial Times Deutschland wrote. Project targets of AGRI are similar thought with its rather limited capacity it is not a direct competitor of Nabucco. Nevertheless, in the future interconnector’s capacity can be increased and thus enlarge the project status and significance. Lately Ashgabat too started showing interest to the project. Traditionally, Turkmen gas was transported to Europe via Russian pipelines that no longer works for Europe, which tries diversifying both hydrocarbons supply sources and transportation routes.

will proceed in two stages: the first stage envisages the construction of a terminal with the estimated capacity of 5 billion cubic meters, and the second stage up to 10 billion cubic meters. The construction is scheduled to start January1, 2012. According to the press-service representative preliminary costs of LNG terminal construction (with infrastructure and connection to existing gas transportation system) were estimates as $1.5 billion. On the average similar projects are known to bring the return of investment in 7 to 15 years. Technical and economic study for the LNG-Terminal project should be completed in the third quarter of 2012 as it is mentioned in the presentation of the project. Within the framework of the project, international consortium will be set up in the third or fourth quarter of this year. Three locations are currently considered as future sites: the area in the vicinity of Yuzhny port’s oil terminal (Odessa region), in the city of Ochakov (Nikolaevsky region and in Feodosia (the Crimea). The State Agency of Ukraine for Investment and National Projects Management is planning that the first LNG capacities will be in operation as early as 2014. Additionally, Kiev intendeds to develop and build national tanker fleet that can guarantee operation of the terminal. The idea to be part of the AGRI project is widely supported by business and political communities in Ukraine. “It’s crucially important to diversify gas supplies regardless of the fact how much gas we actually buy from Russia,” Mikhail Gonchar, the Director of Energy programs to Nomos center explains. Valery Borovik, the Chairman of the New Energy Alliance shares his viewpoint: “LNG is vital for us, and the more of it we get, the better. One of the main reasons is because on a spot market it is a lot cheaper than natural gas supplied by pipelines.” Finally, on September 19, 2011, ambitious plans of Ukraine to join the AGRI project were made public at the meeting of Natik Aliev, the Minister of Industry and Energy of Azerbaijan, and Yuri Boiko, his Ukrainian counterpart. The parties agreed that Ukraine will get up to 2 billion. cubic meters by 2014 and up to 5 billion cubic meters in

#12 /1 December 2011 / January 2012

Как сообщили НГЕ в пресс-службе премьер-министра Украины Николая Азарова, строительство завода по разжижению газа, мощностью: первая очередь – 5 млрд м³, вторая очередь – 10 млрд м³, планируется с 1 января 2012 года. По сообщению пресс-службы, ориентировочная стоимость строительства СПГ-терминала (с инфраструктурой и врезкой в газотранспортную систему) составляет около $1,5 млрд, средний срок окупаемости подобных проектов – от семи до 15 лет. Подготовка технико-экономического обоснования завершится в третьем квартале 2012 года, сообщается в презентации терминала. В третьем-четвертом кварталах текущего года в рамках этого проекта будет создан международный консорциум. На данный момент рассматриваются три возможные площадки для размещения: в районе нефтяного терминала порта «Южный» (Одесская область), в Очакове (Николаевская область) и в Феодосии (АР Крым). Государственное агентство по инвестициям и управлению национальными проектами Украины рассчитывает на ввод первых мощностей по приему газа уже в 2014 году. Кроме того, Киев изучает возможность строительства собственного танкерного флота для обеспечения работы терминала. Идея подключения к альтернативному для Украины проекту AGRI находит серьезную поддержку в деловых и политических кругах страны. «Независимо от того, сколько газа мы будем покупать у России, количество его источников нужно разнообразить», – считает директор энергетических программ центра «Номос» Михаил Гончар. Ему вторит председатель правления альянса «Новая энергия» Валерий Боровик: «Сжиженный газ нам необходим как можно в большем количестве хотя бы потому, что на спотовом рынке он значительно дешевле, чем природный газ, поставляемый по трубопроводам». Наконец, 19 сентября 2011 года на встрече в Баку министра промышленности и энергетики Азербайджана Натика Алиева и министра энергетики и угольной промышленности Украины Юрия Бойко амбициозные планы Киева впервые получили конкретное наполнение. Стороны договорились о поставке в Украину сжиженного газа в объеме до 2 млрд м³ в 2014 году и 5 млрд м³ – в 2015 году. До конца текущего года будет создана совместная компания для транспортировки СПГ на черноморское побережье Украины.

Быстрее и дешевле Один из плюсов AGRI – он в три раза дешевле, чем мегапроект Nabucco. Кроме того, запустить его можно быстрее, чем Nabucco и российский «Южный поток». По экспертным оценкам, проектная стоимость Nabucco может вырасти с €7,9 млрд до €12-15 млрд. В мае официальный представитель консорциума Nabucco Gas Pipeline International Кристиан Долезал сообщил об очередном переносе сроков принятия окончательного инвестиционного решения в связи с увеличением стоимости и неурегулированностью вопросов о поставках газа. «В то время как широкомасштабный проект Nabucco, имеющий к тому же и политическую подоплеку, не сходит с первых полос изданий, стартовали более мелкие проекты, преследующие те же цели. Это и ITGI, и TAP, и AGRI. Несмотря на более поздний старт, продвигаются они гораздо более успешно», – отметила в этой связи Financial Times Deutschland. При общей схожести целей, AGRI не является прямым конкурентом Nabucco хотя бы в силу значительно меньшей мощности. Впрочем, в перспективе интерконнектор может «потяжелеть». В последнее время интерес к AGRI проявляет Ашхабад. Традиционный путь для туркменского газа в Европу пролегал через трубопроводные системы России, что уже не устраивает ЕС, стремящийся диверсифицировать как источники, так и маршруты поставок углеводородов.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

2015 of Azerbaijani gas. A joint venture for transportation of LNG to the Ukrainian Black sea coast is to be set up by the end of this year.

Belorussian Alternatives Annual gas consumption in Belorussia amounts to 21.5 billion cubic meters. All of the gas supply is coming from Russian because possessing some oil reserves, Belorussia has no gas fields of its own. According to Belorussian Minister Alexander Ozerets, 95 percent of electricity the country gets from burning natural gas. Lately, Minsk has been rather unhappy with such high dependency on Russian gas monopolist. Energy strategy of Belarus till 2020 is targeting to diversify energy supplies. Meanwhile if Russia loses even part of Belorussian market it will be quite problematic for Gazprom. Belorussia rates third in the list of countries buying gas from Russia after Germany and Ukraine, but surpassing Turkey, France and Italy. Minsk has even considered scenarios of independent gas development in Venezuela and Iran. With such schemes all money got from such projects will still be directed for payments of Russian gas, so it’s hardly a profitable alternative even if such plans come true. Furthermore, amount of gas is unlikely to be significant. Perspectives to get Kazakh, Uzbek or Turkmen gas via major pipeline Central Asia – Center (taking into consideration long term contracts of Gazprom to buy out all export production of the region and lack of independent transport structures) seem really unrealistic. In this context LNGsupplies from the Caspian region to Belorussia look as a real competition to Russian gas monopoly. So far, Minsk has been very reserved about these issues. Only a few months ago Valentin Velichko, the Belorussian Ambassador to Kiev, cautiously approached the subject. On July 9, the diplomat told the journalists that his country was interested in LNG construction on the Black Sea coast. “It is going to be one other important area of activity where interests of Ukraine and Belorussia merge. It will ensure diversifying of energy supplies to our countries,” the Ambassador said. According to Velichko, Belorussia is ready to invest over $500 million hoping to increase terminal capacity up to 17-18 billion cubic meters. The project will be invested in stages during three years approximately $167 billion per year. Independent Belorussian analyst Alexander Shapranov said in his interview to OGE that in a long-time perspective LNG supplies will allow the country to cut almost half of its gas export from Russia. In his opinion this is inevitable even of Moscow changes its price policy for Belorussia. “President Lukashenko stated many times that Russia is using its energy resources as an instrument to force Belorussia to be less independent and said that his country was eager to find alternative oil and gas supply sources,” the expert reminded. Speaking about perspectives of Minsk involvement into the AGRI project is a good reason to remind about close relations of Alexander Lukashenko and Geidar Aliev. Once the Azerbaijan leader helped Belorussia to pay off the country’s debt for Russian gas. Recently Belorussian president personally thanked him and Mikhail Saakashvili for their refusal to take part in an “anti-Belorussian resolution” at the Eastern partnership’s energy summit. In this Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: OFFICIAL WEB-SITE OF THE PRESIDENT OF AZERBAIJAN ФОТО: ОФИЦИАЛЬНЫЙ ИНТЕРНЕТ САЙТ ПРЕЗИДЕНТА АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

#12 /1 December 2011 / January 2012

GAS TRANSPORTATION

● President of Georgia Mikhail Saakashvili, President of Azerbaijan

Ilham Aliyev, President of Romania Traian Basesku and Prime Minister of Hungary Victor Orban (from left to right) sign Baku declaration on AGRI project on September 14, 2010. ● Президент Грузии Михаил Саакашвили, Президент Азербайджана Ильхам Алиев, Президент Румынии Траян Бэсеску, и премьер-министр Венгрии Виктор Орбан (слева направо) подписывают Бакинскую декларацию по проекту AGRI 14 сентября 2010 года.

regard it will be logical to assume that any steps by Minsk will be taken by Baku with a great interest and understanding.

Moldova to Ensure EU Interests So far Moldova is also fully dependant on Gazprom supplies. Late in September, Prime Minister of Moldova Vladimir Filat had a meeting with Trayan Besesky, the President of Romania, country that will be hosting the interconnector opening so many perspectives for all sides. At the meeting Filat said that “Moldova has a strategic interest to the AGRI project that will supply gas from Azerbaijan to Romania and is strongly investigating possibilities to join it.” In order to become part of the AGRI project, Moldavian and Romanian gas transportation systems need to be interconnected by a pipeline from Ungenu (Moldova) to Yassy (Romania). It will cost approximately 20 million euros according to preliminary estimations. A joint work group has already chosen a route for the future pipeline that will be as long as 40 kilometers with 31 kilometers on the Romanian territory and 9 kilometers in Moldova. Moldavian supporters of the project largely count on European investment within the framework of the EU program of Eastern Partnership and they have reasons for that. On October 6, 2011, EU representatives who took part in the summit on energy cooperation held in Chisinau announced that European countries were ready to give a grant to Moldova as big as €7 billion. In the opinion of experts from Movdova Energy Ministry a pipeline connecting Ungenu with Yassa can be completed in 2012. For the first time ever this will ensure direct access of Moldova to natural gas supplies circumventing Russia and connects it with EU gas transportation system.

Белорусские альтернативы Годовое потребление газа в Беларуси составляет примерно 21,5 млрд м³. Весь он закупается в России – страна не имеет собственных газовых месторождений, в отличие от нефти. По информации министра энергетики РБ Александра Озерца, 95% электроэнергии страна производит за счет сжигания газа. В последнее время зависимость от российского монополиста перестала устраивать Минск. Стратегия развития энергетического потенциала Республики Беларусь до конца 2020 года предусматривает диверсификацию поставок энергоносителей. Между тем, потеря даже части белорусского рынка окажется достаточно болезненной для «Газпрома». Союзное государство занимает третье место по объемам закупки газа в России (после Германии и Украины), опережая Турцию, Францию и Италию. В качестве возможных альтернатив Минск рассматривает варианты самостоятельной добычи в Венесуэле и Иране. При такой схеме вырученные там деньги будут направляться на оплату закупок все того же российского газа. В этом случае альтернатива окажется весьма относительной, да и рассчитывать придется на небольшие объемы добычи. Перспективы получения казахстанского, узбекского или туркменского газа по системе магистральных газопроводов Средняя Азия – Центр (с учетом долгосрочных контрактов «Газпрома» на закупку практически всех экспортных объемов региона и отсутствия независимой транспортной инфраструктуры) представляются и вовсе призрачными. Более реальную конкуренцию российской газовой монополии в Беларуси могут составить поставки СПГ из прикаспийских стран. Первые лица в Минске от предметных заявлений на эту тему пока воздерживаются. «Пробный шар» в этом направOil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

лении «запустил» посол Беларуси в Украине Валентин Величко. Девятого июля дипломат сообщил журналистам, что его страна заинтересована участвовать в строительстве СПГ-терминала на черноморском побережье. «Это будет еще одно важное направление совместной работы Украины и Беларуси, обеспечивающее диверсификацию поставок энергоносителей в наши страны», – отметил посол. По его словам, страна готова инвестировать в проект $500 млн, рассчитывая таким образом увеличить мощности терминала до 17-18 млрд м³. Средства могут быть вложены в течение трех лет, по $167 млн ежегодно. Поставки через украинский СПГ-терминал в перспективе позволят отказаться от импорта фактически половины газа из России, сообщил НГЕ независимый белорусский аналитик Александр Шапранов. По его мнению, процесс пройдет, даже если Москва изменит формулу ценообразования для Беларуси. «Лукашенко не раз заявлял, что Россия использует энергоресурсы, чтобы лишить страну независимости, и выражал намерение найти альтернативные источники поставок нефти и газа», – напомнил эксперт. Оценивая перспективы участия Минска в проекте AGRI, уместно вспомнить о близких отношениях Александра Лукашенко и Гейдара Алиева. В свое время азербайджанский лидер помог Беларуси погасить долги за российский газ, а совсем недавно белорусский президент лично благодарил его и Михаила Саакашвили за отказ проголосовать за принятие «антибелорусской резолюции» на энергетическом саммите «Восточного партнерства». В этой связи логично предположить, что любые шаги Минска в направлении AGRI будут восприняты официальным Баку с заинтересованным пониманием.

Молдавский интерес обеспечит ЕС Пока полностью зависит от поставок «Газпрома» и Молдова. В конце сентября премьер-министр республики Владимир Филат на встрече с президентом Румынии, «принимающей» страны перспективного интерконнектора, Траяном Бэсеску заявил: «Молдова проявляет стратегический интерес к проекту AGRI, который предусматривает поставку газа из Азербайджана в Румынию, и изучает возможность присоединения к нему». Для подключения к AGRI необходимо соединить молдавскую и румынскую газотранспортные системы, построив магистраль Унгены (Молдова) – Яссы (Румыния). На это, по предварительной оценке, потребуется около €20 млн. Совместная рабочая группа уже выбрала примерный маршрут газопровода, общая протяженность которого составит 40 км, из которых 31 км – на румынской территории и 9 км – в Молдове. Молдавские сторонники проекта не без оснований рассчитывают на европейские инвестиции в рамках программы ЕС «Восточное партнерство». Шестого октября 2011 года на саммите по энергетическому сотрудничеству в Кишиневе представители Евросоюза заявили о готовности выделить Молдове целевой грант в размере €7 млн. Строительство магистрального трубопровода Унгены – Яссы, по мнению экспертов Минэкономики РМ, может быть завершено уже в 2012 году. Реализация проекта впервые обеспечит республике доступ к поставкам природного газа в обход России и соединит ее с газотранспортной системой ЕС. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

Дорогие друзья! Мне очень приятно в эти предпраздничные дни обратиться к потребителям нашей продукции, к партнерам ТМК и её предприятий, к жителям городов, где мы работаем, - ко всем, кто сотрудничает с нами и помогает реализации наших планов. Хотел бы высказать вам слова признательности и благодарности за совместную деятельность, в результате которой ТМК постоянно покоряет новые высоты. Мы отмечаем приход очередного, 10-го в истории ТМК Нового года с чувством гордости за проделанную работу, за наши общие достижения. Это были и большие трубопроводные проекты, и первые поставки новой продукции, запуск новых производственных мощностей, открытие новых социальных объектов и поддержка славных традиций. Мы укрепили свои позиции на мировых рынках и обеспечили развитие городов присутствия наших предприятий. У нас есть все основания надеяться, что 2012 год принесет всем нам новые возможности для роста, будет благоприятным для реализации всех наших планов. От всей души поздравляю вас с праздником – с Новым годом! Хотелось бы пожелать, чтобы праздничные дни подарили вам радость встречи с близкими и друзьями, хорошее настроение, чтобы в каждом доме было тепло и уютно. Примите искренние пожелания удачи, оптимизма, крепкого здоровья в наступающем году! И пусть все ваши мечты обязательно сбудутся!

Генеральный директор ТМК А. Г. Ширяев

GAS TRANSPORTATION

Turkmenistan Cuts into Gazprom's Hoped-for Share of Chinese, Indian Markets New Supply Source Might Also Make a Trans-Caspian Pipeline Viable

Туркменистан разделяет заветную долю «Газпрома» на рынках Китая и Индии Новый источник поставок может обеспечить жизнеспособность проекта Транскаспийского трубопровода By Tom Balmforth

Том Балмфорт

t’s hard to imagine that a rugged desert-bound police state with a population of under 6 million could challenge Russian gas behemoth Gazprom and defy the Kremlin in the backyard that Moscow once called its empire. But Turkmenistan has shown it has few qualms about upstaging its former master by courting Russia’s prize export markets, both current and prospective. Ashgabat continues to flaunt its colossal gas reserves at a Europe that yearns to cast off its reliance on Russian fuel. It is cavalierly stepping up exports to China, the world’s largest energy consumer that Gazprom has been trying to win over for years. And Turkmenistan is also looking to make forays into the emerging gas market of India that Russia is also eyeing up. “It is rivalry,” said Valery Nesterov, a senior energy analyst at Troika Dialogue. “It is only going to get more strained, particularly in the future. It’s inevitable. The development of the market in relation to energy market players is constantly in flux... The conditions for Russia to expand its exports are becoming tougher because new major gas players like Turkmenistan are emerging.” And as a recent Turkmenistan-China gas accord showed, Moscow is often powerless to respond. Turkmen President Gurbanguly Berdymukhammedov on November 23 signed a deal with Chinese President Hu Jintao to expand an existing gas accord that will see Turkmenistan export 65 billion cubic meters of gas a year to China “in the near future.” The Turkmen deal flies in the face of ongoing Russian talks with China to export Russian gas (68 bcms a year according to Russian officials in October) that have stalled over pricing.

рудно представить себе, чтобы суровое, пустынное полицейское государство с населением менее 6 миллионов человек было способно бросить вызов российскому газовому гиганту «Газпрому» и выказать открытое неповиновение Кремлю на былых задворках государства, которое Москва когда-то называла своей империей. Тем не менее, Туркменистан показал, что он не испытывает особенного беспокойства в связи со своей готовностью отодвинуть на второй план своего бывшего господина, пытаясь отвоевать у России её лакомые экспортные рынки, как нынешние, так и перспективные. Своими колоссальными запасами газа Ашхабад продолжает дразнить аппетит Европы, которая стремится избавиться от своей зависимости от российских энергоносителей. Он смело наращивает объемы экспорта газа в Китай, являющийся сегодня крупнейшим мировым потребителем энергии, который Газпром, в свою очередь, вот уже многие годы пытается завоевать. При этом Туркменистан также нацеливается и на быстро развивающийся газовый рынок Индии, на который устремляет свои взоры и Россия. «Это – соперничество», – говорит Валерий Нестеров, старший аналитик по энергетике инвестиционной компании «Тройка Диалог». – И оно будет становиться всё более напряженным, особенно, в будущем. Это неизбежно. Взаимоотношения между рынком в его развитии и субъектам энергетического рынка находится в состоянии постоянного движения... Условия для увеличения Россией своего экспорта становятся всё более жесткими, поскольку на газовом рынке появляются новые игроки, такие как Туркменистан». Как показывает недавнее газовое соглашение между Туркменистаном и Китаем, Москва зачастую оказывается бессильной дать соответствующий ответ. 23 ноября туркменский Президент Гурбангулы Бердымухаммедов подписал с Председателем КНР Ху Цзиньтао договор об увеличение объема поставок газа по сравнению с нынешним соглашением. Согласно новому договору поставки туркменского газа в Китай достигнут уровня 65 млрд м3 газа в год «в ближайшем будущем». Это новое соглашение Туркменистана является очередным вызовом на фоне продолжающихся переговоров России с Китаем по экспорту российского газа (68 млрд м3 в год, согласно сделанным в октябре заявлениям российских официальных лиц), которые тормозятся из-за отсутствия договоренности о цене.

Undermining Russia’s footing with China Gazprom reacted to the deal with “alarm,” said Alexander Kokin, a senior oil and gas analyst at UralSib Capital. Kokin estimates that China will need 150 bcms by 2020, some of it provided by LNG from Myanmar. “It’s really a question how the remainder of this market will be divided between Russia and Turkmenistan,” Kokin said. “It stands to reason that the more gas Turkmenistan provides, the less Russian gas will be needed. But the most important thing is that this deal weakens Russia’s position in negotiations with China – it can no longer dictate its terms and will have to cut the price of its gas.”

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

Подрыв позиции России по отношению к Китаю

● South Yolotan Top Reservoir Full-Field depth map. ● Карта глубины крыши резервуара по всему месторождению

Южный Елотен.

The Turkmen-Russia deal came days after Moscow launched a war of words on rising Turkmen gas ambitions that were buoyed by an audit by Gaffney, Cline & Associates that estimated Turkmenistan’s South Yolotan to be the world’s second largest gas field. The British-based auditor estimated that the gas field 350 kilometers south east of Ashgabat holds a volume of between 13 and just over 21 trillion cubic meters. Gazprom deputy chairman Alexander Medvedev dismissed the findings as nonsense, saying that they contradict geological studies carried out in the Soviet Union, during an interview with Russian state news channel Vesti 24. The comments casting doubt on Turkmenistan's real domestic gas volumes exploits one of its biggest weakness – the lack of open access to information in the isolated Central Asian dictatorship. Alexander Rahr, director of Germany’s Berthold Beitz Center for Russia, Ukraine, Belarus and Central Asia, said that a major challenge facing Turkmenistan is that it is “so closed” that foreign investors are often hesitant to gamble on the authoritarian police state. The Turkmenistan Foreign Ministry hit back at Russia, slamming what it described as Gazprom’s “clumsy attempt to distort reality.” And its subsequent deal with China carried an air of defiance, while some analysts say Moscow is short on ways to counter Turkmenistan. “Russia is, of course, going to try and weigh on the situation, but it is unclear what levers it has in its arsenal over Turkmenistan,” said Kokin. “Its main lever would be the transit pipeline [for Turkmen gas bound for Europe through Russia], but to just crudely switch off access to Russian transit pipelines will never happen because it would clearly overstep the mark of what is allowed between markets.”

Trans Caspian skepticism The audit establishing colossal untapped reserves in Turkmenistan has meanwhile spurred a flurry of statements from energy officials reiterating their hopes of the country taking part in the construction of a Trans-Caspian pipeline that would pump a potential 30 bcms of Turkmen Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

«Газпром отреагировал на эту сделку с “озабоченностью”», – говорит старший аналитик по нефтегазовой отрасли инвестиционной компании «УРАЛСИБ Кэпитал» Александр Кокин. По оценкам Кокина, к 2020 году потребность Китая в газе возрастет до 150 млрд м3, при этом частично она будет удовлетворяться за счет поставок СПГ из Мьянмы. «Речь идёт лишь о том, как именно поделят между собой оставшуюся часть этого рынка Россия и Туркменистан», – говорит Кокин. «Совершенно понятно, что чем больше газа будет поставлять Туркменистан, тем меньше будет потребность в российском газе. Но самое важное – это то, что данная сделка ослабляет позиции России в её переговорах с Китаем, поскольку она уже не сможет диктовать ему свои условия, и ей придётся снизить цену на свой газ». Туркменско-российское соглашение было заключено спустя буквально несколько дней после того, как Москва начала войну слов в связи с растущими туркменскими газовыми амбициями, которые получили дополнительное подкрепление в результате проведения аудита фирмой Gaffney, Cline & Associates, которая признала туркменское газовое месторождение Южный Елотен вторым крупнейшим в мире. По оценкам этой британской консалтинговой фирмы запасы этого расположенного в 350 километрах к юго-востоку от Ашхабада газового месторождения насчитывают от 13 до 21 трлн м3 газа. В интервью, данном российскому государственному телеканалу «Вести 24», заместитель председателя правления «Газпрома» Александр Медведев назвал эти заявления чепухой, сказав, что они противоречат результатам геологических исследований, проводившихся во времена Советского Союза. Эти комментарии, ставящие под сомнение реальные запасы природного газа в Туркменистане, эксплуатируют одну из его самых больших слабостей, а именно, отсутствие открытого доступа к информации об этой изолированной от окружающего мира центрально-азиатской диктатуре. Александр Рар, директор исследовательских программ центра им. Бертольда Бейтца по изучению России, Украины, Белоруссии и Центральной Азии говорит, что главной стоящей перед Туркменистаном проблемой является то, что он является “настолько закрытым”, что иностранные инвесторы зачастую не решаются рисковать заниматься бизнесом в этом авторитарном полицейском государстве. В ответ на российские заявления Министерство иностранных дел Туркменистана в жесткой манере обвинило Россию в «неуклюжих попытках исказить действительность» со стороны Газпрома. А последовавшее за этим газовое соглашение с Китаем носило уже оттенок вызова, притом, что, по мнению ряда аналитиков, у Москвы не так уж много способов противодействовать Туркменистану. «Россия, конечно же, попытается воздействовать на эту ситуацию, однако остается неясным, какими рычагами воздействия на Туркменистан она обладает», – говорит Кокин. «Её главным рычагом может быть транзитный трубопровод [туркменского газа в Европу через территорию России], но она никогда не пойдёт на прямолинейное отключение доступа к российским транзитным сетям, поскольку это явно означало бы переступить черту того, что является дозволенным на рынках».

Транскаспийский скептицизм Между тем установление аудитом колоссальных нетронутых запасов газа в Туркменистане вызвало целый ряд заяв-

GAS TRANSPORTATION gas to Europe, bypassing Russia. The underwater pipeline is crucial to the European Union’s dreams of consuming Central Asian gas through the Nabucco pipeline that is anathema to Russia. In September, the EU tried to accelerate sluggish movement on the pipeline when it mandated the European Commission to negotiate a legally binding treaty between the EU, Azerbaijan and Turkmenistan to build the Trans-Caspian pipeline. President Dmitry Medvedev spoke out against the pipeline through the Caspian arguing it would be illegal unless it has the approval of all five coastal countries — Iran, Azerbaijan, Kazakhstan, Turkmenistan and Russia. In an interview with an Azeri news outlet, Konstantin Simonov, head of the Foundation for Russia’s Energy Security, even suggested Turkmenistan could face military action from Russia if it presses ahead with the pipeline. But the pipeline is fraught with many other difficulties, analysts say. Not least of these is the formal international recognition of Caspian waters, which is blocked by Iran and Russia who both staunchly oppose the “East-West” TransCaspian pipeline. Turkmenistan argues that it can sidestep this problem by pressing ahead bilaterally with Azerbaijan. But Nesterov questioned even Azeri political will in the project and said that it may prefer to support smaller regional pipeline projects that are less politicized. He also pointed to problems linked to Turkey’s shrinking appetite for natural gas after the construction of two nuclear power stations, as

лений со стороны официальных лиц, вновь выразивших свои надежды на то, что их страна сможет принять участие в сооружении Транскаспийского газопровода, который мог бы перекачивать до 30 млрд м3 туркменского газа в Европу, в обход России. Подводный трубопровод является ключевым звеном в осуществлении мечты Европейского Союза получать газ для своих потребителей из Центральной Азии по магистральному трубопроводу «Набукко», который является анафемой для России. В минувшем сентябре ЕС попытался ускорить медленное продвижение идеи европейского трубопровода, когда он потребовал от Европейской комиссии договориться о заключении юридически обязательного договора между ЕС, Азербайджаном и Туркменистаном о сооружении Транскаспийского трубопровода. Президент Дмитрий Медведев высказался против строительства трубопровода по дну Каспийского моря, заявив, что он будет незаконным, если на это не дадут своего согласия все пять прибрежных государств - Иран, Азербайджан, Казахстан, Туркменистан и Россия. В интервью с азербайджанским новостным агентством, президент Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов даже высказал предположение, что Туркменистан может столкнуться с военным противодействием со стороны России, если он будет чрезмерно упорствовать со строительством этого трубопровода. Однако, как говорят аналитики, у этого трубопровода и без того хватает трудностей. Причём, одной из наиболее

China Focuses on the Use of Cleaner Energy Sources

Китай ориентируется на использование экологически чистых источников энергии

The 12th FiveYear Plan (FYP) for the period 2011-2015 has strong implications for natural gas use targeting an 8.3% share in the primary energy mix in 2015 (260 bcm annually based on China’s goal for energy consumption). This is a major upward shift from 85 bcm consumed in 2008 (3.8% of energy use). While the 11th FYP aimed for 5.3% of target share for gas, this level was not attained because of China’s strong growth in energy demand. China is encouraging natural gas use in all sectors in the long term. However in the near term priority is given to urban residential gas use and power generation, while it is discouraged in other sectors (e.g. ammonia and methanol production). Industry, the largest gas user in China today, has strong demand growth potential and reduced emissions could be achieved by switching from coal. In buildings, several factors including governmental policies and expanding distribution infrastructure (particularly in coastal cities), are capable of driving higher gas penetration. Only around of 10% of China’s population presently has access to natural gas, well below the world average of 40%. Power generation is also a major potential source of growth, with gas accounting for only about 1% of electricity generated in China in 2008, though gas in the power sector faces strong competition form coal which is cheaper in most cases. Higher gas usage will depend on sustained low gas prices, environmental regulation and sufficiency of supply as well as developments in the coal sector. Gas may also find a niche in the power sector in regions far from domestic coal supplies. Source: IEA, World Energy Outlook 2011

#12 /1 December 2011 / January 2012

В новой «энергетической» 12-й пятилетке (2011-2015 гг.) Китай будет уделять больше внимания использованию природного газа, планируя повысить его долю до 8,3% в общем энергобалансе страны к 2015 г. (до 260 млрд м3 ежегодно, согласно китайской энергетической программе). Фактически, доля природного газа значительно увеличится по сравнению с 2008 г., когда объём его использования достиг 85 млрд м3 (3,8% энергобаланса). Несмотря на то, что в предыдущей 11-й пятилетке планировалось увеличить долю газа на 5,3% от общего объёма, эта цель так и не была достигнута из-за бурного роста спроса на энергоносители в Китае. В долгосрочном плане Китай будет поощрять использование природного газа во всех секторах экономики. Однако в краткосрочной перспективе, предпочтение будет отдаваться коммунально-бытовым потребителям и электроэнергетике, за счет ограничения потребления другими отраслями промышленности (например, производителями аммиака и метанола). Промышленность, крупнейший потребитель газа в Китае сегодня, демонстрирует устойчивый потенциал роста спроса, и рассчитывает сократить выбросы за счет перехода с угля на газовое топливо. Ряд факторов в жилищном строительстве, в том числе государственная политика и расширение сбытовой инфраструктуры (особенно в прибрежных городах), может стимулировать расширение объёмов газификации, так как лишь около 10% китайского населения является сегодня потребителем природного газа, что значительно ниже среднемирового показателя (40%). Энергетика также является важным потенциальным источником экономического роста. В 2008 году Китай произвёл лишь около 1% электроэнергии на газовом топливе, хотя газ в энергетическом секторе испытывает сильное давление со стороны более дешёвого угля. Рост потребления газа будет зависеть от устойчиво низких цен на газ, экологического регулирования и достаточных объемов предложения, а также конъюнктуры в угольной отрасли. Газ также может найти свою нишу в энергетическом секторе в тех провинциях страны, которые удалены от местных поставщиков угля. Источник: IEA, World Energy Outlook 2011

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА серьезных является отсутствие официального международного признания статуса Каспийского моря, которое блокируется Ираном и Россией, которые решительно выступают против Транскаспийского трубопровода «Восток-Запад». Туркменистан заявляет, что он может обойти эту проблему, объединив свои усилия с Азербайджаном. Однако Нестеров сомневается в наличии у Баку политической воли к осуществлению этого проекта и говорит, что тот может предпочесть поддержать менее масштабные региональные трубопроводные проекты, носящие менее политизированный характер. Он также отметил наличие проблем, связанных с уменьшением аппетита у Турции к потреблению природного газа после строительства своих собственных двух атомных электростанций, а также нежелание и самой Европы финансировать столь амбициозный проект на пике кризиса в странах зоны евро.

Политический победитель в энергетической головоломке ● President of Turkmenistan Gurbanguly Berdymukhammedov (to

the left) and Chinese President Hu Jintao agreed to expand an existing gas accord. ● Президент Туркменистана Гурбангулы Бердымухаммедов (слева) и Председатель КНР Ху Цзиньтао договорились об увеличении объема поставок газа. well as Europe’s own stomach for bankrolling an ambitious project at the height of the Euro zone crisis.

A political winner to an energy conundrum Against this Gordian knot of issues, Nesterov was lukewarm about the prospects of the Trans-Caspian pipeline in the near future, but many see the Turkmen state as a political winnger. A former Turkmen energy official who requested anonymity said that Turkmenistan is playing a multi-layered “political game” that on the one hand seeks to play China, Russia and the European Union off against each other to its own benefit, and on the other strengthens its own authoritarian regime at home. “Turkmenistan’s game is very logical,” said Rahr. “They of course want to get everything from everyone. Their geopolitical position is on the one hand quite difficult – it’s a landlocked country so it’s dependent on other countries for the transit and transport of its energy resources. On the other hand, it has everything that the other countries need, so it’s in a wonderful position to negotiate.”

New strategy? For Gazprom, the rise of new big players competing for gas market share, means that the Russian gas major may modify its strategy to free itself from dependence on its gas importers. This is even more so as Russia’s China deal drags on, even though it may still be approved. “Judging by the apparent lack of any progress on the gas pricing issue, it seems Beijing is in no particular hurry to sign any gas contracts with Gazprom,” French bank Societe Generale said in a research note December 8. With the European market currently providing 80 percent of Russia’s gas export revenues, Nesterov suggest the Russian gas major may try and riggle out of its Euro dependence. “In the coming years, Gazprom is going to give a lot of attention to developing exports of liquefied natural gas in order to make up for lost time and to occupy the niche on the global market that it thinks it is worthy of, and in-so-doing remove itself from dependence on importers of Russian gas,” Nesterov said. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

На фоне этого гордиева узла проблем сам Нестеров настроен весьма скептически относительно перспектив строительства Транскаспийского газопровода в ближайшем будущем. Однако многие другие прочат туркменской стороне политическую победу в этом споре. Один бывший попросивший остаться неназванным туркменский чиновник из энергетической отрасли говорит, что Туркменистан разыгрывает многоходовую «политическую игру», в которой он с одной стороны стремится противопоставить друг другу Китай, Россию и Европейский Союз к своей собственной выгоде, а с другой стороны - усилить свой авторитарный режим у себя в стране. «Игра, которую пытается вести Туркменистан, вполне логична», – говорит Рар. «Естественно, они хотят получить всё от всех. Их геополитическое положение, с одной стороны, довольно затруднительно, поскольку эта страна не имеет собственного выхода к морю, и соответственно, зависит от других стран в плане транзита и доставки своих энергоносителей. А с другой стороны, у неё есть всё то, в чём нуждаются другие страны, а, следовательно – и отличное положение для ведения переговоров».

Новая стратегия? Для Газпрома появление новых крупных игроков, конкурирующих за свою долю газового рынка, означает, что российскому гиганту придётся менять стратегию, чтобы освободиться от своей зависимости от импортёров газа. Необходимость в этом еще более усиливается в связи с тем обстоятельством, что российско-китайское соглашение всё откладывается, хотя оно и может в конце концов быть утверждено. «Судя по очевидному отсутствию какого-либо прогресса в вопросе цены на газ, похоже, что Пекин особенно не торопится подписывать какие-либо газовые контракты с Газпромом»», – говорится в аналитической записке французского банка «Сосьете Женераль», опубликованной 8 декабря. Притом, что европейский рынок сейчас обеспечивает 80 % российских экспортных газовых поступлений, Нестеров полагает, что российский газовый гигант может попытаться высвободиться из своей еврозависимости. «В последующие годы Газпрому придётся уделять большее внимание развитию экспорта сжиженного природного газа, чтобы наверстать упущенное время и занять на мировом рынке нишу, которую он считает достойной себя, а в процессе этого освободиться от своей зависимости от импортёров российского газа», – говорит Нестеров.

GAS TRANSPORTATION

South Stream "Plan B" May Cut Costs and Raise Commercial Viability «Южный поток» – обязательно! Но дешевле и быстрее V.M. Lifshits, Doctor of Geography, E. V. Fedorova, Ph.D.

apidly growing European demand for natural gas calls for faster implementation of Europe-bound gas transportation projects. It’s not that this should be pursued at any cost. The projects must be cost-effective and competitive compared to the existing or planned routes. With this in mind, we offer some solutions for cutting down both cost and time needed for the construction of the South Stream project. Almost all factors may be questioned – the route (yellow line), entering the sea near Novorossiysk and crossing the Black Sea at the depth of over 2,000 meters, passing through Turkish EEZ; South Stream capacity at 63 billion cubic meters, a plan of installing four lines with subsequent sequential launch over four years’ period. The provided solutions are due to complex compelling reasons, including political expediency, rather than considerations on project’s optimization or cost efficiency. The proposed route (red line), outside of Ukrainian mainland but contacting the country’s GTS tangentially, solves several key problems: Constitutional limitation of Ukraine on banning any form of foreign participation in UkrGTS is superseded by promoting foreign participation in creating new gas transportation facilities. The route is being shortened by a total of about 500 kilometers, its sea part – by 150 kilometers. The route’s depth is lesser than the North Stream route in the Baltic Sea. Requirements for the nameplate capacity of the entrance compressor station for the South Stream are being lowered as the offshore section becomes some 150 kilometers shorter; subject to agreement with Ukraine, Russia may (if needed so) place a booster compressor on the Perekop point. Instead of the four lines of 15.75 billion cubic meters, there may be only two lines of 27.5-30 billion cubic meters capacity, as in the North Stream project. Instead of four years, South Stream can be completed for two years, and even faster than the North Stream.

В.М. Лифшиц, д.г.н., Е.В. Фeдорова, к.э.н.

ыстро растущие потребности европейских стран в природном газе требуют ускорения реализации проектов его транспортировки в Европу. Это не должно достигаться любой ценой. Проекты должны быть экономичны и конкурентоспособны в сравнении с уже действующими или планируемыми маршрутами. В связи с этим предлагаются решения, которые могут удешевить и ускорить строительство «Южного потока». Маршрут (желтая линия), в морской части начинающийся возле Новороссийска, идущий через все Черное море по глубинам более 2 тыс. м, проходящий через турецкую ИЭЗ; мощность «Южного потока» в 63 млрд м³, план строительства в четыре нитки с их последовательным вводом в течение четырех лет – все это отнюдь не аксиомы. Эти решения проекта обязаны комплексу вынужденных обстоятельств, в том числе политической конъюнктуре, а не соображениям оптимизации проекта и его экономической эффективности. Предлагаемый нами маршрут (красная линия) не по территории Украины, но имеющий с ней контакты вне тяготения к украинской ГТС, решает сразу несколько важнейших проблем: Снимается конституционное ограничение Украины по запрету любой формы иностранного участия в УкрГТС и вступает в силу разрешение на это участие при создании новых газотранспортных мощностей. Маршрут становится короче в целом примерно на 500 км и в его морской части – на 150 км. Маршрут проходит по глубинам меньшим, чем маршрут «Северного потока» в Балтийском море. Уменьшаются требования к установленной мощности компрессорной станции на входе в «Южный поток», так как расстояние морского участка сокращается примерно на 150 км, и по согласованию с Украиной можно (но не обязательно нужно) разместить дожимную КС на Перекопе. Вместо четырех ниток по 15,75 млрд м³ можно проложить две по 27,5-30 млрд м³, как и в «Северном потоке». Вместо четырех лет можно построить «Южный поток» за два года, и даже быстрее, чем «Северный». Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА ● The proposed South

Stream route. ● Предлагаемый маршрут «Южного потока.»

Резко улучшаются возможности обеспечения строительства, так как вся логистика привязывается не к удаленному турецкому побережью или конечным точкам маршрута, а к достаточно разветвленной сети на украинских побережьях Азовского и Черного морей (склады труб, заводы по обетонированию). Эти условия будут не хуже, чем для «Северного потока». В 2010 году компания Nord Stream AG получила престижную премию German Logistics Award от Германской Linking the logistics to an extensive network on the Ukrainian coast of the Azov and Black Seas (pipe storage, concreting plants) rather than to a remote Turkish coastline or the end terminals would also boost the project’s support capacity. These conditions will not be worse than the Nord Stream terms. In 2010, Nord Stream AG has received the prestigious German Logistics Award from the German Logistics Association. The above parameters cut the price by more than double, 2-2.5 times, halves the construction time, and this is not fiction. Russia-based onshore infrastructure for our version of the project is already in place, or can be completed quickly enough. As in the base version, the route is supported at the Frolovo distribution point, which links the trunks from the north (Bovanenkovo side), and the east (Alexandrov Gai point). Alexandrov Gai point is the terminal for already designed trunk pipeline from Turkmenistan through Kazakhstan – the “problematic” (so far) Caspian Coastal Pipeline. From Frolovo the proposed route, instead of running to Izobilnoye and then to Novorossiysk, would go to Sokhranovka and then to Oktyabrskaya, using the recently constructed pipeline. From Oktyabrskaya, it is a short run to the Sea of Azov – to Taganrog city. The section from Frolovo to Taganrog is 350 kilometers shorter than to Novorossiisk. Part of the route has already been built – from Sokhranovka to Oktyabrskaya. Advantages of the proposed route are keep on adding up – from Taganrog the pipeline would run via the exceptionally shallow Azov Sea (maximum depth 20 meters) rather than going to the Turkish EEZ with its 100 times larger depths. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ассоциации логистики. Указанное выше удешевляет проект не менее чем в 2-2,5 раза, ускоряет строительство в два раза, и это совсем не фантастика. Уже создана или может быть достроена достаточно быстро инфраструктура наземной части по России для предлагаемого нами варианта проекта. Как и в базовом варианте, маршрут опирается на распределительный узел КС Фролово, к которому подходят магистрали и с севера (от Бованенково), и с востока от пункта Александров Гай. К пункту Александров Гай выходит проектируемая ранее магистраль из Туркмении через Казахстан – пока «проблемный» Прикаспийский газопровод. От Фролово предлагаемый маршрут, вместо намеченного пути на Изобильное и затем Новороссийск, идет на Сохрановку и затем Октябрьскую, используя уже построенный недавно газопровод. От Октябрьской совсем близко до Азовского моря – Таганрога. Путь от Фролово до Таганрога на 350 км короче, чем до Новороссийска. Часть маршрута уже построена – от Сохрановки до Октябрьской. Далее преимущества предлагаемого маршрута возрастают еще больше, так как от Таганрога он проводится по исключительно мелководному Азовскому морю (глубины максимум 20 м), а не выходит в турецкую ИЭЗ с глубинами моря в 100 раз большими. Необходимость пересечения нескольких песчаных кос и узкого Перекопского перешейка оправдывает участие Украины в проекте и дает ей возможность внести вклад в консорциум «Южный поток» капитализированной платой за предоставление концессии на подземный коридор через перешеек. Концессионное соглашение заключается Украиной в виде международного договора на 49 лет со странами, чьи компании являются участниками проекта

GAS TRANSPORTATION

#12 /1 December 2011 / January 2012

The need to cross several sand spits and a narrow Perekop neck justifies Ukraine’s participation, giving the country the opportunity to contribute to the South Stream consortium by granting a concession for underground passage across the Perekop. Concession Agreement would be signed by Ukraine in the form of an international treaty for 49 years with the countries whose companies participate in the South Stream. This will ensure political stability of the concession, preventing annulation of the treaty at any change of power in the country. The tariff for 20-30 kilometers long transit through the concession corridor (exact length will be determined during the survey work) can be given above the best expectations of the Ukrainian Cabinet of Ministers. Next, the proposed route enters Karkinitsky Bay and runs through a shallow (again, 60 meters depths, not 2,000 meters) north-west shelf of the Black Sea, branching on to Romania and Bulgaria. Significant cost savings provided by this version of South Stream route (the Azov Sea – Perekop – Black Sea shelf) mean that South Stream consortium members could offer Ukraine 7 to 10 percent stake in the project, conditioned only on the country’s agreement to this route version and the concession of an underground corridor through Perekop, without any monetary contribution from the Ukraine. To boost Ukraine’s interest in the project, consortium could also offer a significant proportion (or a quota) for tubular goods supply for the project. For Ukraine, it is important that the logistics infrastructure will be based on its territory rather than in Turkey. In parallel this would save significant project funds (lower cost for delivery of the pipes to concreting plants and from these plants to the pipe-laying ships). If the project includes a gas

«Южный поток». Это обеспечит политическую стабильность концессии и не позволит разорвать концессионное соглашение при любой смене власти в стране. Тариф за транзит по концессионному коридору всего в 20-30 км длиной (точное расстояние определится в ходе изыскательских работ) может быть установлен выше предельного ожидания украинского Кабинета министров. Далее предлагаемый нами маршрут выходит в Каркинитский залив и проходит по мелководному (с глубинами до 60 м, а не опять-таки 2 тыс. м) северо-западному шельфу Черного моря, разветвляясь на ветви к Румынии и Болгарии. Учитывая значительную экономию при строительстве «Южного потока» через Азовское море – Перекоп – шельф Черного моря, участники консорциума South Stream могли бы предложить Украине 7-10%-ю долю в проекте, обусловленную только ее согласием на этот вариант маршрута и концессию подземного коридора через Перекоп, без какого-либо денежного взноса со стороны Украины. Консорциуму также следовало бы для усиления заинтересованности Украины в проекте предложить ей значимую долю (или квоту) на поставки трубной продукции для проекта. Немаловажно для Украины то, что инфраструктура логистики будет на ее территории, а не в Турции. Одновременно это позволит проекту сэкономить значительные средства по доставке труб и на заводы по обетонированию и с этих заводов на судатрубоукладчики. Если на Перекопе будет предусмотрено строительство дожимной компрессорной станции, то поставку агрегатов для нее и строительство также могла бы выполнить Украина. Отдельно от предложений, связанных с участием Украины в проекте, заметим, что желательно было бы привлечь в число участников проекта и Туркмению.

Roman Besedovsky, Fund Manager, Finam Neftegaz

Роман Беседовский, управляющий фондом «Финам Нефтегаз»

Ukraine’s chances of participating in the South Stream project are really minimal. The gas pipeline is intended to diversify Gazprom’s risks in natural gas transportation to the European markets which are of key importance to the Russian company, while laying the pipeline in Ukraine’s territory would defeat the whole purpose behind the original idea. Relations between Russia and Ukraine in the gas sphere, as, indeed, in so many other areas, continue to be strained, and there is no reason to believe that the situation might improve in the foreseeable future. Which also means that there are no guarantees that Ukraine might not try to use the new form of leverage, meaning the South Stream project, to exert pressure on Russia. Gazprom is highly unlikely to agree to that, unless Ukraine offers Russia some very attractive terms for its own involvement in the project. In this regard, it is noteworthy that, earlier this month, there has been some talk in Ukrainian mass media concerning Ukraine’s possible readiness to establish, together with Gazprom, two joint venture companies on a 50-50 basis using the existing Ukrainian gas transportation networks, with suggestions concerning ways to minimize legal risks to both sides. It bodes no good to the possible laying of part of the South Stream pipeline through Ukrainian territory that the “Moscow News” recently carried an article quoting a Gazprom source saying that the Russian state gas company had ultimately made a decision on the final route. With no mention of Ukraine, the pipe would come out, from under the Black Sea, to the Bulgarian coast and would pass through Serbia, Hungary and Slovenia all the way to northern Italy. Consequently, if we are to believe that source, the possibility of Bulgaria being replaced with Romania, or some other such option like Ukraine, seems to be excluded from the equation.

Шансы Украины на участие в проекте «Южный поток» минимальны. Газопровод должен диверсифицировать риски «Газпрома» при транспортировке природного газа на ключевой для себя европейский рынок, и прокладка проекта, в том числе, по территории Украины сводит на нет первоначальный замысел. Отношения России и Украины в газовой сфере (как, впрочем, и по многим другим вопросам) продолжают оставаться напряженными, и нет оснований для улучшения ситуации в обозримой перспективе, а значит, нет и гарантий того, что Украина не будет использовать новый рычаг в лице «Южного потока» для оказания давления на Россию. «Газпром» на такое не пойдет, если только Украина не предложит России крайне привлекательные условия своего участие в проекте. В данной связи примечательно, что в декабре в украинских СМИ прошла информация о готовности Украины к созданию с «Газпромом» двух СП в пропорции 50:50 на базе украинской газотранспортной системы, при этом предполагается минимизация любых юридических рисков для партнеров. Не в пользу прокладки части ветки газопровода «Южный поток» по территории Украины свидетельствует и недавно опубликованная в «Московских новостях» заметка, где со ссылкой на источник в «Газпроме» говорится о том, что концерн окончательно определился с маршрутом. Украина там не упоминается – труба выйдет из Черного моря на побережье Болгарии и пройдет по территории Сербии, Венгрии, Словении до севера Италии. Таким образом, если верить источнику, возможность замены Болгарии на Румынию или какие-то другие варианты, например, Украину, исключена.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

booster station on the Perekop, Ukraine could provide the station equipment or even install it altogether. Apart from suggestions on Ukraine’s membership in the project, we note the expediency of attracting Turkmenistan as a project participant. This, while virtual, idea – if implemented – would be in line with interests of both Turkmenistan and Russia, and even the declared intentions of the EU and the European Commission on the diversification of gas supply to Europe using natural gas from Central Asia. Implied goals of Caspian Coastal Pipeline from Turkmenistan through Kazakhstan to Russia, to Alexandrov Gai, included the option of its linkage to the network feeding the South Stream. To reiterate, for Turkmenistan it is highly important both to increase gas exports to any destination and to access the European market, so as to weaken China’s position as an almost exclusive importer Turkmen gas: Turkmenistan will be able to ask the Chinese to set the prices more or less on parity with European levels. This goal is fully in line with Russia’s interests on entering the China’s market, where Russian gas still cannot compete with cheap Turkmen supplies ($350 vs. $190 per 1,000 cubic meters). We advise a full-scale participation of Turkmenistan in the South Stream project, not only as a resource provider. Such participation must be linked to an agreement on collaborative pricing policy of Turkmenistan and Russia within the project, so that instead of being competitors, Turkmenistan and Russia establish common pricing policy. Russia and Turkmenistan could well find a solution acceptable to both countries, the more so since this not a short-term issue and both sides are interested in a positive solution.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА Эту, пока виртуальную, идею желательно реализовать, что соответствует интересам и Туркмении, и России, и даже декларируемым намерениям ЕС и Еврокомиссии о диверсификации газообеспечения Европы за счет газа из Средней Азии. Среди предполагаемых целей строительства Прикаспийского газопровода из Туркмении через Казахстан в Россию, выходящего на Александров Гай, вполне очевидно просматривался вариант его подсоединения к системе магистралей, питающих «Южный поток». Повторим, что для Туркмении важно не только повысить объемы экспорта газа по любым направлениям, но и выйти на европейский рынок, чтобы ослабить позиции Китая как почти монопольного импортера ее газа: Туркмения сможет потребовать у Китая установления примерно паритетных с Европой цен. Этот интерес вполне в русле интересов России по выходу на китайский рынок, где российский газ пока никак не может конкурировать с дешевым туркменским($350 против $190 за 1 тыс. м³). Представляется желательным полноценное участие Туркмении в проекте «Южный поток», а не только как поставщика ресурсов. При этом должно быть достигнуто соглашение о совместной ценовой политике Туркмении и России в одном (и совместном к тому же) проекте, чтобы Туркмения выстраивала единую с Россией ценовую политику, а не выступала в роли конкурента. Можно полагать, что Россия и Туркмения найдут устраивающее обе стороны решение, тем более что это вопрос не сиюминутный, и обе стороны заинтересованы в положительном его решении.

OIL EXPORT

New Export Priorities for Russia: Perspectives of Energy Supplies to the Countries in the Asia-Pacific Region and the APEC Block

Новые внешнеэкономические приоритеты России: перспективы экспорта энергоносителей в страны АТР и Тихоокеанского Клуба Andrei Korzhubaev, Igor Melamed, Irina Filimonova

ussia has the largest known energy resources of any state on earth. Its energy resources are mostly concentrated in the Asian part of the country that includes scarcely populated regions of Siberia, the Far East and Arctic as well as industrially undeveloped territories to the north and east which also have very poor infrastructure. However, the most dynamic development of economy and trade that also brings to life new administrative and financial centers, is happening not far from Russia’s eastern borders in the countries of Asia-Pacific region and countries located on the North and South America coastline. This

Андрей Коржубаев, Игорь Меламед, Ирина Филимонова

оссия располагает крупнейшим в мире энергетическим потенциалом. Энергетические ресурсы сосредоточены главным образом в азиатской части страны – малозаселенных регионах Сибири, Дальнего Востока и Арктики, на севере и востоке – инфраструктурно не развитых и индустриально не освоенных. Вместе с тем, именно вблизи восточных границ России – в странах АзиатскоТихоокеанского региона (АТР) и Тихоокеанского побережья Северной и Южной Америки – происходит наиболее динамичное развитие экономики и торговли, формирование новых индустриальных и финансовых центров, что отражает формирование нового глобального экономического блока – АТРАМ (рис. 1). В перспективе к АТРАМ должны будут подключиться и ориентированные на торговлю с Россией и Китаем страны Содружества Независимых государств (СНГ), в первую очередь, страны ЕврАзЭС. На АТРАМ приходится почти 70% населения, около 50% территории, 68% энергопотребления и 63% ВВП мира (рис. 2). В регионе потребляется основная часть всех видов энергетических ресурсов мира: свыше 86% угля, 66%

● Fig. 1. Area of the most intensive development of economic cooperation within the frame of APRAM. ● Рис. 1. Район наиболее интенсивного развития экономической кооперации в рамках АТРАМ.

About the Authors Andrei Korzhubayev, Doctor of Science, Economics, Professor, Department Head at the Institute of Industrial Production Economics and Management at the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Head of Political Economics Department at Novosibirsk State University. Melamed Igor Il’ich – general director of International center for regions development Irina Filimonova, Ph.D. in Economics, Associate Professor, Leading Research Associate at the Institute of Petroleum Geology and Geophysics at the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Deputy Head of Political Economics Department at Novosibirsk State University.

Сведения об авторах Коржубаев Андрей Геннадьевич, доктор экономических наук, профессор, заведующий отделом Института экономики и организации промышленного производства СО РАН, заведующий кафедрой политической экономии Новосибирского государственного университета. Меламед Игорь Ильич, генеральный директор Международного центра развития регионов Филимонова Ирина Викторовна, кандидат экономических наук, доцент, ведущий научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, заместитель заведующего кафедрой политической экономии Новосибирского государственного университета.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ЭКСПОРТ НЕФТИ ● Fig. 2. APR and APRAM share in territory, population, GDP

and energy consumption among worlds countries. ● Рис. 2. Доля АТР и АТРАМ в территории, населении,

ВВП и энергопотреблении стран мира.

process indicates the emergence of a new global economic block APRAM (Fig. 1). It is expected that in the long run CIS countries, primarily countries of Eurasian Economic Union closely linked to Russia – China trade, will join APRAM. The APRAM zone accounts for almost 70 percent of the world’s population, approximately 50 percent of the world’s land mass, 68 percent of energy consumption and 63 percent of overall GDP (Fig. 2). This region consumes the major part of the world energy resources of all kinds: over 86 percent of coal, 66 percent of oil, 55 percent of gas, 68 percent of nuclear power (Fig. 3). China, India, USA, Indonesia, Russia, Japan and others are the most densely populated countries of the world with a high economical potential. To a great extend global dynamics of energy consumption is determined by these countries. All of them are part of APRAM zone. Moreover, 60 percent of global energy and energy products demand is accounted for 8 biggest APRAM countries (Fig. 4). China, USA, Russia, India, Japan and Canada are the biggest energy consuming countries of the world and all of them are part of APRAM zone. Alongside with this fact, in 2009 the so called Big China (that includes Hong Kong and Macao) ranked first in energy resources consumption, thus exceeding the USA. In 2010 the use of energy and energy sources only in the continental part of Big China surpassed energy consumption level of the USA. The last decades of the 20th century marked the most rapid growth of energy consumption and energy resources in Asia Pacific countries among the countries of APRAM block (Fig. 5). Even in the time of a global financial and economic crisis of 2008–2010, when the world experienced a dramatic drop in energy demand,

нефти, 55% газа, 68% атомной энергии (рис. 3). Наиболее населенные страны мира с высоким экономическим потенциалом – Китай, Индия, США, Индонезия, Россия, Япония и др., определяющие глобальную динамику энергопотребления, входят в АТРАМ. При этом 60% глобального спроса на энергию и энергоносители приходится на восемь крупнейших стран АТРАМ (рис. 4). Самые крупные по энергопотреблению страны мира – Китай, США, Россия, Индия, Япония и Канада – входят в АТРАМ. При этом в 2009 году «Большой Китай» (включая Гонконг и Макао) вышел на первое место в мире по потреблению энергетических ресурсов, обогнав США, а в 2010 году использование энергии и энергоносителей только в его континентальной части превзошло американский уровень. Среди стран АТРАМ именно в АТР в последние десятилетия ХХ века и начале XXI века происходил наиболее быстрый рост потребления энергоносителей и энергии (рис. 5). Причем даже в условиях глобального финансово-экономического кризиса 2008–2010 годов, когда в мире произошло снижение энергетического спроса, энергопотребление в большинстве стран АТР продолжало быстро возрастать. Для дальнейшего развития странам АТР требуются дополнительные сырьевые и энергетические, в первую очередь, нефтегазовые ресурсы, что обусловлено изменением технологической структуры экономики и энергообеспечения, ростом моторизации, усилением экологической нагрузки и повышением требования безопасности к энергетическим системам. Обострение борьбы за энергоносители – одна из важных реалий современного глобализирующегося мира.

● Fig. 3 APR and APRAM share in oil, gas, coal and

nuclear energy consumption in the world ● Рис. 3. Доля АТР и АТРАМ в потреблении нефти,

газа, угля и атомной энергии в мире Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OIL EXPORT

#12 /1 December 2011 / January 2012

● Fig. 4. Consumption of energy resources and

concentration of energy consumption in APRAM countries in 2010. ● Рис. 4. Потребление энергетических ресурсов и концентрация энергопотребления в странах АТРАМ в 2010 году.

В этих условиях усиление роли России в качестве мирового энергетического лидера будет происходить именно за счет развития нефтяной, газовой, угольной промышленности и электроэнергетики на Востоке страны, укрепления позиций на энергетических рынках АТР, участия в развитии и эксплуатации объектов энергетической инфраструктуры в странах региона.

Приоритетные направления и проекты energy consumption in most of APR countries was still growing fast. Further development of APR countries demands significant additional resources of raw materials and energy supplies, especially of oil and gas. To a large degree this fact is caused by the change of technological structure of economy and power supplies, by the growth of motorization, higher ecological pressure and higher safety requirements for energy system. Intensification of struggle for energy resources is one of the fundamental realities of today’s globalization process. In this situation, Russia’s role as the world energy leader will only grow primarily due to further development of oil, gas and coal industry in the Eastern part of the country, strengthening of the country’s position at energy markets of APR, participation in energy development and exploitation of energy sector infrastructure objects in other countries of the region.

Projects and Priority Guidelines Development of fuel-and-energy sector in the Russia’s East, strengthening of its economic positions in the countries of Asia-Pacific region and APRAM would be primarily connected to the following priority guidelines and major projects:

exploration and energy production: ● large scale exploration and complex development of hydrocarbon deposits in Eastern Siberia and in the Far East, on the sea shelf of the Far East and in the Arctic seas; ● development of new coal fields in Siberia and the Far East, primarily of Kuznetsky, Kansko-Achinsky, YuzhnoYakutsky coal basins; ● additional exploration and development of natural uranium fields of Zabaykalsky region, Republic of Saha (Yakutia), Republic of Buryatia, Khabarovsk region; ● further participation of major Russian companies such as Gazprom, Rosneft, LUKOIL, Zarubezhneft, Aliance, RZD, SUEK, Atomredmetzoloto and others in exploration and development of oil, gas, coal, natural uranium fields

Развитие ТЭК на Востоке России, усиление экономических позиций в АТР и в АТРАМ будут связаны в первую очередь со следующими приоритетными направлениями и крупными проектами:

в геологоразведке и добыче энергоносителей: ● расширение геологоразведочных работ и комплексное освоение месторождений УВ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, шельфах Дальневосточных и Арктических морей; ● освоение новых месторождений угля Сибири и Дальнего Востока, в первую очередь, Кузнецкого, КанскоАчинского, Южно-Якутского угольных бассейнов; ● доразведка и освоение месторождений природного урана Забайкальского края, Республики Саха (Якутия), Республики Бурятия, Хабаровского края; ● расширение участия российских компаний – «Газпрома», «Роснефти», «ЛУКОЙЛа», «Зарубежнефти», «Альянса», РЖД, СУЭКа, «Атомредметзолота» и др. – в проведении геологоразведочных работ и освоении месторождений нефти, газа, угля, природного урана в странах АТРАМ (Китае, Монголии, Колумбии), и СНГ (Казахстане, Узбекистане, Туркменистане);

в переработке энергетического сырья: ● создание газоперерабатывающих и нефтегазохимических производств, включая гелиевые заводы, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – Саянске, Нижней Пойме, Хабаровске и в районе космодрома «Восточный» ● строительство НПЗ регионального значения в Якутии (в Ленске) и крупного экспортного НПЗ с блоком нефтехимии в Приморском крае (в бухте Елизарова); ● участие российских компаний в развитии и эксплуатации объектов перерабатывающей инфраструктуры в странах АТР и АТРАМ (НПЗ, ГХК и др.).

в генерации электрической энергии: ● строительство новых ТЭС: Олонь-Шибирской в Республике Бурятия, Харанорской и Татауровской в Забайкальском крае, Ерковецкой в Амурской области, Ургальской в Хабаровском крае, а также парогазовой установки в г. Хабаровске; Oil&GasEURASIA

OIL EXPORT in APRAM countries (China, Mongolia, Columbia) and CIS (Kazakhstan, Uzbekistan, Turkmenistan);

in energy processing: ● gas processing production and oil and gas chemical production is to be set up, including helium plants in Eastern Siberia and the cities of the Far East, such as Sayansk, Nizhnaya Poyma, Khabarovsk and in the area of “Vostochny” space airfield ; ● construction of local oil refineries in Yakutia (the city of Lensk) and a big export refinery, including a petrochemical block, in Primorsky Region (Elizarov Bay); ● participation of Russian companies in development and exploitation of refining infrastructure facilities of Asia-Pacific region and APRAM countries (oil refineries, gas chemical facilities and others)

electric energy production: ● construction of new power plants: Olon-Shibersky in Buryatia, Haranorsky and Tataurovsky in Zabaykalsk region, Erkovetsky in Amursky region, Urgalian in Khabarovsk region as well as a combined-cycle plant in the city of Khabarovsk; ● construction of Turgutsky tidal power plant in Turgutsky Bay in Khabarovsk region; ● creation of chain of power plants in Southern Yakutia; ● construction of a wind-power station on Russkiy and Popov islands in the Far East; ● participation in construction of various energy production capacities in APRAM countries (China, India, transport system and distribution of energy and energy sources: ● completion of the second construction stage and further increase of ESPO pipeline throughout capacity, power increase of Kozmino sea-port oil terminal, increase of throughout capacity of Russia – China pipeline (Skovorodino – Daqin); ● development of sea terminals for oil, crude and oil and gas chemistry products, coal on the Russian Pacific coast (Kozmino, Nahodka, De-Kastri, Prigorodnoye, Elizarov Bay, Vanino, Posyet, Slavyanka, etc.); ● construction of a system for natural gas and helium concentrate underground storage in Krasnoyarsk region, Irkutsky region, Republic of Saha (Yakutia), Khabarovsk region; ● establishment of a gas pipe system Siberia – Far East – Asia-Pacific region (Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok, a center for gas production in Irkutsk – Proskokovo, a center for gas production in Irkutsk – center for gas production in Western Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok, Dalnerechensk – Harbin; probably, Vladivostok – Kanin – Seoul or Vladivostok – Pyongyang – Seoul);

#12 /1 December 2011 / January 2012

● сооружение Тугурской ПЭС в Тугурском заливе в Хабаровском крае; ● создание каскада ГЭС в Южной Якутии; ● строительство Дальневосточной ВЭС на о-вах Русский и Попова; ● участие в строительстве энергогенерирующих мощностей в странах АТРАМ (Китае, Индии, Монголии, Вьетнаме и др.) и СНГ (Киргизии, Таджикистане и др.) для совместного выхода на международные рынки;

в системе транспорта и дистрибуции энергоносителей и энергии: ● завершение строительства второй очереди и расширение пропускной способности нефтепровода ВСТО, расширение мощности нефтяного терминала в порту Козьмино, увеличение пропускной способности нефтепровода «Россия – Китай» (Сковородино – Дацин); ● развитие морских терминалов для нефти, нефтепродуктов, продукции нефтегазохимии, угля на российском побережье Тихого океана (Козьмино, Находка, Де-Кастри, Пригородное, бухта Елизарова, Ванино, Посьет, Славянка и др.); ● создание системы подземных хранилищ природного газа и гелиевого концентрата в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), Хабаровском крае; ● сооружение системы газопроводов «Сибирь – Дальний Восток – АТР» (Сахалин–Хабаровск–Владивосток, Иркутский центр газодобычи – Проскоково, Иркутский центр газодобычи – Западно-Якутский центр газодобычи– Хабаровск–Владивосток, Дальнереченск – Харбин, возможно, Владивосток – Каннын – Сеул либо Владивосток – Пхеньян – Сеул); строительство в районе Владивостока (Находки) завода по сжижению природного газа и терминала СПГ; ● сооружение и модернизация системы ЛЭП от электростанций в Сибири и на Дальнем Востоке до границ Китая, Монголии, Японии; ● участие российских компаний в развитии и эксплуатации объектов энерготранспортной инфраструктуры и

● Fig. 5. Energy resources consumption

within the period of 1970–2010 in various parts of the world. ● Рис. 5. Потребление энергетических ресурсов в 1970– 2010 годах в разных регионах мира.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

construction of natural gas liquefaction plant and LNG terminal near Vladivostok (Nakhodka); ● construction and upgrade of power lines system from power plants of Siberia and the Far East to the boarders of China, Mongolia, Japan; ● participation of Russian companies in development and exploitation of energy transportation facilities and distribution in APRAM and CIS countries (oil and gas pipelines, power lines, UGSF, petrol stations, etc.).

Forecast for Export of Energy and Energy Materials from Russia to the Pacific Market Taking into account current state of affairs and perspectives of projects implementation, development of processing and transport infrastructure, it is evident that export of oil, oil products and gas to APRAM may be provided not only from Eastern Siberia and the Far East, but also from vast deposits of Western Siberia. Export of crude oil for all lines may reach the amount of 130 million tons by 2030 while export of oil products can amount to 40 million tons (Fig. 6). To a great extent gas supplies will depend on the development of transport infrastructure, as well as on agreement on prices and off-take agreements. Russia is not striving to provide gas export to APRAM countries by all means.

ЭКСПОРТ НЕФТИ дистрибуции в странах АТРАМ и СНГ (нефтепроводы, газопроводы, ЛЭП, ПХГ, АЗС и др.).

Прогноз экспорта энергоносителей и энергии из России на Тихоокеанский рынок С учетом состояния и перспектив реализации сырьевых проектов, развития перерабатывающей и транспортной инфраструктуры экспорт нефти, нефтепродуктов и газа в АТРАМ может осуществляться не только с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, но и из Западной Сибири. Экспорт сырой нефти по всем маршрутам может быть доведен к 2030 году до 130 млн т, нефтепродуктов – до 40 млн т (рис. 6). Поставки газа в значительной мере будут определяться как развитием транспортной инфраструктуры, так и договоренностью по ценам и гарантиям покупки. У России нет задачи обеспечить экспорт газа в АТРАМ любой ценой, поэтому, в зависимости от позиций стран-реципиентов, поставки на рынки Китая (включая Тайвань), Японии, Кореи, Тихоокеанского побережья Америки, Монголии могут составить к 2030 году от 144 млрд до 170 млрд м3 (рис. 7). Будет происходить наращивание поставок СПГ в рамках проекта «Сахалин-2», организован экспорт с месторождений проекта «Сахалин-1» и «Сахалин-3», с завода СПГ в Приморском крае, а также по магистральным газо-

● Fig. 6. Oil and oil products export from Russia to Asia-Pacific region in 2010 and the forecast for 2030. ● Рис. 6. Экспорт нефти и нефтепродуктов из России в АТР в 2010 году и прогноз до 2030 года.

● Fig. 7. Gas and coal export from Russia to Asia-Pacific region in 2010 and the forecast for 2030. ● Рис. 7. Экспорт газа и угля из России в АТР в 2010 году и прогноз до 2030 года.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OIL EXPORT

#12 /1 December 2011 / January 2012

● Fig. 8. Electric energy export from Russia to Asia-

Pacific region in 2010 and the forecast for 2030. ● Рис. 8. Экспорт электроэнергии из России в АТР в

2010 году и прогноз до 2030 года.

That is why, depending on the stand of recipient countries, export supplies to China (including Taiwan), Japan, Korea, Mongolia and to the Pacific coast of America, may vary from 144 billion cubic meters to 170 billion cubic meters by 2030 (Fig. 7). LNG supply will increase within the framework of Sakhalin-2 project. Another goal will be to launch exports from fields of Sakhalin-1 and Sakhalin-3 projects and LNG plant in Primorsky region. Other export flows will go through “Altai” gas pipelines (Western Siberia – Western China) and Eastern Siberia – the Far East – North-East of China). Coal export to the Pacific market may be increased to 120 million tons by 2030. The main supplies from coal mining regions of Kuzbas, KATEK, Southern Yakutiya, Tuva and other regions of Siberia and the Far East will be directed to China, as well as to Korea and Japan. Interstate power exchange to China, Mongolia, as well as Korea and Japan may amount to 60 billion kWh by the year 2030, depending on the pace of development projects implementation along with creating energy transport infrastructure (Fig. 8).

Guidelines and Principles for Cooperation While expanding cooperation in Asian-Pacific region, it is crucially important that the Asian mentality is seriously taken into account. In this part of the world it is generally believed that any concession means weakness that is likely to be followed by another concession instead of being considered as a step towards solving the problem. In China, Japan, Korea and in other Asian counties symmetrical approach is usually emphasized in any negotiations, therefore it is necessary for Russian companies to be involved in all stages from exploration, production, transportation, underground storage to processing and sale of the product to the final consumer on the territory of Asia-Pacific region countries in case Asian partners are given access to hydrocarbon production and transportation on the Russian territory. International, American and European companies with business interests in the region such as ВР, ExxonMobil, Royal Dutch/Shell, Chevron, Total, BG, BHP Billiton, Rio Tinto together with the biggest Asian companies, such as CNPC, Sinopec, CNOOC, CITIC group, KNOC, KOGAS, JOGMEC, OVL, Petronas, KEPCO, China Coal Energy Company, China Shenhua Energy, Itochu, Japex, Impex, Mitsui, Mitsubishi and others will act as general partners within the framework of energy projects in APRAM. While developing cooperation in Pacific region, it is necessary to diversify infrastructure of supplies and sources of investment and technology. In reality it means strengthening of cooperation with CIS and European countries as well as Middle East and African states where Russia’s economic positions are most secured alongside with active expansion of business and political connections with countries of Asia-Pacific region, North and South America.

проводам «Алтай» (Западная Сибирь – Западный Китай) и «Восточная Сибирь – Дальний Восток – Северо-Восток Китая). Экспорт угля на Тихоокеанский рынок может быть увеличен к 2030 году до 120 млн т. Основные поставки из Кузбасса, КАТЭКа, Южной Якутии, Тывы и других регионов Сибири и Дальнего Востока будут направлены в Китай, а также Корею и Японию. Межгосударственные перетоки электроэнергии в Китай, Монголию, а также в Корею и Японию в зависимости от интенсивности реализации проектов развития генерирующих мощностей и создания энерготранспортной инфраструктуры могут составить в 2030 году до 60 млрд кВт·ч (рис. 8).

Принципы сотрудничества При расширении сотрудничества с партнерами в АТР следует учитывать особенности азиатского менталитета. Любая односторонняя уступка в Азии рассматривается не как решение проблемы, а как проявление слабости, за которым последует требование новой уступки. В Китае, Японии, Корее и, вообще, в Азии в переговорном процессе особое внимание уделяется симметричности позиций, поэтому в случае принятия новых решений о допуске азиатских партнеров к активам по добыче и транспортировке углеводородов на территории России, необходимо предусмотреть участие российских компаний в проектах разведки, добычи, транспорта, подземного хранения, переработки и сбыта конечным потребителям на территории стран АТР. Главными партнерами в энергетических проектах в АТРАМ будут выступать как международные, американские и европейские компании, имеющие бизнес-интересы в регионе – ВР, ExxonMobil, Royal Dutch/Shell, Chevron, Total, BG, BHP Billiton, Rio Tinto, так и крупнейшие азиатские компании – CNPC, Sinopec, CNOOC, CITIC group, KNOC, KOGAS, JOGMEC, OVL, Petronas, KEPCO, China Coal Energy Company, China Shenhua Energy, Itochu, Japex, Impex, Mitsui, Mitsubishi и др. Развивая сотрудничество на Тихоокеанском направлении, следует максимально диверсифицировать инфраструктуру поставок и источники привлечения инвестиций и технологий. Это предполагает безусловное поддержание и укрепление сотрудничества со странами СНГ и Европы, а также Ближнего Востока и Африки, где экономические позиции России пока остаются наиболее надежными, при активном расширении деловых и политических связей с АТР, Северной и Южной Америкой. Oil&GasEURASIA

TYUMEN REGION

Scientific Potential Stimulates the Region’s Economic Development Научный потенциал как двигатель экономического развития региона The article is provided by the Tyumen Regional Goverment

yumen region is one of Russia’s most dynamically developing regions. Also, it has a significant socio-economic and technological potential. The region has created legal, infrastructural and informational base for investment and developed a mechanism to ensure the protection of investors’ interests. Lately, in working with investors, special attention is given to innovative projects. This approach helped the region to re-equip its agricultural sector and to upgrade many industrial enterprises. It also contributed to the rise of new factories. The region has adopted and implements the regional law “On State Support of Investment Activity in the Tyumen Region.” The government facilitates allocation of land and other property owned by the region. It should be specially mentioned here that Russian and foreign investors are given equal treatment. The region gained a valuable experience with regard to working with investors. In many cases those relations developed into a public-private partnerships. Traditionally, cooperation agreements are signed with investment projects holders. These agreements specify mutual obligations of the parties with regard to production development and relevant social issues. An example is our partnership with TNK-BP, which invests in the development of oil fields

Статья предоставлена Правительством Тюменской области

PHOTO: VLADIMIR BUTENKO / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО

юменская область относится к числу наиболее динамично развивающихся регионов России и располагает значительным социально-экономическим и научнотехническим потенциалом. В области созданы основы правовой, инфраструктурной и информационной базы для привлечения инвестиций, разработан механизм гарантий по защите прав инвесторов. В последние годы особенное внимание в работе с инвесторами уделяется реализации инновационных проектов. Это позволило перевооружить агропромышленный комплекс, модернизировать многие действующие промышленные предприятия и способствовало появлению новых производств. В регионе принят и работает областной закон «О государственной поддержке инвестиционной деятельности в Тюменской области». Правительство содействует в предоставлении земельных участков и других объектов недвижимости, находящихся в областной собственности. Особенно хотелось бы подчеркнуть тот факт, что в этой ситуации российские и иностранные инвесторы находятся в одинаковых условиях. В регионе накоплен полезный опыт взаимодействия с инвесторами, во многих случаях переросшего в частно-государственное партнерство. С держателями инвестиционных проектов традиционно заключаются соглашения о сотрудничестве, в которых оговариваются взаимные обязательства – как в развитии производства, так и в решении связанных с этим социальных вопросов. Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ PHOTO: VLADIMIR BUTENKO / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО

in the Uvat area of the Примером может служить Tyumen Region (“Uvat сотрудничество с ТНК-BP, вклаProject”). As holder of the дывающей средства в освоение investment, the company группы месторождений нефти enjoys the privilege tax on в Уватском районе Тюменской profits. области («Уватский проект»). For five months of Как держатель инвестпроекта, 2010 the region produced компания пользуется льготой two million tons of oil – по налогу на прибыль органиtwice the amount of the заций. last year. Such a dynamЗа пять месяцев 2010 ic growth in mining was года в регионе добыто 2 млн т due to the fact that in in нефти – вдвое больше, чем за 2009 TNK-Uvat brought соответствующий период проinto production two new шлого года. Столь динамичoil fields (Urnenskoye and ный рост объемов добычи Ust-Tegusskoye). This year, полезных ископаемых проиthe company continued зошел за счет ввода в 2009 году drilling and construction компанией «ТНК-Уват» в проof these fields is developмышленную эксплуатацию ing Tyamkinskogo field, двух новых месторождений also a member of the Uvat нефти (Урненского и Устьproject. Тегусского). В этом году компаA good illustration ния продолжает разбуривание of this approach is our и обустройство этих местоpartnership with TNKрождений, ведет разработку BP, a company investing Тямкинского месторождения, in the development of oil также входящего в Уватский fields in the Uvat region of проект. Tyumen (“Uvat Project”). Существенная часть проAs a project investor, the екта связана с инновациями. ● Tymen innovation hub has been created to support innovative comcompany enjoys tax benНаряду с проектами бурения, panies willing to work in the region. efits on profits tax. ТНК-ВР реализует инноваци● Тюменский технопарк призван обеспечить поддержку For five months of онные геолого-технические инновационным компаниям, желающим работать в регионе. 2010 the region produced мероприятия, направленные 2 million tons of oil – a на обеспечение дополнительdouble on the year before. ной добычи нефти. В их числе: The boost of hydrocarbon production is due to TNK-Uvat проведение гидроразрыва пласта, оптимизация работы commercial launch of two new fields (Urnenskoye and скважин. Ust-Tegusskoye) in 2009. This year, the company continУспешно продвигается и сотрудничество с компанией ues drilling and settlement works, in parallel developing «СИБУР», строящей на базе нефтехимического комбината в Tyamkinskoe field, also a part of the Uvat project. Тобольске завод по производству полипропилена. Проект A significant part of the project is linked to innova- реализуется в рамках стратегии развития химической и tion. Along with the drilling projects TNK-BP implements нефтехимической промышленности России на период до innovative geological and technical measures targeting 2015 года при поддержке Минпромторга России и правиbetter oil production levels, such as fracturing or wells тельства Тюменской области. Формы господдержки проoptimization. екта – 4%-я льгота по налогу на прибыль организаций, Partnership with Sibur is also progressing well – освобождение от уплаты налога на имущество. Такой подthe company is currently engaged in the project of ход позволит быстрее построить комплекс мощностью 500 upgrading Tobolsk petrochemical plant into polypro- тыс. т полипропилена в год, основанный на глубокой переpene production facility. The project is implemented работке попутного нефтяного газа. as a part of Russia’s development strategy for chemical По оценкам специалистов, общестроительные и мехаand petrochemical industry till 2015 and is supported номонтажные работы на заводе должны завершиться уже by the Ministry of Industry and Trade and the Tyumen к апрелю 2012 года. После этого будет проведена пускоgovernment. State support of the project means four- наладка оборудования, а в ноябре 2012 года пройдут перpercent tax benefit on corporate tax and exemption вые испытания. from property tax. This approach will ensure fast-track В 2010 году начала работать вторая технологическая installation of a complex for production of 500,000 tons очередь на Антипинском нефтеперерабатывающем заводе, per year of polypropylene based on deep processing of это позволяет увеличить мощность предприятия по первичassociated gas. ной переработке нефти до 4 млн т в год. В Заводоуковском General and installation work at the plant is penciled городском округе введен в эксплуатацию новый лесопереfor completion by April 2012, experts say. Then it will be рабатывающий завод «Загрос». the time for equipment commissioning and start-up, with На всех новых или реконструируемых предприятиfirst tests planned for November 2012. ях области используются современные технологические Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TYUMEN REGION

#12 /1 December 2011 / January 2012

Launched in 2010 second technological phase at Antipinsky refinery boosts primary processing of the facility to 4 million tons per year. Zavodoukovsky district has commissioned a new Zagros timber-processing plant. All new or upgraded facilities of the region use cuttingedge technological solutions allowing the manufactured goods to compete with global leaders in the respective industries. Post-crisis conditions of Russia’s economy lead to higher attention to the region from the investors’ side. There is a growing demand for land, and our partners return to the suspended construction sites and projects. The lowered interest rates on bank loans provide additional momentum to the region’s business. The region continues to run programs to support investors and entrepreneurs. To complement the already mentioned tax benefits on profits tax and property tax, there are also transport tax benefits. Investors in Tyumenbased projects are eligible for subsidies and property owned by the region. We give investors organizational and informational assistance for the projects and provide them with sites to implement them. This year the traditional grants and loans list was expanded by some new lines: grants to first-time entrepreneurs, a business incubator (including free mentoring and consultancy), providing subsidies to nonprofit organizations for the development of micro-financing and other services, promoting youth entrepreneurship, running general and tailored training programs, providing subsidies to companies that lease production equipment. Introduced: subsidizing the entrepreneurs’ training costs, energy conservation costs, certification and patents acquisition costs. By promoting the idea of prioritizing investments in energy-efficient high-tech manufacturing sector, we have

решения, позволяющие выпускаемым товарам конкурировать с мировыми лидерами в своих отраслях. Выход из кризисной ситуации в экономике страны привел и к росту заинтересованности инвесторов в регионе. Растет спрос на землю, компании возвращаются к приостановленным строительным объектам и площадкам. Также, дополнительный импульс развитию бизнеса дало снижение процентных ставок по банковским кредитам. В регионе продолжают действовать программы поддержки инвесторов и предпринимателей. Кроме уже упоминавшихся льгот по налогам на прибыль и имущество организаций, используются также льготы по транспортному налогу. Держателям инвестиционных проектов в Тюменской области возможно предоставление субсидий и имущества, являющегося собственностью региона. Инвесторам оказывается организационное и информационное содействие и предоставляются площадки для реализации проектов. В этом году к традиционным субсидиям и займам добавились и новые возможности: гранты начинающим предпринимателям, услуги бизнес-инкубатора (включая бесплатную учебу и консультирование), предоставление субсидий некоммерческим организациям для развития микрофинансирования и оказания других услуг, содействие развитию молодежного предпринимательства, реализация массовых и индивидуальных программ обучения, а также субсидирование предприятий, приобретающих в лизинг производственное оборудование. Введены субсидирование образовательных затрат предпринимателей, расходов на энергосбережение, сертификации, приобретения патентов. Продвигая идею приоритетности инвестиций в высокотехнологичный энергоэффективный сектор производства, в Тюмени создан инновационный центр – Тюменский технопарк.

Tyumen Company Helps Eliminating Damage from the Gulf of Mexico Disaster

Разаработка тюменской компании помогает ликвидировать последствия аварии в Мескиканском заливе

Established in 2005, the Research Institute of Ecology and Natural Resources (NII EiRIPR) today holds a leading position in the regional market for environmental services. The main strategic goal of the company is to implement the results of cutting-edge science projects in oil and gas sector. Since its opening, NII EiRIPR processed over 350,000 cubic meters of drilling waste, restored some 1,000 hectares of degraded and contaminated soil, developed and implemented more than 10 environmental protection technologies, successfully completed 18 contracts with major oil companies. Hundreds of environmental engineering projects in Tyumen region, and the Khanty-Mansy and Yamal-Nenets autonomous areas. Technologies developed by the institute are competitive and in high demand both domestically and abroad. In 2009, NII EiRIPR became one of the first residents of the business incubator at Tyumen industrial estate with its “Oil-Sorbent Boom” project. In 2010 the company started implementing the technology on the international level, being enlisted to help in the cleanup following the Macondo Well blowout disaster in the Gulf of Mexico. In the aftermath of the accident, US companies studied tens of thousands of damage limitation proposals discussed – the works of NII EiRIPR scientists have been recognized as some of the most effective and efficient developments. Oil-sorbent boom is a reliable, efficient, easy to operate, environmentally friendly and economically sound system of water purification from dangerous oil pollution. Its application also renews the natural surface water and intensifies self-purification, which boosts the resource potential of the used water.

ООО «Научно-исследовательский институт экологии и рационального использования природных ресурсов» создан в 2005 году и сегодня занимает лидирующие позиции на региональном рынке экологических услуг. Основной вектор в стратегическом развитии – реализация проектов в нефтегазовой сфере на основе инновационных научных разработок. За период существования ООО «НИИ ЭиРИПР» переработано более 350 тыс. м3 отходов бурения, восстановлено порядка 1 тыс. га нарушенных и загрязненных земель, разработано и внедрено более 10 технологий по защите окружающей среды, успешно выполнено 18 контрактов с крупными нефтегазовыми компаниями. Реализованы сотни проектов по экологическому инжинирингу в Тюменской области, ХМАО и ЯНАО. Технологии института конкурентоспособны и востребованны как на отечественном, так и зарубежном рынках. В 2009 году ООО «НИИ ЭиРИПР» стал одним из первых резидентов бизнес-инкубатора Тюменского технопарка с проектом: «Нефтесорбирующий бон». В 2010 году компания приступила с данной технологией к реализации проекта международного уровня – ликвидации последствий нефтяной аварии в Мексиканском заливе. Американские компании рассмотрели десятки тысяч предложений по ликвидации последствий аварии, но одними из наиболее действенных и эффективных были признаны научные разработки ученых ООО «НИИ ЭиРИПР». Нефтесорбирующий бон является надежной, эффективной, простой в обслуживании, экологически безопасной и экономически приемлемой системой очистки вод от опасного нефтяного загрязнения. Параллельно осуществляется обновление природных поверхностных вод с интен-

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ

created a Tyumen innovation hub – Tyumen industrial park. Companies located in the business incubator of the industrial park enjoy significant benefits: fully-equipped offices with office equipment, provided free of charge during the first year of use; consulting support of businesscenter experts, and other preferences to optimize and reduce costs. Also, the industrial park is a home to large oil producers and service companies, which are interested in new projects and solutions and ready to place orders for finding solutions to particular tasks. Today, 30 innovative companies have received the status of park’s residents; 14 of these expressed a wish to place their offices in the park’s business incubator. All projects have been approved by the park’s Expert Council of Technopark – they include the projects that may facilitate new production facilities and the projects that able to secure new orders to operating industrial companies of the region. For example, the project to build an airfield-independent Bella aircraft, designed by Alexander Filimonov. Its special design means that the aircraft can take off and land on the rivers, lakes, swamps and fields, both in winter and in summer seasons. Also of interest is Intes company’s project. Its authors created an “automatic complete compact electric centrifugal pump” to work on the difficult wells. This pump can save up to 40 percent of energy and also allows you to control the well on-line, regardless of distance. The park houses plenty of ideas for business success. Such as, for example, the project for the implementation of the pilot tests of nano-demulsifiers to set up their production for energy-conscious oil treatment by Lyudmila Semekhina, or Pavel Shmitberskiy’s project for develop-

Компании, размещенные в бизнес-инкубаторе технопарка, получают значительные преимущества: полноценные офисы, оборудованные техникой, которые предоставляются бесплатно в течение всего первого года пользования, консалтинговую поддержку специалистов бизнес-центра и другие преференции, позволяющие оптимизировать и снизить издержки. Кроме того, якорными резидентами технопарка являются крупные нефтяные и нефтесервисные компании, которые заинтересованы в новых проектах и решениях и готовы размещать заказы на решение конкретных задач. Сегодня статус резидента технопарка получили 30 инновационных компаний, 14 из которых выразили желание разместить свои офисы в бизнес-инкубаторе технопарка. Все проекты получили одобрение экспертного совета технопарка. Среди них те, которые реализуются в создании новых производств или способны обеспечить заказами действующие промышленные предприятия региона. Например, проект строительства безаэродромного самолета «Бэлла», разработанный Александром Филимоновым. Благодаря особенностям конструкции, он может совершать взлет и посадку на реки, озера, болота, поля и зимой и летом. Интересен также проект ООО «Интэс», специалисты которого создали автоматический комплектный малогабаритный электроцентробежный насос для работы на скважинах с трудноизвлекаемыми запасами. Такой насос позволяет экономить энергию до 40% и, кроме того, дает возможность контроля и управления скважиной в режиме реального времени с любого удаления от месторождения. Идей для успешного бизнеса в технопарке достаточно. К их числу относятся и такие проекты, как «Проведение опытно-промышленных испытаний нанодеэмульгаторов в целях создания их производства для энергосбере-

Also, foolproof design and easy installation option in virtually any offshore location guarantee to lower the negative consequences of emergency situations, when a large volume of oil is spilled into water. The oil-sorbent boom is designed for the following operations: – purification of industrial, domestic wastewater drains, contaminated fresh and marine water bodies; – removing crude oil and petroleum products pollution of water, transformation of residual oil contamination into environmentally neutral compounds; – installation of the boom system on water surfaces; – protection of the water surface from oil spills from tankers and crude carriers; – protection of the shoreline from oil pollution.

сификацией самоочищения, а также ресурсного потенциала использованной воды. Простота конструкции и возможность быстрой установки практически в любом месте водной поверхности позволит снизить негативные последствия и при аварийных ситуациях, когда в водотоки попадает большое количество нефти. Нефтесорбирующий бон предназначен для следующих операций: – очистки промышленных, хозяйственно-бытовых стоков, нефтезагрязненных пресных и морских водных объектов; – уничтожения загрязнения воды сырой нефтью и нефтепродуктами, перевода остаточной замазученности до экологически нейтральных соединений; – ограждений разливов нефти на водной поверхности; – защиты водной поверхности от разливов нефти с танкеров и нефтеналивных судов; – защиты береговой линии от нефтяного загрязнения. Требования, которым следует данная технология, – это высокая барьерная функция, высокие нефтесорбирующие свойства, обеспеченные оригинальной конструкцией устройства, а также высокие показатели биодеструкции нефти и нефтепродуктов в проточных водных объектах. Нефтесорбирующий бон разработан на основе биотехнологий и применяется для уничтожения загрязнения воды сырой нефтью и нефтепродуктами. Способ основан на действии микроорганизмов, нанесенных на волоконные насадки бонового заграждения. Бактериальный штамм обладает высоковыраженной разрушающей активностью в отношении углеводородов нефти, вызывая в них глубокие необратимые процессы деградации до остаточных продуктов, относящихся к экологически нейтральным соединениям. Применение нефтесорбирующего бона позволяет снизить концентрацию пленочных нефтепродуктов в 40-50 раз, растворенных – в 5-15 раз.

This technology is built around a high barrier function; high oil sorbent properties reinforced by the tailored design of the device; and high rates of biodegradation of oil and oil products in flowing water. The oil-sorbent boom is based on biotechnology and used to remove crude oil and oil products pollution from water. The method is based on the action of microorganisms placed onto the boom’s fiber packing. The bacterial strain exhibits overt destructive potential towards petroleum hydrocarbons, causing deep irreversible decomposition into residual products belonging to environmentally neutral compounds. Application of the oil-sorbent boom reduces oil film concentration 40-50 times, dissolved oil concentration – five to 15 times.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TYUMEN REGION ment of nanotechnology and equipment for ionplasma alloying of components of gas turbine engines, or Boris Sysojev’s electromagnetic method of scanning the earth’s crust. Energopromstroy company developed a technology of pyrolysis utilization of associated gas, oil sludge, oil-contaminated soil and peat moss for production of high-energy flammable gas, diesel fuel, heat and electricity. Commercial introduction of this technology will not only neutralize waste, but also create energy-supply points, turning low-calorie components of the waste into high-energy fuel. Technologies by the Research Institute of Ecology and Natural ● Separation unit at Uvat. Resources on the use of ● Установка сепарации на Увате. fiber oil-sorbent boom for cleaning oil-polluted waters have already gained international recognition and were used by BP for remedying the consequences of manmade disaster in the Gulf of Mexico. Research capacity of the Tyumen region generates plenty of interesting ideas and projects that can be successfully used by the industry. That’s why industrial parks springing up in the leading universities of the region – the Tyumen State University and Tyumen State Oil and Gas University. Bridges between the scientific idea and its implementation in concrete production cycle are becoming wider. This is promoted by the recently designed by Tyumen government new forms of state support provided for innovative companies at the business start stage: subsidies for patenting, the prototype job and the completion of scientific research. This “innovation elevator” gives an opportunity for small innovative companies to come close to obtaining venture capital financing and installation of the facilities. There are many promising segments for businesses that are willing to invest in production in the Tyumen region. And each of segments has a place of innovation. I to mention just one more market – logistics. We are at the crossroads of many transport routes, huge volumes of cargo are shipped through the area. This means that we need modern warehouses with a system for creating optimal storage and over-storage conditions of different types of goods, with computer-aided accounting, cargo traffic regulation and monitoring the cargo routes. This is a pressing matter, including for supporting the so-called “northern delivery”. The Tyumen region government is always open for cooperation and ready to fully support business initiatives.

#12 /1 December 2011 / January 2012

гающей подготовки нефти» Людмилы Семехиной, «Создание нанотехнологий и оборудования ионноплазменного легирования деталей газотурбинных двигателей» Павла Шмитберского и «Электромагнитный метод сканирования земной коры» Бориса Сысоева. В ООО «Энергопромстрой» разработали технологию пиролизной утилизации попутного газа, нефтешламов, нефтезагрязненных земель, торфа с получением высококалорийных горючих газов, дизельного топлива, тепла и электроэнергии. Промышленное внедрение этой технологии позволит не только обезвреживать отходы, но и создавать источники энергии, переводя низкокалорийные составляющие отходов в высококалорийное топливо. Технологии НИИ экологии и рационального использования природных ресурсов (НИИ ЭиРИПР) по использованию волоконного нефтесорбирующего бонна для очистки нефтезагрязненных водотоков уже завоевали PHOTO / ФОТО: TNK-BP международное признание, компания BP использовала их при ликвидации последствий техногенной катастрофы в Мексиканском заливе. Научно-исследовательский потенциал Тюменской области генерирует массу интересных идей и разработок, которые могут быть успешно использованы на производстве. Свои технопарки сегодня появились и в ведущих вузах региона – Тюменском государственном университете и Тюменском государственном нефтегазовом университете. Мосты между научной идеей и ее реализацией в конкретное производство становятся прочнее. Этому способствуют и разработанные новые формы государственной поддержки правительства Тюменской области, оказываемые инновационным компаниям на стадии старта: субсидии на патентование, создание опытного образца и завершение научно-исследовательских работ. Этот инновационный «лифт» позволяет малым инновационным компаниям приблизиться к получению венчурного финансирования и созданию производств. Перспективных сфер деятельности для бизнеса, готового вкладывать средства в производство на территории Тюменской области, много. И в каждом из них есть место инновациям. Есть еще одно перспективное направление – логистика. Регион находится на пересечении многих транспортных маршрутов, через него проходят огромные потоки грузов. Следовательно, необходимы современные склады с системой создания оптимальных условий хранения и передержки различного вида товаров, с IT-оборудованием для учета, регулирования грузопотоков и контроля за их движением. Это актуально, в том числе, и для обеспечения так называемого «северного завоза». Правительство Тюменской области всегда открыто для сотрудничества и готово оказать всестороннее содействие деловым инициативам. Oil&GasEURASIA

GAS HYDRATES

Properties of Floating Layers of Natural Gas Hydrates Особенности плавающих слоев гидратов природных газов A.Ya.Khavkin, L.S.Tabakaeva

А.Я. Хавкин, Л.С. Табакаева

n 1961, a new discovery [1, 2] led to an announcement 1961 году было зарегистрировано открытие [1, 2], of a new source of hydrocarbons – gas hydrates (GH) возвестившее о новом природном источнике углеwhich represent chemical compounds of hydrocarbon водородов – газовых гидратах (ГГ), представляющем gases and water. собой химические соединения углеводородных газов и Methane hydrates are a huge energy source. Gas quanti- воды . ties in GH deposits of Earth are (16,000-14,000)·1012 cubic Газогидрат (ГГ) метана – это огромный энергетичеmeters [3, 4], and humans will be able to use gas from GH for ский ресурс. Количество газа в залежах ГГ на нашей планете over a thousand years. Methane liberation from GH requires составляет (16-14 000)ц·1012 м³ [3, 4], и человечество может about 15 times less energy than thermal energy contained использовать газ из ГГ более тысячи лет. Для высвобожin methane itself [4], and 1 cubic meters of GH contains 160 дения метана из ГГ требуется примерно в 15 раз меньше cubic meters of methane and 850 liters of water [5]. Methane энергии, чем содержится в самом метане тепловой энергии hydrate density is 913 kg/cu.m; ethane hydrate density is 967 [4], а в 1 м³ ГГ метана содержится 160 м³ метана и 850 л воды kg/cu.m and propane hydrate density is 899 kg/cu.m [3-6]. [5]. Плотность ГГ метана равна 913 кг/м³, гидрата этана 967 Gas hydrates are referred to nonstoichiometric compounds кг/м³, гидрата пропана 899 кг/м³ [3-6]. ГГ относятся к нестеi.e. compounds with variable compositions [7-9]. хиометрическим соединениям, то есть соединениям переRussia’s resources of GH in quantities exceeding менного состава [7-9]. 100·1012 cubic meters are concentrated in the West Siberia Российские ресурсы ГГ в количестве более 100·1012 and offshore, and Russia’s gas reserves in GH is 48·1012 cubic м³ сосредоточены в Западной Сибири и на шельфе, а meters according to international estimations. Production, российские запасы газа в ГГ по международным оценкам transportation, and processing of GH are quite complicated составляют 48·1012 м³. Добыча, транспортировка и переprocesses, but with annual gas production of 700·109 cubic работка ГГ достаточно сложна, но при годовой добыче газа meters, estimated gas reserves in natural gas fields will be на уровне 700·109 м³, учтенных запасов газа в месторождеsufficient for 70 years, and development of GH resources will ниях природного газа хватит на 70 лет, разработка ресурcover Russia’s demand in natural gas for another hundred сов ГГ обеспечит Россию природным газом еще на сотню years. Therefore, development of GH deposits is an impor- лет. Поэтому разработка ГГ залежей – важная научноtant scientific and technical problem [1-9]. техническая проблема [1-9]. Methane is a solid Метан находится в твердой гидратhydrated form at atmoной форме при атмосферном давлеspheric pressure and at a нии ниже –29 ºС. При давлениях 70-80 temperature below –29 МПа ГГ природных газов существуют С. At pressures of 70-80 вплоть до +(20÷25) ºС [6]. При темпераMPa, natural gas hydrates туре выше критической для воды (374 exist up to temperatures ºС) не может происходить образование of +(20÷25) С [6]. At a ГГ [10]. Поскольку средний геотермичеtemperature above the ский градиент Земли составляет около critical one for water 3 ºС на 100 м, то на глубинах более 12 км (374 С), GH formation температура может превышать критиcannot occur [10]. Since ческую и образование ГГ невозможно. an average geothermal ● Fig. 1. Methane gas hydrate boundary of stability. Температура пластов даже в зонах мноgradient of Earth is about ● Рис. 1. Граница стабильности газогидрата метана. голетнемерзлых пород не опускается

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

3 С for 100 meters, then at depths over 12 kilometers, the temperature can exceed the critical one, making the formation of GH impossible. A temperature of reservoirs even in permafrost zones does not drop below 0С, and at a temperature over 30 С, a pressure exceeding 80 MPa is required for GH stability (Fig. 1 [11]). Therefore, commercial GH accumulations are likely located within a temperature range of 0-30 С in case of gas-tight caps available. Found conditions for methane GH formation and stability made it possible to forecast potential GH deposition zones onshore, at a depth of 200-1,100 meters and temperatures ranging from –10 С to +15 С, and in bottom layers of water bodies, at depths of 1,200-1,500 meters and temperatures of +(0÷17) С. First confirmations for these forecasts were obtained in 1969. Such deposits were discovered in north areas of West Siberia, in the Far East, Alaska, and Canada, as well as offshore in many countries [1-9]. Based on the forecast made on geothermal data, GH depositions were discovered in a freshwater body, when drilling in the south depression of Baikal Lake, at a depth of 1,433 meters [12, 13]. Being a chemical compound, methane is described by small sizes in relation to formation pores; this allows its free migration to the Earth’s surface and, without accumulating in the air, it is transported to the stratosphere where it reacts with monatomic oxygen, with a formation of carbon dioxide and water. A natural barrier for young gas streams and foremost methane, are anticline deposits of argillaceous materials, salt domes, and permafrost zones that serve as traps during methane migration. All discovered oil and gas reserves onshore and offshore are in these natural traps [14]. One conventional theory of GH formation considers a mechanistic approach, when a methane molecule gets in a water crystal cavity and remains there (since it is impossible to get out), with formation of inclusion compounds that are referred to as clathrates. Based on such GH concept, there is a long discussion about such methods of gas production from GH deposits as temperature rise or pressure reduction in such deposits [2-9]. If for GH formation, water molecules hosting a methane molecule must preliminarily freeze (crystallize), then at a positive temperature, methane GH molecules cannot be formed, since ice cannot be formed preliminarily. Alongside with that, there are known facts of GH existing at positive temperatures, for example, in gas pipelines at a temperature above the water freezing temperature [1, 6, 7]. The above makes it possible to state [15] that GHs are formed without preliminary water crystallization. A СН4 molecule is electrically neutral, since inside a regular tetrahedral pyramid, it has an increased electron charge and four hydrogen ions compensate for this charge, but due to non-uniform electron density, a dipolar moment is formed between molecule atoms. Interplanar spacing of three hydrogen atoms in a methane tetragonal molecule exceeds 0.22 nanometers, which makes it possible for a proton with sizes less than 0.05 nanometers to penetrate this tetrahedral cavity, and results in formation of a metastable methanium ion СН5+ [16] that can exist only in presence of the liquid water phase due to dissociation. During subsequent hydration, the methanium ion forms methane GH that is a metastable molecular compound of СН4·nН2О type where n can exceed 3 [10].

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

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#12 /1 December 2011 / January 2012

HYDRATES A physical-and-chemical mechanism of applying many chemicals to prevent GH formation consists in donor capacities of functional amino-groups of an inhibitor molecule. Thus, based on the Lewis theory [10], a conclusion can be made that alkali solutions are one of the most effective GH inhibitors. Researches confirmed that alkali solutions are really the most effective inhibitors of GH formation from industrially applied chemicals [15], which is proved by the proposed donor-acceptor mechanism of GH formation and decomposition. Researches carried out in 1997-2000 in the area of the Selenga River delta front established that along the depression of the Baikal rift zone, gas liberation occurs in fault and fracture systems over the whole area, with methane being a basic component of the liberating gas. Gas seep flowrates were measured subject to a number of springs and a total area of thaw holes. The measurement results made it possible to estimate cumulative quantity of methane liberating into the air within the Selenga River delta front at 20 million cubic meters per year [17]. In water environments, temperature at depths do not drop below 3-4 С, because the water density at 4С is maximum [10]. Hydrate formation in water environments with initial ice formation could hardly be assumed, but the “methanium” mechanism of GH [15] formation allows assuming that floating layers (suspension) of gas hydrates (suspended gas hydrates, SGH) do exist in water environments including Baikal Lake. This is connected with the fact that some GHs, as mentioned above, have a density close to water density, and inflow of natural gas from geological structures ensures a balance of natural gas inflow for SGH formation and gas outflow due to SGH decomposition. Baikal Lake temperature at a depth of 100 meters is 3-4 С and in the bottom layers is 3.1 С [18]. Based on the equilibrium graph of methane GH formation [11] (Fig. 1), one can conclude that the upper boundary of methane GH formation in Baikal is at a depth of 380-400 meters (Fig. 2a). Thus, at the bottom methane liberating in Baikal is first converted into hydrate and then, at a depth of 400 meters, is again converted into a gas. Forming GH with a density close to that of water will generate floating layers in a water environment (Fig. 2b), and GH with density exceeding water density (for example,

ниже 0 ºС, а при температуре выше 30 ºС для стабильности ГГ требуется давление более 80 МПа (рис. 1 [11]). Поэтому температурный диапазон наличия промышленных пластовых скоплений ГГ, скорее всего, находится в диапазоне 0-30 ºС при наличии газонепроницаемых покрышек. Найденные условия образования и стабильности ГГ метана позволили прогнозировать возможные зоны ГГ залежей на суше на глубине 200-1 100 м при температуре от –10 до +15 ºС, и в придонных слоях водоемов на глубине 1200-1 500 м при температуре +(0÷17) ºС. Эти прогнозы начали подтверждаться с 1969 года. Такие залежи найдены в северных районах Западной Сибири, на Дальнем Востоке, на Аляске и в Канаде, на шельфе во многих других странах [1-9]. На основании прогноза по геотермическим данным найдены ГГ отложения в пресноводном водоеме при бурении в южной котловине о. Байкал на глубине 1 433 м [12, 13]. Метан как химическое соединение имеет настолько малые размеры по отношению к порам пласта, что это позволяет ему свободно мигрировать к поверхности Земли и, не накапливаясь в атмосфере, переноситься в стратосферу, где он реагирует с атомарным кислородом с образованием углекислого газа и воды. Естественным препятствием ювенильных токов газов, и, прежде всего, метана служат антиклинальные отложения глинистых материалов, солевых куполов и зоны вечномерзлых пород, которые служат ловушками при миграции метана. Все разведанные запасы нефти и газа на суше и в шельфовых зонах находятся в этих естественных ловушках [14]. Общепринятая теория образования ГГ рассматривает механистический подход, когда молекула метана входит в полость кристалла воды и находится в ней (из-за невозможности выхода) с образованием соединений-включений, которые носят название «клатрат». На основании такого представления о ГГ долгое время обсуждаются такие пути добычи газа из ГГ месторождений, как повышение температуры или снижение давления в такой залежи [2-9]. Если для образования ГГ окружающие молекулу метана молекулы воды должны предварительно замерзнуть (кристаллизоваться), то тогда при положительной температуре молекулы ГГ метана образоваться не могут, т.к. не мог предварительно образоваться лед. В тоже время, известны факты существования ГГ при положительных температурах, например, в газовых трубопроводах выше температуры замерзания воды [1, 6, 7].

● Fig. 2. Mechanism of GH floating layers zone formation in water environment.

a) temperature distribution in Baikal (1) and the upper temperature boundary of GH stability zone (2); b) diagram of potential SGH location in Baikal: rock (1), water (2), SGH (3). ● Рис. 2. К механизму образования зоны плавающих слоев ГГ в водной среде. а) распределение температуры в озере Байкал (1) и верхняя температурная граница зоны стабильности ГГ (2); б) схема возможного расположения СГГ в озере Байкал: порода (1), вода (2), СГГ (3).

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2011 / Январь 2012

Вышеизложенное позволяет утверждать [15], что ГГ образуются без предварительной кристаллизации воды. Молекула СН4 в целом электронейтральна, т.к. внутри правильной тетраэдрической пирамиды имеет повышенную электронную плотность и четыре иона водорода компенсируют этот заряд, но за счет неравномерной плотности распределения электронов между атомами молекулы образуется дипольный момент. Межплоскостное расстояние трех атомов водорода в тетрагональной молекуле метана превышает 0,22 нм, что позволяет проникнуть в эту тетраэдрическую полость протону, имеющему размеры менее 0,05 нм, и приводит к образованию метастабильного иона метония СН5+ [16], который может существовать только в присутствии жидкой водной фазы за счет диссоциации. При последующей гидратации ион метония образует ГГ метана – метастабильное молекулярное соединение типа СН4·nН2О, где n может быть больше 3 [10]. Физико-химический механизм применения многих реагентов по предупреждению образования ГГ заключается в донорских способностях функциональных амино-групп молекулы ингибитора, и, основываясь на теории Льюиса [10], можно сделать вывод о том, что одним из самых эффективных ингибиторов ГГ являются щелочные растворы. Исследования подтвердили, что щелочные растворы действительно являются наиболее эффективными ингибиторами образования ГГ из промышленно используемых реагентов [15], что подтверждает предложенный донорно-акцепторный механизм образования и разрушения ГГ. Исследования в 1997-2000 годах в районе авандельты р. Селенга установили, что по впадине Байкальской рифтовой зоны происходит по системам разломов и трещин дегазация по всей площади, основным компонентом выделяющегося газа является метан. Замеры дебита газовых выходов в зависимости от количества грифонов и общей площади проталин позволили оценить суммарное количество выделяющегося в атмосферу метана в пределах авандельты р. Селенга в объеме 20 млн м³ в год [17]. В водных средах температура на глубинах не опускается ниже 3-4 ºС, вследствие того, что плотность воды при 4 ºС наибольшая [10]. Образование гидратов в водных средах с первоначальным образованием льда предположить довольно проблематично, а вот «метониевый» механизм образования ГГ [15] позволяет предположить наличие плавающих слоев (суспензии) газогидратов (СГГ) в водных средах, в том числе в оз. Байкал. Связано это с тем, что ряд ГГ, как отмечено выше, имеет плотность близкую к плотности воды, а подток природного газа из геологических структур обеспечивает баланс подтока природного газа для образования СГГ и оттока газа из-за разрушения СГГ. Озеро Байкал на глубине более 100 м имеет температуру 3-4 ºС и в придонных слоях 3,1 ºС [18]. Из равновесной кривой образования ГГ метана [11] (рис. 1) следует, что верхняя граница образования ГГ метана в озере Байкал находится на глубине 380-400 м (рис. 2а). Таким образом, выделяющийся в озеро Байкал придонный метан сначала переходит гидрат и затем на глубине 400 м опять переходит в газовую фазу. Образующиеся ГГ с плотностью близкой к плотности воды будут создавать плавающие слои в водной 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

#12 /1 December 2011 / January 2012

HYDRATES when GHs are formed from a gas mixture [11]) will gravitate to the bottom. So, H2S hydrate has a density of 1,046 kg/ cu.m, and СО2 hydrate, 1,107 kg/cu.m. Due to convective heat transfer with rocks, the water temperature directly in the bottom zone can be elevated and the water perhaps will not contain GH floating layers, near the bottom. The Mining Institute of the North, the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (RAS SB MIN) carried out experimental studies of equilibrium conditions for GH formation subject to water salinity; their results demonstrated that pressure of GH formation in saline water is 2.5 MPa higher [6]. Therefore, it can be expected that GH floating layers (accumulations) exist only at depths exceeding 500 meters. SGHs are a significant localized source of methane all over the world. It is especially important to take into account the existing floating layers while interpretation of marine geophysics methods.

References Gas Hydrates // Internet, official web-site of Gas Hydrate Group, Gubkin State Oil and Gas University.htm. Natural Gas Property of Being in Solid State in Earth Crust / V.G. Vasiliev, Yu.F. Makagon, F.A. Trebin, et al // Discoveries of Soviet Scientists, M., Moscow State University, 1988, v. 1, Discovery No 75 of 25.07.1961, pages 144-145. Methane Era is not a Myth but Reality! / Under the editorship of Yu.P. Korotaev, R.D. Margulov. // M., 1996, book. 1, p. 273. World Prospects of Natural Gas / N. Nakitsenovich, A. Gritsevski, A. Gryubler, et al // Izhevsk, Scientific Research Center (SRC) “Regular and Chaotic Dynamics”, 2001, p. 84. Modern State of Gas Hydrate Researches in the World and Practical Results for Gas Industry / Meeting materials, Moscow, 29 April 2003 // M., OOO IRTs Gazprom, 2004, p. 112. A.E. Vorobiev, V.P. Malyukov. Gas Hydrates // M., Peoples’ Friendship University of Russia, 2007, p. 273. V.A. Istomin, V.S. Yakushev. Gas Hydrates in Natural Conditions // M., Nedra, 1992, p/ 236. Yu.F. Makagon. Natural Gas Hydrates: Distribution, Formation Models, Resources // Russian Journal of Chemistry, 2003, v. 47, no 3, pages 70-79. Gas Hydrates // Internet, www.gas hydrates-wikipedia.htm B.A. Nekrasov. Inorganic Chemistry Course // M., Mir, 1968, p. 352. Interim Guidelines to Prevent and Eliminate Hydrates in Gas Production and Transportation Systems / Yu.F. Makagon, A.G. Malyshev, A.D. Sedykh, et al // VNIIGAZ, 1983, p. 132. First Discovery of Gas Hydrates in Sedimentary Rock of Baikal Lake / M.I. Kuzmin, G.B. Kalmychkov, A.E. Kontorovich, et al // The USSR Academy of Sciences Reports, 1998, v. 362, No 4, pages 541-543. V.A. Golubev. Geothermal Forecast of Hydrate Layer Lower Boundary Depths in Bottom Sediments of Baikal Lake // The USSR Academy of Sciences Reports, 1997, v. 352, No 5, pages 652-655. V.I. Korchagin, V.A. Trofimov. Artificial Gas Traps and Role of Caps in Formation of Gas Fields // Degassing of Earth and Genesis of Hydrocarbon Fluids and Fields, M., GEOS, 2002, p. 368. A.V. Sorokin, A.Ya. Khavkin. Hydrate Formation Mechanism / Gubkin State Oil and Gas University, RAS Scientific Council for Problems of Geology and Development of Oil and Gas Fields, International Scientific and Technical Conference “Oil and Gas of Arctic”, M., 2006 // M., Gubkin State Oil and Gas University, 2007, pages 227-236. V/L. Talroze, A.K. Lyubimova. Secondary Processes in Mass-Spectrometer Ion Source // The USSR Academy of Sciences Reports, 1952, v. 86, pages 909-912. V.P. Isaev. Modern Degassing of Sediments in Cainozoic Depressions of Baikal Rift Zone // Degassing of Earth and Genesis of Hydrocarbon Fluids and Fields, M., GEOS, 2002, pages 342-344. A.A. Sokolov. The USSR Hydrography // Gidrometeoizdat, L., 1952, Internet, HYPERLINK “http://abratsev.narod.ru/biblio/sokolov/p1ch23d.html” http://abratsev. narod.ru/biblio/sokolov/p1ch23d.html.

среде (рис. 2б), а ГГ с плотностью выше плотности воды (например, при образовании ГГ из смеси газов [11]) будут оседать на дно. Так, гидрат H2S имеет плотность 1 046 кг/м³, а гидрат СО2 – 1107 кг/м³. За счет конвективного теплообмена с породами земли температура воды в непосредственно придонной зоне может быть повышенная, и вблизи дна возможно вода будет без плавающих слоев ГГ. Результаты экспериментальных исследований равновесных условий образования ГГ в зависимости от минерализации воды в ИГДС СО РАН показали, что давление образования ГГ в соленых водах на 2,5 МПа выше [6]. Следовательно, в морских водах можно ожидать наличие плавающих слоев (скоплений) ГГ только на глубинах более 500 м. СГГ являются значимым локализованным ресурсом метана по всему миру. Наличие плавающих слоев особенно важно учитывать при интерпретации методов морской геофизики.

Литература Газовые гидраты // Интернет, Официальный сайт газогидратной группы РГУ нефти и газа им_ И_М_ Губкина.htm. Свойство природных газов находиться в твердом состоянии в земной коре / Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А. и др. // Открытия советских ученых, М., МГУ, 1988, т.1, Открытие № 75 от 25.07.1961 г., с.144-145. Эпоха метана не миф, а реальность! / Под ред. Коротаева Ю.П., Маргулова Р.Д. // М., 1996, кн. 1, 273 с. Мировые перспективы природного газа / Накиценович Н., Грицевский А., Грюблер А. и др. // Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 84 с. Современное состояние газогидратных исследований в мире и практические результаты для газовой промышленности / Материалы совещания, г. Москва, 29 апреля 2003г. // М., ООО «ИРЦ Газпром», 2004, 112 с. Воробьев А.Е., Малюков В.П. Газовые гидраты // М., РУДН, 2007, 273 с. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях // М., Недра, 1992, 236 с. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели формирования, ресурсы // Российский химический журнал, 2003, т. 47, № 3, с.70-79. Газовые гидраты // Интернет, www.Газовые гидраты-Википедия.htm Некрасов Б.А. Курс неорганической химии // М., Мир, 1968, 352 с. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта газа / Ю.Ф.Макогон, А.Г. Малышев, А.Д.Седых и др. // ВНИИГАЗ, 1983 г., 132 с. Первая находка газогидратов в осадочной толще озера Байкал / Кузьмин М.И., Калмычков Г.Б., Конторович А.Э. и др. // ДАН СССР, 1998, т.362, № 4, с.541543. Голубев В.А. Геотермический прогноз глубин нижней границы гидратного слоя в донных отложениях озера Байкал // ДАН СССР, 1997, т. 352, № 5, с.652-655. Корчагин В.И., Трофимов В.А. Искусственные ловушки газа и роль покрышек в формировании газовых месторождений // Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений, М., ГЕОС, 2002, с. 368. Сорокин А.В., Хавкин А.Я. О механизме гидратообразования / РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Научный Совет РАН по проблемам геологии и разработки месторождений нефти и газа, Международная научно-техническая конференция «Нефть, газ Арктики», М., 2006 // М., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007, с. 227-236. Тальрозе В.Л., Любимова А.К. Вторичные процессы в ионном источнике массспектрометра // ДАН СССР, 1952, т.86, с. 909-912. Исаев В.П. Современная дегазация осадков в кайнозойских впадинах байкальской рифтовой зоны // Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений, М., ГЕОС, 2002, с. 342-344. Соколов А.А. Гидрография СССР // Гидрометеоиздат, Л., 1952, Интернет, http:// abratsev.narod.ru/biblio/sokolov/p1ch23d.html. Oil&GasEURASIA

РОССИЙСКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧЕ 2012

16 - 18 ОКТЯБРЯ 2012 ВВЦ, ПАВИЛЬОН 75, МОСКВА, РОССИЯ

www.russianoilgas.com

Бронируйте лучшие стенды на Выставке - присоединяйтесь к ведущим компаниям отрасли! Подробности на www.russianoilgas.com

Добавьте спонсорство мероприятия к портфелю своих маркетинговых инструментов и получите максимальное визуальное присутствие на Выставке Для молодых инновационных компаний разработан новый формат участия в Выставке «Инкубатор технологий» (подробности у менеджеров проекта)

Приглашаем Вас представить реферат для участия в конференции RO&G 2012. Тема Конференции: «Технологии и эффективное производство – путь к достижению результатов» Срок подачи рефератов: до 10 февраля 2012 года КОНТАКТЫ:

УСПЕХИ RO&G 2010 ГОДА Краткая статистика Свыше 3300 участников более чем из 57 стран 1000 делегатов конференции Количество посетителей Выставки возросло на 28% по сравнению с 2008 г.

СПОНСОРЫ И ОРГАНИЗАЦИИ, ОКАЗАВШИЕ ПОДДЕРЖКУ В 2010 ГОДУ

Сергей Жук,

Наталья Яценко,

менеджер проекта

т.: +7(495) 937 68 61 +127

т.: +44(0) 208 910 7194

e: sergey.zhuk@

e: nataliya.yatsenko@

reedexpo.ru

reedexpo.co.uk

Платиновые спонсоры

Золотой спонсор

Спонсоры

Организаторы

Energy & Marine ООО «Рид Элсивер»

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

REACH OUT TO THE BIGGEST B-2-B AUDIENCE IN RUSSIA’S PETROLEUM INDUSTRY! ● Trying to break into a new market? ● Want to expand your current pool of clients? ● Have a tool, technology or product that could be a hot sell in a vibrant market? ● Struggling to make an impact with a tight advertising budget? If any of the above, call our advertising managers NOW to book space in the next issue of Oil & Gas Eurasia. We offer the best rates for placement of corporate advertorials. Turnkey editorial services provided to tailor your needs. Our advertisers have a proven track record of generating new business through OGE.

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 495 781 8837 for details.

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» ЭТО КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К САМОЙ КРУПНОЙ B-2-B АУДИТОРИИ В РОССИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ! ● Пытаетесь выйти на новый рынок? ● Хотите расширить клиентскую базу? ● У вас есть технология/продукт, который может стать хитом продаж на динамично развивающемся рынке? ● Ограниченный рекламный бюджет мешает вашим планам громко заявить о себе? Если на любой из вышеперечисленных вопросов вы ответили утвердительно, вам необходимо СРОЧНО связаться с нашими менеджерами по рекламе и забронировать площадь в следующем номере НГЕ. Мы предлагаем вам лучшие цены для размещения рекламных статей, а наш редакционный коллектив – профессиональную поддержку в создании материала. В том, что НГЕ – генератор нового бизнеса уже убедились десятки наших рекламодателей.

Убедитесь и вы!

Более подробную информацию вы можете получить по телефону: 8 (495) 781 8837

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Кремнийорганическая ванна для ликвидации прихвата бурильного инструмента звестно, что традиционные методы ликвидации дифференциальных прихватов бурильного инструмента с помощью нефтяных или кислотных ванн сопряжены с техническими сложностями, требуют дополнительных мер техники безопасности, не безопасны для окружающей природной среды и не всегда эффективны. Кроме того, при смешении с буровым раствором углеводородные и кислотные составы необратимо изменяют его технологические свойства, что приводит к частичной потере раствора и необходимости его утилизации. Разработанный ООО «НПК «ЭКСБУР-К» состав кремнийорганической ванны на основе комплексного кремнийорганического реагента «КР-03» лишен вышеуказанных недостатков. Благодаря химическому сродству к алюмосиликатам и своей дифильности реагент «КР-03» легко адсорбируется на глинистых минералах и создает гидрофобный барьер, препятствующий дезинтеграции глинистых пород и, следовательно, нарушению устойчивости ствола скважины. Для усиления ингибирующей способности и повышения плотности водного раствора в составе ванны

рекомендуется использовать также минеральные или органические соли, например, формиат натрия. Состав кремнийорганической ванны не загрязняет скважину и пласт, не искажает геолого-геофизическую информацию, малотоксичен, пожаро- и взрывобезопасен, обладает умеренными щелочными свойствами, не создает экологических проблем и не требует дополнительных мер техники безопасности. Кроме вышеназванных отличительных технологических свойств, важным экономическим преимуществом кремнийорганической ванны является отсутствие необходимости сброса ванны и возможность последующего использования ее после освобождения инструмента для химической обработки бурового раствора с целью регулирования его свойств. Кремнийорганическая ванна была успешно использована при ликвидации дифференциального прихвата при бурении бокового ствола в одной из скважин Кошехабльского ГКМ в сложных геологических условиях (глубина установки ванны - 5200 м, забойная температура – более 170 0С).

Дорогие коллеги и друзья! Компания «НПК «ЭКСБУР-К» oт всей души поздравляет Вас с Новым годом и Рождеством! Нам очень приятно, что российские производители нефтегазового оборудования получили в 2011 году так необходимые им производственные заказы, оживившие работу отчественной промышленности. Таким образом, как было не раз в истории современной России, нефтегазовая отрасль выступила локомотивом роста экономики страны и благосостояния ее жителей. Желаем Вам в 2012 году профессиональных побед и творческих удач, достижения намеченных целей, реализации самых смелых планов, стабильности и процветания! Крепкого здоровья, добра и счастья Вам и Вашим близким! Выражаем искреннюю надежду на продолжение доброго взаимовыгодного сотрудничества! От имени коллектива ООО «НПК «ЭКСБУР-К» Генеральный директор В.М. Миненков

Oil&GasEURASIA

КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕННОСТИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Weatherford Red Eye® Series Water-Cut Meters: Red Eye® 2G and Red Eye® Multiphase

Семейство измерителей обводненности Red Eye® производства компании Weatherford: модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase

Evgeny Otylov, Leading Specialist of Weatherford Production Optimization (Russia); Tleoukoulov Anar, Senior Flow Engineer of Weatherford Production Optimization (USA)

Евгений Отылов, ведущий специалист департамента Оптимизации добычи компании Weatherford (Россия), Анар Тлеукулов, старший инженер по системам оптимизации добычи компании Weatherford (США)

or several years Weatherford has been successfully using the patented optical sensor technology for accurate measurement of oil and water content in mixed flow. Its development started in 1990s and by 1998 the first generation of Red Eye® 1G industrial water-cut meters was introduced. In the course of time, customers’ requirements regarding measurement quality and accuracy were changing. Long-term field test experience resulted in a series of major modifications in the water-cut meter design which led to significant improvement of its technical and metrological performance. Thus, in 2005, the second generation of Red Eye® 2G water-cut meters was developed. In August 2005, comprehensive tests (in cooperation with BP) were performed by the National Engineering Laboratory (NEL, Flow Parameters Measurement Centre). In 2007, the first pilot instruments were installed at the Russian field of LUKOIL-AIK CJSC; they have been successfully operated up to date. In 2008, the meter also was successfully tested at Samotlorskoye field operated by Samoltorneftegaz OJSC and TNK-BP OJSC (Nizhnevartovsk). Extract from the report made by TNK-BP and independent experts of VNIIR (Kazan, Russia): “Benefits of the Red Eye® 2G water-cut meter: ● Easy installation and data acquisition (standard ModBus protocol). ● Easy calibration for oil grades. ● Efficiency. ● Instant response to changes in well operation mode. ● Convergence and repeatability of data obtained in different measurement periods and time intervals” Red Eye® 2G water-cut meters are operated in the whole range of oil and water ratios in mixed flow (from 0 to 100 percent). Due to accuracy at any water-cut and salinity, gas-void fraction up to 10 percent and easy installation and configuration, this type of meters is widely used at oil fields all over the world and Russia is not an exception. More than 2,000 instruments are operated nowadays. Though local water-cut meters case record is relatively brief, several major Russian operators have been successfully using Red Eye® 2G water-cut meters at their oil production and processing facilities (gaging gas separators and crude quality measuring units). These are Rosneft, Lukoil, TNK-BP as well as their affiliates. Weatherford has already received several positive references regarding Red Eye® 2G water-cut meter performance.

от уже несколько лет компания Weatherford успешно применяет запатентованную технологию оптического датчика для точного измерения концентрации нефти и воды в смешанном потоке. Первые разработки датируются серединой 1990-х годов, а уже в 1998 году появилось первое поколение влагомеров Red Eye® 1G для промышленного применения. Требования заказчиков, предъявляемые к точности и качеству производимых измерений, с течением времени менялись. Опыт многолетних промысловых испытаний позволил провести ряд серьезных доработок в конструкции измерителя обводненности, что привело к существенным улучшениям его технических и метрологических характеристик. Как результат, 2005 год ознаменовался появлением второго поколения измерителей обводненности Red Eye® 2G. В августе 2005 года были проведены комплексные испытания (совместно с компанией BP) в Национальном центре стандартов Великобритании (NEL центр измерения параметров потока), а в 2007 году были установлены первые образцы, которые до сих пор успешно эксплуатируются на российском месторождении ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК». В 2008 году успешные испытания прошли и на Самотлорском месторождении ОАО «Самотлорнефтегаз» ОАО «ТНК-ВР» (Нижневартовск). Из заключения ТНК-BP и независимых экспертов в лице представителей ВНИИР (Казань): «Преимущества влагомера Red Eye® 2G:

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Удобство монтажа и сбора данных (стандартный протокол ModBus). ● Простота калибровки на сортность нефти. ● Работоспособность. ● Мгновенная реакция на изменение режима работы скважины. ● Сходимость и повторяемость данных при различных периодах замеров и в разные промежутки времени»

Измерители обводненности Red Eye® 2G работают во всем диапазоне концентрации нефти и воды в смешанном потоке (от 0 до 100%). Благодаря высокой точности при всех уровнях обводненности и солености, содержанию объемной доли газа до 10%, а также простоте установки и конфигурации, данному типу измерителей удалось получить массовое распространение на нефтяных месторождениях во всем мире, включая и Россию. На сегодняшний день в эксплуатации находится более 2 000 приборов. Несмотря на сравнительно небольшой опыт применения влагоме-

WATER CUT CONTROL

ADVERTORIAL SECTION

New fields development, introduction of state-of-the-art process equipment and stringent requirements to real-time water-cut monitoring and control of each individual well without preliminary separation of oil-well gas and requests made by Weatherford customers resulted in upgrading of the water-cut meter, thus increasing of its operating range to 99.5 percent GVF. A new Red Eye® Multiphase water-cut meter was added to Red Eye® product line. The main distinctive feature of Red Eye® 2G water-cut meters is the increased operating range (from 0 to 99.5 percent GVF). Unlike its competitors, this water-cut meter maintains the specified accuracy at any gasliquid ratio, which in turn gives the customer significant benefits for realtime monitoring of water-cut in gas-water-oil mixture flow. With Red Eye® Multiphase meter no preliminary gas separation is required as the instrument may be installed individually at the outlet well manifold directly, which makes it possible to monitor water-cut continuously and on a realtime basis. Besides, due to its unparalleled performance, the meter can be used in gas wells to determine liquid loading as it is able to sense water cuts as low as 1 ml/m3 (normal). Operating in the infrared band, the new tool demonstrated another inestimable advantage: it has the ability to measure methanol or similar inhibitors in the liquid-gas phase in four component fluids (gas, water, inhibitors and condensate) with the same accuracy. Similar to Red Eye® 2G, Red Eye® Multiphase water-cut meter derives the measurement from near-infrared absorption spectroscopy where water, oil, natural gas and hydrate inhibitors, like methanol, are easily differentiated. Scattering caused by emulsions, sand, or gas bubbles has the same effect at all wavelengths and can be nullified. Besides, changing salinity does not affect the measurement because the water absorption is based on the molecule itself, not what is dissolved in the water.

ров именно в нашей стране, несколько крупнейших российских нефтяных компаний-операторов уже имеют успешный опыт эксплуатации измерителей обводненности Red Eye® 2G на своих объектах нефтедобычи и переработки (АГЗУ и СИКНС). Это компании «Роснефть», «ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР, а также их дочерние предприятия. Компания Weatherford уже даже получила от них ряд положительных отзывов с характеристиками и оценками работы измерителей обводненности Red Eye® 2G. В связи с освоением новых месторождений, внедрением новейшего технологического оборудования и увеличением требований к оперативному контролю и мониторингу уровня обводненности каждой скважины индивидуально без предварительной сепарации нефтяного попутного газа, а также по просьбе заказчиков компания Weatherford усовершенствовала свой измеритель обводненности, увеличив тем самым его рабочий диапазон по газосодержанию до 99,5%. Так в семейство измерителей обводненности Red Eye® добавился многофазный измеритель обводненности Red Eye® Multiphase. Значительно расширенный рабочий диапазон по газосодержанию (0-99,5% GVF) – основное его отличие от влагомера серии Red Eye® 2G. В отличие от аналогов, такой измеритель способен сохранять заявленную погрешность при любом содержании газа в жидкости, что, в свою очередь, дает заказчику явное преимущество при ведении оперативного контроля за обводненностью потока газо-водо-нефтяной смеси. При использовании Red Eye® Multiphase нет необходимости в предварительной сепарации газа, т.е. измеритель можно устанавливать непосредственно на выходном коллекторе скважины индивидуально, что позволяет в таком случае отслеживать уровень обводненности круглосуточно и в режиме реального времени. Более того, при таких рабочих характеристиках прибор может применяться на газовых скважинах для сигнализации о появлении воды в газе,

● Generally, Red Eye® water cut meters feature the following technical and metrological performance: ● В целом, измерители обводненности Red Eye® обладают следующими техническими и метрологическими характеристиками: Power supply / Напряжение питания

10 VDC-30 VDC / 10-30 В (постоянный ток)

Power consumption (max.) / Потребляемая мощность (не более)

8 W / 8 Вт

Communications / Интерфейс передачи данных

RS485 or RS232, Modbus® RTU (or 4-20mA for water cut measurement) / RS485 или RS232, Modbus® RTU (либо 4-20 мА для обводненности)

Operating temperature (C) / Температура рабочей среды (°C)

0 … +150

Ambient temperature (C) / Температура окружающей среды (°C)

-40 … +65

Operating pressure / Давление рабочей среды

Depending on the connection type / В соответствии с типом присоединения

Absolute uncertainty limits for water cut measurements (%) / Пределы допустимых значений основной абсолютной погрешности результатов измерений объемной доли воды (%) GVF < 10%: / При содержании газа не более 10%: From 0% to 50% / в диапазоне 0 ÷ 50%

±0,85

From 50% to 70% / в диапазоне 50 ÷ 70%

±1,00

From 70% to 100 % / в диапазоне 70 ÷ 100 %

±0,50

GVF < 20% / При содержании газа не более 20%

±2,00

20% < GVF < 90% / При содержании газа свыше 20% (до 90%)

±3,00

90% < GVF < 98% / При содержании газа свыше 90% (до 98%)

±4,00

GVF > 98% / При содержании газа свыше 98%

±10,00

Display / Дисплей

Two-line, 16 characters, VFD (LCD optionally) / Двухстрочный, на 16 символов, вакуумный флюоресцентный (опционально – жидкокристаллический)

Materials / Материалы

SS 316L or Hastelloy C 276 with sapphire windows / Нержавеющая сталь 316L или жаростойкая сталь Hastelloy C 276 с сапфировым стеклом

pipes – threaded or flanged (or quick disconnect couplings) / Варианты для труб от 2 Process connections / Номинальный размер присоединения 2-24-in. до 24 дюймов – резьбовое или фланцевое присоединение (либо быстросъемный вариант) Pressure rating (bar) / Расчетное давление (бар)

Up to 206.8 / до 206,8

Oil&GasEURASIA

КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕННОСТИ In the typical Red Eye® 2G water-cut meter, four wave lengths bands were measured simultaneously to make measurements of water, oil and condensate. By measuring additional wavelengths in the NIR spectrum, the multiphase water-cut meter can distinguish the lowest water cuts and inhibitor content even in high GVF environments. 1ExdIIBT3 marking enables Red Eye® MP water cut meter operation in explosion hazard zones and for outdoor installations. Weatherford’s Technology & Training Center in Houston (Texas, USA) has Metallurgy Department staffed with highly skilled specialists who solve a wide range of tasks related to research and consulting in materials application, selection and suitability for operating conditions for correct and accurate selection of materials suitable for manufacture of measuring equipment for standard and sour service.

Typical Applications of Water-Cut Meters Production testing: The Red Eye® 2G water-cut meter is used downstream from a two-phase test separator in the liquid leg. Individual well monitoring: The Red Eye® water-cut meter can monitor individual wells and provide continuous real-time, water-cut data. When streams contain free gas (up to 10 percent gas-void fraction), the meter provides unsurpassed performance in accurate determination of oil and water rates. Group Production: The Red Eye® 2G water-cut meter can monitor group production lines and individual test lines. The compact, insertion-style design is cost effective even for large line sizes. Dewatering Monitoring Systems for Crude Oil Tanks: When a Red Eye® 2G water-cut meter is installed on a tank’s discharge line, the operator can easily identify the boundary layer (interface between the oil and water in the tank). The optical sensors of the meter can detect small amounts of oil in the boundary layer as it passes through the pipe, allowing the operator to shut off the flow from the tank. At present, Weatherford’s Red Eye® 2G and Red Eye® Multiphase watercut meters are supplied with all required technical documentation and permits for their use in Russia.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

поскольку он способен улавливать содержание воды при менее 1 мл/м3 (норм.). Работая в диапазоне инфракрасного излучения, новый инструмент продемонстрировал еще одно свое неоценимое преимущество: в четырехкомпонентной среде (газ, вода, ингибиторы и конденсат) он способен с той же точностью измерять также содержание метанола и прочих ингибиторов в газо-жидкостной фазе. Аналогично Red Eye® 2G, принцип измерения многофазного влагомера Red Eye® Multiphase основывается на абсорбционной спектроскопии в ближней области инфракрасного диапазона, где легко различаются нефть, вода, природный газ и ингибиторы гидрата типа метанола. Эффекты рассеяния, вызываемые наличием эмульсий, песка или пузырьков газа, воздействуют в равной мере на все длины волн, т.е. могут быть обнулены. Более того, на измерения не влияет изменение солености, поскольку поглощение длин волн водой обусловлено молекулами собственно воды, а не тем, что растворено в ней. Типовой измеритель обводненности второго поколения Red Eye® 2G осуществляет одновременно измерения на четырех длинах волн, определяющих содержание воды, нефти и конденсата. Многофазный измеритель Red Eye® Multiphase использует дополнительные частотные каналы диапазона инфракрасного излучения, что позволяет ему производить замеры еще и в средах с высоким газовым фактором, улавливать минимальное содержание воды, а также определять содержание ингибиторов. Маркировка взрывозащиты 1ExdIIBT3 позволяет использовать многофазный измеритель обводненности Red Eye® MP во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок. В Центре технологий в Хьюстоне (Техас, США) у компании Weatherford есть Департамент металлургии, штат которого укомплектован высококвалифицированными специалистами. Это подразделение решает широкий спектр задач, связанных с исследовательской и консультационной работой по применению, выбору и соответствию материалов технологическим условиям эксплуатации, что позволяет грамотно и корректно подбирать необходимые материалы для изготовления измерительного оборудования, пригодного к эксплуатации в стандартной или агрессивной среде.

Типовые варианты применения измерителей обводненности

Contact information: Weatherford International Ltd. 125047, Moscow, Russia The 4th Lesnoy pereulok, 4 Tel.: +7 (495) 775 47 12 Fax: +7 (495) 775 47 13 reception.moscow@eu.weatherford.com weatherford.com, weatherford.ru Контакты: Weatherford International Ltd. 125047, Москва, Россия 4-й Лесной переулок, 4 Тел.: +7 (495) 775 47 12 Факс: +7 (495) 775 47 13 reception.moscow@eu.weatherford.com weatherford.com, weatherford.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Эксплуатационные испытания скважины: Red Eye® 2G обычно используется по ходу потока после двухфазного испытательного сепаратора на участке жидкости. Контроль отдельных скважин: измеритель обводненности второго поколения Red Eye® может быть использован для контроля отдельных скважин и непрерывного получения данных об обводненности в режиме реального времени. Если потоки содержат свободный газ (до 10% объемной доли газа), то измеритель демонстрирует действительно непревзойденные рабочие характеристики, точно определяя взаимные концентрации нефти и воды. Контроль групп скважин: Red Eye® 2G может быть использован для контроля трубопроводов групп эксплуатационных скважин, а также отдельных испытательных линий. Компактная конструкция типа вставляемого измерительного прибора очень экономична, даже в случае применения на линиях большого размера. Система текущего контроля обезвоживания для нефтехранилищ сырой нефти: если измеритель обводненности второго поколения установлен в выпускном трубопроводе резервуара, то оператор может легко идентифицировать переходный слой (слой на границе между нефтью и водой в резервуаре). Оптические датчики влагомера обнаруживают даже очень небольшие количества нефти в переходном слое, когда он проходит через трубу, позволяя оператору своевременно перекрыть поток из резервуара. На сегодняшний день измерители обводненности Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase компании Weatherford имеют всю необходимую техническую и разрешительную документацию для применения в России.

OILFIELD CHEMICALS

ADVERTORIAL SECTION

«Зиракс» инвестирует в увеличение качества и объемов нефтедобычи Михаил Петрушин, генеральный директор ООО «Зиракс»

омпания «Зиракс» – один из лидеров мирового рынка нефтепромысловой химии – за последние три года сумела кардинально изменить представление многих отечественных и зарубежных операторов по добыче углеводородного сырья относительно возможностей и эффективности применяемых солевых систем глушения нефтегазовых скважин. Детальное изучение рынка применения солевых систем глушения скважин в 2008 году позволило специалистам «Зиракс» сделать вывод о том, что зачастую та или иная солевая система, применяемая на конкретном месторождении, будь то в России или странах СНГ, является для бригад, проводящих КРС, либо для заказчиков таких услуг не более чем отдельной нормой регламента, которую, как и техническое обслуживание автомобиля, требуется делать не реже одного раза в год. Зачастую многие не задумываются о том, что такой подход в 99% случаев ведет к вполне необратимым последствиям для заказчика реагента – нефтяной или газовой компании, хотя все может быть совсем наоборот. Во-первых, использование солевых систем с твердой фазой (будь то технический галит, хлорид калия из отвалов производства или соли кальция, получаемые с процессов в качестве отходов основных технологических производств) при реакции с пластовой водой ведет к формированию нерастворимого осадка как на технологическом оборудовании, так и в зоне перфорации и в призабойной зоне пласта. Это простые химические реакции, которых в случае использования чистых солей могло бы и не быть, но которые при использовании неочищенных продуктов ни физически, ни химически предотвратить нельзя – законы физико-химических процессов еще никто не отменял. Заметить это в течение пары лет использования подобного «продукта» не очень легко, но уже через три-четыре года интенсивного использования таких солевых систем все результаты выходят наружу. Вернее, не выходят – так как призабойная зона пласта (ПЗП) кольматируется, углеводородов со скважины выходит все меньше и меньше, обводненность пласта становится больше, заказчикам приходится нести колоссальные расходы по восстановлению работоспособности скважины, стараясь вывести ее на прежние режимы работы, либо «рвать» пласт гидро-

● Генеральный

директор ООО «Зиракс» Михаил Петрушин разрывом или использовать дорогостоящие химические методы интенсификации добычи, что ложится огромным бременем на бюджеты нефтегазовых компаний за счет выделения средств на ремонт и поддержание работоспособности действующего скважинного фонда. Кроме того, многие из операторов рынка все еще представляют солевую систему глушения только как элемент ремонта скважин, тогда как «Зиракс» уже вывел эту категорию нефтепромысловой химии в разряд реагентов для стимулирования нефтедобычи и ограничения водопритока. Фактически, новые и уже широко применяемые в России и ряде стран СНГ, в том числе и в Казахстане, солевые системы «Зиракс» серии WOTASOFT («ВотаСофт») плотностью от 1 до 1.6 г/см3 уже вышли из рамок реагентов, используемых в границах КРС скважин, и на сегодняшний день охватывают более широкий диапазон воздействия на пласт, перейдя в разряд реагентов, стимулирующих нефтеприток, а именно – химии ПНП. Какую потребительскую ценность это имеет для наших заказчиков?

Дополнительная добыча нефти Опыт первых применений солевых систем «Зиракс» – «ВотаСофт» – без твердой фазы, «оснащенных» гидрофобизирующими, ингибирующими и деэмульгирующими добавками «в одном флаконе», то есть в самой солевой системе уже после ее производства на нашем заводе, позволяющими ограничивать водоприток и образование эмульсий, показал, что при успешности в среднем в 85% (из 10 обработанных скважин от восьми до девяти скважин показывают положительный результат) нам удалось сократить выход скважины на режим

в среднем на семь суток. Если перейти к экономике процесса, то на одну скважину при среднем дебите в 7 т нефти в сутки это дало прирост добычи по году на 50 т со скважины. Если взять в усреднении $100 за баррель нефти на мировом рынке, то в эквиваленте это более $30 тыс. дополнительных средств для нефтегазового оператора в целом по его группе в год только с одной скважины.

Снижение фиксированных расходов добывающей компании При установленных фискированных расходах добывающей компании (инфраструктура, арендные платежи, энергетика, персонал, обслуживание трасс, ремонт техники) любая дополнительно добытая тонна позволяет оператору существенно снизить свои фиксированные расходы на тонну добытой нефти. При этом, поскольку солевые системы «Зиракс» не только помогают правильно и без последствий глушить скважину, но и одновременно являются по своей сути элементами химии ПНП, то использование систем «ВотаСофт» позволяет операторам отказаться от использования другой традиционной химии, которая стимулирует нефтеприток, то есть еще и сэкономить на закупках другой реагентики, снизив затраты «химии на тонну дополнительно добытой нефти».

Снижение логистических и складских расходов добывающей компании Поскольку базовые химические компоненты, которые позволяют производить так называемые «умные соли» «Зиракс» – «ВотаСофт» – уже находятся внутри солевых гранул, доставляемых клиенту, заказчик получает существенную экономию на закупке остальных реагентов, связанных с глушением, – ингибиторов коррозии, деэмульгаторов, гидрофобизирующих добавок, так как не нужно их закупать отдельно. Следовательно, не нужно платить дополнительные средства за упаковку сторонних реагентов, транспортные и складские расходы на такую нефтепромысловую химию, премию производителям подобной химии, дополнительные налоги и сборы. В этой связи закупка солевых систем, содержащих в себе уже все основные компоненты щадящего глушения Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ скважин, которые поставляются едино в твердой товарной форме, что позволяет их хранить на скважине длительный срок, – достаточно эффективное решение проблемы для наших клиентов. Экономия заказчика при каждом конкретном случае разная – это зависит, как мы все понимаем, от многих факторов, включая состояние коллектора, прежние дебиты скважины и сроки выхода ее на режим после капитального ремонта, прежние затраты на сопутствующую нефтепромысловую реагентику, которые мы сокращаем благодаря поставке ее комплектно напыленной уже в «солевой грануле», а также значительное сокращение затрат на методы ПНП, поскольку уже сам капитальный ремонт скважины в части ее глушения дает весьма и весьма высокий эффект по стимулированию нефтепритока, при котором какие либо дополнительные физические и/или химические методы стимулиования нефтеотдачи уже не являются необходимыми. В этой части потребительская ценность наших продуктов линейки «ВотаСофт» для заказчиков может уже достигать нескольких сотен тысяч долларов США в год на скважину или куст скважин, так как такие методы ПНП являются весьма дорогостоящими, а мы даем нашим заказчикам возможность не платить эти деньги, поскольку стимулирование нефтепритока уже проверено в рамках глушения, тем самым сэкономив для себя и головной компании огромные средства. Если говорить о стоимости линейки продуктов серии «ВотаСофт», то здесь необходимо различать наши соли по плотности и смотреть логистическую составляющую. Комплектные гранулы «ВотаСофт», в состав которых уже «закачаны» методом напыления в кипящем слое на заводе «Зиракс» (в составе современного химического парка-кластера ОАО «Каустик», г. Волгоград) современные органические и неорганические химические добавки (гидрофобизаторы, ингибиторы, деэмульгаторы и др. по согласованию с заказчиком), имеют в виде растворов плотности от 1 до 1.6 г/см3. Наиболее легкие комплектные солевые системы «ВотаСофт» плотностью до 1,18 г/см3 имеют ориентировочную стоимость в пределах 7-7,5 тыс. рублей за сухую тонну с доставкой до клиента в регионах Урала и Западной Сибири (Юганск, Ноябрьск, Тюмень, Сургут, Пермь и другие крупные центры нефтедобычи). Для южного и Каспийского региона, в силу географического расположения химического кластера в Волгограде и завода «Зиракс», уровень цены для клиента может быть чуть ниже. Солевые системы плотностью от 1,2 до 1,38 г/ см3 марки «PelletOil ВотаСофт», укомплектованные гидрофобизирующими добавками для снижения водопритока, защиты коллектора от кольматации и деэмульгирующими свойстваНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ми, в настоящий момент представлены на рынке в ценовом диапазоне от 20 тыс. до 25 тыс. рублей за тонну доставленного сухого продукта. Линейка «ВотаСофт» с плотностями выше 1,38 г/см3в ценовом диапазоне колеблется на уровне 40-45 тыс. рублей за тонну сухого продукта и выше, так как содержит в себе более дорогие соли с повышенной плотностью. Соответственно, при затратах заказчика даже на скважины с аномально высоким давлением на плотности 1,5-1,7 г/cм3 при дебитах от 15 до 20 т в сутки, если оценивать средний расход наиболее дорогой солевой системы в объеме 50 жидких м3, средний расход реагентов «ВотаСофт» по стоимости может составить от 600 тыс. до 750 тыс. рублей на скважину. При этом, с учетом вышеописанных компонентов потребительской ценности в части сокращения выхода скважины на режим, дополнительно добытой нефти в пересчете на год, снижения постоянных затрат на промысле на тонну нефти, снижения затрат на каждую дополнительно добытую тонну нефти, а также всех затрат, связанных с отдельной покупкой остальных реагентов, многие из которых уже входят в состав солевой системы, потребительская ценность продукта для клиента, за вычетом расходов на «ВотаСофт» для таких скважин может составлять в год от $50 тыс. до $70 тыс. и выше. И это только на одну скважину.

Причин такой неразвитости рынка было несколько. Во-первых, относительная незрелость самой инфраструктуры для перевозки и хранения соляной кислоты как внутри страны, так и за ее пределами. Для успешного применения кислотных обработок заказчикам желательно иметь свой небольшой парк емкостей для хранения кислот, поскольку и перевозка кислотных композиций для ПНП, и перевозка самой соляной кислоты в кубах непосредственно до скважины стоят достаточно дорого. Затем кубы необходимо утилизировать – большинство наших клиентов предпочитают получать продукт в железнодорожных цистернах. Для решения этой проблемы «Зиракс-Нефтесервис», совместно с «Зиракс», предоставляют своим клиентам технологии по хранению кислоты и кислотных композиций – мы готовы инвестировать средства в создание локальных парков и буферных емкостей на местах у клиентов для перевалки, смешения и приготовления кислотных составов на местах. Во-вторых, после открытия рынка нефтесервиса России для иностранных компаний в начале 1990-х годов на нашу территорию буквально хлынули западные технологии по стимулированию нефтепритока, которые за короткий срок давали первоначальную отдачу по увеличению дебитов, но затем безвозвратно губили месторождения, обводняя пласты и разрушая коллекторы

Реагенты «Зиракс» идут вместе с сервисом «Зиракс»

Стратегия «Зиракс-Нефтесервис» – иная

Отдельно хотелось бы остановиться на нашем быстрорастущем сервисном подразделении группы – «Зиракс-Нефтесервис». ООО «Зиракс-Нефтесервис» было создано в конце 2009 года для начала масштабной работы по продвижению на территории Юга России, Каспийского региона и далее, в регионах Южного Урала, Западной Сибири и Казахстана, технологий кислотной обработки скважин для стимулирования нефтепритока. Рынок кислотных обработок скважин в России существенно недооценен, хотя эти технологии уже давно и успешно применяются во всем мире – например, в США на карбонатных коллекторах первая кислотная обработка была проведена в 1861 году. В России в настоящий момент кислотами обрабатывается не более 7% скважин или порядка 8 тыс. обработок ежегодно. Расчет здесь достаточно простой – при общем потреблении соляной кислоты для нефтегазового сектора в объеме 160 тыс. т в год (концентрация 24%) практической кислоты на скважины в таком случае идет не более 330 тыс. т (так как ее разбавляют примерно вдвое до снижения концентрации HCl до 8-10% при закачке).

Мы готовы системно заниматься построением в России и ряде стран СНГ качественной логистики по HCl, с налаживанием и последующим масштабированием современного отечественного сервиса кислотных обработок и инвестированием в инфраструктуру, которая позволит наращивать объемы рынка, нести потребительскую ценность для наших клиентов, а стране добывать больше нефти и газа. В конце 2010 года «Зиракс», совместно с «Зиракс-Нефтесервис», начала производство современных кислотных составов серии ФЛАКСОКОР™, которые уже за первые шесть месяцев применения на ряде месторождений юга России и Тюменской области показали свою эффективность по стимулированию нефтепритока – на некоторых скважинах эффективность по увеличению дебитов составила до 1 000%, с продолжительностью эффекта на длительный срок и успешностью более 90%. При средней стоимости расхода кислотных составов на скважину от 500 тыс. до 1 млн рублей (в зависимости от закачанного объема) обработки, которые проводил «Зиракс-Нефтесервис» в 2011 году, окупались нашим заказчиком за неделю.

FIRE PROTECTION

ADVERTORIAL SECTION

Unrivaled Solution for Fire Protection of LoadBearing Structures in Harsh Environments Непревзойденное решение для огнезащиты несущих конструкций в суровых условиях эксплуатации. Artem Tarasenko, Ph.D., commercial manager, PPG Protective & Marine Coating, Moscow, Russia. Pavel Lazarev, technical sales manager, PPG Protective & Marine Coating

n the late 1970s the development of oil&gas industry brought up a challenge of choosing fireproof materials for supporting steel structures, for hydrocarbon fire scenarios. First, the problem is linked to explosion and temperature spike inherent to hydrocarbon fire event; often, this neutralizes the active fire suppression systems and destructs fireproof materials. Second, in developing new remote Arctic oil&gas fields (including offshore), the choice of fire-resistant materials must consider such extras as freezing temperatures down to -60°C, excessive moisture, temperature extremes and wind loads.

The question is, which fire protection to use To address this complex issue, global industry successfully uses developed in early 80s intumescent fire-proof coating (passive fire protection) based on epoxy resins. Passive fire protection prevents heating of steel structures to the critical temperature, for a set period of time. In case hydrocarbon fire, the coating swells to several times the size (5-6 times), forming a dense heat-resistant layer of ash, which slows down the heating of the metal to the critical temperature at which steel loses its structural strength (usually this means a temperature above 500°C). The use of flame retardants delays heating of the structure up to 300 minutes, which often gives time to save the integrity of the supporting structures until fire localization and elimination (for comparison, without the coating, 1.7 m high I-beam No. 20 heats to 500°C in 4-8 minutes). The thickness of the flame retardant coating is 5 to 22 mm, depending on the structure’s section factor and the required fire resistance class. Here, it is crucial to understand that any through damage to the coating - chipping, cracking, peeling due to mechanical stress, structural vibrations (particularly strong in sub-zero temperatures) - lead to more rapid heat on loadbearing structures, violating their integrity. (Fig. 1) PPG has developed an unbeatable global solution - a flexible coating PittChar XP® for fire protection of the structures under all atmospheric conditions anywhere on Earth, including in Arctic conditions and offshore projects. The uniqueness of the coating is that it maintains a highly elastic state (flexibility) in a wide temperature range from deep freezing temperatures and up to just before the swelling process. At -40°C, relative elongation of the coating is 5% (for reference - at 20°C relative elongation is 19.4%). This property means that the coating weakens ● Fig. 1 the internal stresses arising from ● Рис. 1

Артем Тарасенко, коммерческий менеджер РФ PPG Protective&Marine Coating, к.х.н., Москва. Павел Лазарев, менеджер по техн. продажам, PPG Protective&Marine Coating

конце 70-х годов с развитием нефтегазовой отрасли возникла проблема выбора огнезащитных материалов несущих стальных конструкций для сценария развития углеводородного пожара. Во-первых, проблема связана с тем, что возникновение углеводородного пожара сопровождается взрывом и резким увеличением температуры, и это зачастую приводит к выходу из строя систем активного пожаротушения и разрушению огнезащитных материалов. Во-вторых, при освоении новых нефтегазовых месторождений в условиях Крайнего Севера (включая шельфовые зоны), при выборе огнезащитных материалов необходимо учитывать дополнительные условия окружающей среды – минусовые температуры до – 60 °С, условия повышенной влажности, перепады температур, ветровые нагрузки.

Возникает вопрос - какой огнезащитный материал использовать? Для решения этого непростого вопроса, в мире успешно применяются вспучивающиеся огнезащитные покрытия (пассивная огнезащита) на основе эпоксидных смол, получившие свое развитие в начале 80-х годов. Применение пассивной огнезащиты позволяет ограничить нагрев стальных конструкций до критической температуры в течение заданного периода времени. В случае возникновения и развития углеводородного пожара покрытие вспучивается, увеличиваясь в размерах (в 5-6 раз), образуя при этом термостойкий плотный слой золы, который замедляет нагрев металла до критической температуры, при которой сталь теряет структурную прочность (обычно это температура выше 500°С). Применение огнезащитных покрытий замедляет прогрев конструкции вплоть до 300 минут, что часто позволяет сохранить целостность несущих конструкций до локализации и устранения пожара (для сравнения, прогрев двутавра № 20 без покрытия высотой 1.7 м до температуры 500 °С составляет 4-8 минут). Толщина огнезащитного покрытия составляет от 5 до 22 мм и зависит от коэффициента поперечного сечения конструкции, требуемого класса огнестойкости. При этом крайне важно понимать, что любые повреждения покрытия до металла - сколы, растрескивания, отслоения, вызванные механическими воздействиями, вибрациями конструкции, особо сильно проявляющиеся при минусовых температурах, - приводят к более быстрому прогреву несущих конструкции и нарушению их целостности (рис.1). Компания PPG разработала непревзойденное в мире решение - гибкое покрытие PittChar XP® для огнезащиты конструкции при любых атмосферных условиях эксплуатации на Земле, включая условия Крайнего Севера и шельфовые зоны. Уникальность покрытия состоит в сохранении высокоэластичного состояния (гибкости) в широком диапазоне температур от глубоких отрицательных температурах до начала реакции вспучивания. Значение относительного удлинения покрытия при – 40 °С составляет Oil&GasEURASIA

ОГНЕЗАЩИТА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

temperature spikes, vibrations of metal structures and mechanical effects, as described below (Fig. 2).

5% (для справки - при 20 °С относительное удлинение составляет 19.4%). Поэтому покрытие обладает способностью ослаблять внутренние напряжения, возникающие при резких колебаниях температур, вибрациях металлоконструкций и механических воздействиях, описанных ниже (рис.2).

Temperature spikes

Резкие колебания температур

The coating withstands 25 cycles of rapid heating/ cooling between -180°C to +43°C for 3 minutes (one cycle) without cracking or peeling of the metal (or soil) surface. We also con- ● Fig. 2 firmed that metal structure ● Рис. 2 with PittChar XP ® retained its fire-retardant properties after being kept in liquid nitrogen at -190.5°C and subsequent burning in the furnace. Over the past 20 years the coating has been applied and is successfully used in Arctic conditions in Norway, on offshore oil platforms of Stat Oil, Philips Petroleum, Norsk Hydro, Shell, Dolphin, Total, Amoco.

Покрытие выдерживает 25 циклов резкого нагрева/охлаждения от – 180 °С до + 43 °С в течение 3 минут (один цикл) без образования трещин на поверхности и отслоения от металла (или грунта). Мы также подтвердили сохранение огнезащитных свойств металлоконструкции с PittChar XP® после выдерживания ее в жидком азоте при температуре – 190,5 °С и последующем сжигании в печи. Более того, за последние 20 лет покрытие было применено и успешно используется в условиях Крайнего Севера в Норвегии на морских нефтедобывающих платформах компаний Stat Oil, Philips Petroleum, Norsk Hydro, Shell, Dolphin, Total, Amoco.

Vibrations of metal structures Metal vibrations occur during equipment operation, wind effects, or structure installation. The main impact of vibrations, which is only exacerbated by sub-zero temperatures, falls on adhesion bonds between soil and metal, as well as between the ground and flame-retardant coating. Solidification of the fire retardant coating may result in excessive stress on contact with the ground, which weakens the adhesive bonds between the soil and the metal and, in case of strong vibrations could lead to invisible from outside peeling of the coating from metal. Though having years of experience, we have never encountered such problem when using PittChar XP®.

Mechanical stress Transportation and installation of metal structures with PittChar XP® results in minimal possible chips and damage compared to competitive products, and these can easily be repaired later. Since the PittChar XP® coating is flexible in a wide range of temperatures, leading to damage mechanical stresses are often minor and in these cases the repair painting is not required. The PittChar XP® coating, while being flexible in a wide temperature range, also achieves the ultimate goal - retaining for decades the integrity of the coating and load-bearing structures ● Fig. 4 regardless of combined ● Рис. 4 impact of extreme weather conditions, chemicals, vibration and mechanical stress when installing and operating the structures. This ensures maximum efficiency of the coating in the event of a hydrocarbon fire. (Fig. 3) For over 30 years PittChar XP® coating has been successfully used in oil&gas production, transportation and processing projects. Special demand exists for oil platforms operated in marine and deep-freezing atmospheric conditions. (Fig. 4) The PittChar XP® coating by PPG is unbeatable flexible fire-retardant solution for load-bearing structures in harsh cryogenic environments. Additional information at www.ppgpmc.com. E-mail: pcrussia@ppg.com Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Вибрации металлоконструкций Вибрации металлоконструкций возникают при работе оборудования, при ветровых воздействиях, при монтаже. Основной удар при вибрациях, который усиливается при минусовых температурах, приходится на адгезионные связи между грунтом и металлом, а также между грунтом и огнезащитным покрытием. Если в процессе отверждения огнезащитного материала возникает избыточное напряжение при контакте с грунтом, то это способствует ● Fig. 3 ослаблению адгезионных свя● Рис. 3 зей грунта с металлом, что при сильных вибрациях приводит к отслоению покрытия от металла, невидимому снаружи. Имея многолетний накопленный опыт, мы не сталкивались с подобной проблемой при использовании PittChar XP®.

Механические воздействия В процессе транспортировки и монтажа металлоконструкций с PittChar XP® возникает минимально возможное, в сравнении с конкурентными продуктами, количество сколов и повреждений, которые позже легко ремонтируются. Так как покрытие PittChar XP® обладает гибкостью в широком диапазоне температур, то механические воздействия, приводящие к повреждениям, зачастую оказываются незначительными и в этих случаях ремонтная окраска не требуется. Покрытие PittChar XP®, обладая гибкостью в широком интервале температур, в конечном итоге позволяет достичь самого главного – сохранения целостности покрытия и несущих металлоконструкций на десятилетия при совокупности окружающих воздействий: экстремальных атмосферных условий, химических реагентов, вибрационно-механических воздействий, возникающих при монтаже и эксплуатации конструкции. Это дает уверенность в том, что в случае возникновения углеводородного пожара покрытие выполнило свое предназначение максимально эффективно. (Рис.3) Уже более 30 лет покрытие PittChar XP® успешно используется в нефтегазовой отрасли на объектах добычи, транспортировки, переработки углеводородного сырья. Особый спрос существует на нефтедобывающих платформах, эксплуатирующихся в морских и криогенных атмосферных условиях (Рис.4). Таким образом, покрытие PittChar XP® производства компании PPG является непревзойденным гибким огнезащитным решением для несущих конструкций в суровых криогенных условиях эксплуатации. Дополнительная информация: www.ppgpmc.com E-mail: pcrussia@ppg.com

ENGINEERING SURVEYS

ADVERTORIAL SECTION

PeterGaz LLC Sets a New Oceanographic Record ООО «Питер Газ» установил новый океанографический рекорд This article was supplied courtesy of PeterGaz Company

PeterGaz LLC is an engineering company whose main fields of activity include engineering design of hydrocarbons production/transportation facilities, performance of offshore and onshore surveys, engineering design approvals with the respective RF government authorities, processing of appropriate authorizations for construction projects, and construction management as project manager/developer or EPC contractor.

ООО «Питер Газ» – инжиниринговая компания, основными направлениями деятельности которой являются проектирование объектов добычи и транспорта углеводородов, выполнение морских и сухопутных инженерных изысканий, согласование проектов в государственных органах РФ, оформление разрешительной документации для строительства, управление строительством в качестве заказчиказастройщика и генерального подрядчика.

n 2011, the Russian engineering company PeterGaz LLC has been performing integrated offshore engineering survey along the route of the South Stream Gas Pipeline in the deep-sea areas of the Black Sea. The survey operations include exploration of the bottom sections and of the sub-

2011 году российская инжиниринговая компания «Питер Газ» осуществляет комплексные морские инженерные изыскания по трассе газопровода «Южный поток» в глубоководной акватории Черного моря. Изыскания включают в себя работы по исследованию дна и поддонных

Статья предоставлена ООО «Питер Газ»

Oil&GasEURASIA

ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

отложений с использованием автономного подводного аппарата HUGIN 1000 for 3000. Работы выполняются с исследовательского судна GSP PRINCE. К настоящему времени исследовано более половины трассы длиной более 900 км, при этом большая часть трассы проходит на глубинах более 2 км. В процессе проведения исследований был применен быстрый и экономичный способ измерения скорости звука в воде с использованием компактной скоростной лебедки UnderwaySV, разработанной компанией Oceanscience (USA), и высокоскоростного профилографа скорости звука в воде RapidSV компании Valeport (Великобритания). Новшеством примененной методики профилирования дна стало использование в комплексе с датчиком измерения скорости звука в воде RapidSV катушки консольного типа, позволяющей зонду погружаться практически в режиме свободного падения при размотке троса. Датчик опускается в воде со скоростью до 5 м/сек и достигает глубины 1 000 м всего за три-четыре минуты. В то же время, лебедка имеет высокую скорость намотки, что обеспечивает быстрый подъем датчика. Таким образом, было достигнуто рекордное сокращение времени профилирования при сохранении высокого качества данных. Сотрудникам компании «Питер Газ» понадобилось 35 мин на составление профиля скорости звука на участке Черного моря глубиной 1 730 м. Данный результат превосходит предыдущий рекорд профилирования толщи воды, который составлял 1 563 м и проводился центром National Data Buoy Center Национального управления океанических и атмосферных исследований США. Специалисты исследовательского судна GSP PRINCE были восхищены быстротой сбора информации и высоким качеством получаемых данных. На счету ООО «Питер Газ» участие в сложнейших проектах, среди которых строительство газопровода «Джубга-Лазаревское –Сочи», российской части газопровода «Северный поток», подводного перехода газопровода «Бованенково-Ухта» через Байдарацкую губу, подводных переходов газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» через пролив Невельского и Амурский залив, освоение Штокмановского и Киринского газоконденсатных месторождений.

sea strata using the HUGIN 1000 for 3000 Autonomous Underwater Vehicle. Operations are performed from on-board the GSP Prince research ship. By now, about a half of the 900-kilometer long route has been explored, with most of the route lying at depths of over 2 kilometers. The survey has been performed using a fast and economical method of recording underwater sound velocity with the aid of the compact high-speed UnderwaySV winch developed by Oceanscience (USA) and the RapidSV underwater sound velocity recording profiler made by Valeport of the UK. An innovation, to the bottom profiling method employed, has been the use, in combination with the RapidSV sound velocity rate sensor, of the cantilever-type spool that makes it possible for the probe to plummet practically in the free-descent mode as the cable unwinds. The sensor descends in the water at the speed of up to 5 m/sec and reaches the depth of 1,000 meters in a mere three to four minutes time. At the same time, the winch has a high wind-up speed, which makes it possible to raise the sensor quickly. As a result, a record-breaking reduction in time has been achieved in bottom profiling while maintaining a persistent high quality of the data collected. It only took PeterGaz personnel 35 minutes to record an underwater sound velocity profile of a 1,730-meter deep section of the Black Sea. This result surpasses the previous record high for sound velocity profiling of the water column, which measured 1,563 meters and was set by the National Data Buoy Center with the U.S. National Oceanic and Atmospheric Administration. The GSP Prince research ship’s personnel were delighted with the speed of data collection and with the high quality of the data obtained. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GYROSCOPES

ADVERTORIAL SECTION

High-precision Inclinometer Surveying Now Has a Name – It’s Stockholm Precision Tools AB. У точной инклинометрии есть свое имя – Stockholm Precision Tools AB. Orlando Ramirez, General Director of SPT AB

An interview with Orlando Ramirez, CEO of Stockholm Precision Tools AB

Интервью с генеральным директором Stockholm Precision Tools AB Орландо Рамирезом

What innovative projects is Stockholm Precision Tools AB working on? At this year’s international exhibition MIOGE-2011/“Oil and Gas-2011” we have introduced a new-generation tool for underground navigation - the “ Hightemperature gyro inclinometer GyroTracer HT™”. It was no coincidence we chose the Moscow venue for the introduction of the GyroTracer HT™. Russia has the largest reserves of hydrocarbon and mineral deposits in the world. These resources are concentrated across a range of unique geographic areas with demanding production environments. The production challenges are both interesting to our company, and serve as a motivating factor. The innovative inclinometer capable of operating at high borehole temperatures could significantly simplify the process that the Russian oil industry workers employ. SPT AB devices operate on five continents in a variety of environments, including the complex wells of the USA, Brazil, Norway and the UAE. The idea of a high temperature gyro inclinometer was the result of continuous improvement of the first line of GyroTracers. The GyroTracer HT™ gyro inclinometer is the most advanced device on the market, combining the latest advances of gyroscopic instrument technology, modern electronics and 15 years of the Company’s experience. The tool is designed to determine the inclination angle, geographical azimuth and spatial attitude of the axis of the high-temperature wells of any profile. GyroTracer HT™ specifications ensure highly reliable and precise inclinometer surveys with low energy consumption. The integral high-tech Dewar flask guarantees consistent operation in high well temperatures, making GyroTracer HT™ unique and highly competitive in its field. The tool lasts for five to six hours at wellbore temperatures of up to 150°C, and for seven to eight hours at temperatures of up to 125°C. Unlike competitors’ tools, GyroTracer HT™ does not require surface calibration or sight alignment before the run. The data obtained is highly reliable, with no time drift, as is the case with traditional gyroscopic devices.

Над какими инновационными проектами работает Stockholm Precision Tools AB сегодня? В этом году на международной специализированной выставке MIOGE- 2011/«Нефть и Газ2011» мы впервые представили прибор подземной навигации нового поколения – высокотемпературный гироинклинометр GyroTracer HT. Неслучайно для презентации GyroTracer HT была выбрана именно Москва. Россия обладает крупнейшими мировыми запасами нефтегазоносных и минеральных залежей, которые сосредоточены в самых разных уникальных природных зонах, что, в свою очередь, делает процесс добычи ресурсов весьма трудоемким. Этот фактор и составил для нашей компании большой интерес и стимул – инновационный инклинометр, способный работать при высоких температурах в скважине, может существенно облегчить работу нефтяников России. Приборы SPT AB эксплуатируются на пяти континентах в самых разных условиях, в том числе и в скважинах сложного профиля США, Бразилии, Норвегии и ОАЭ. Вопрос о создании высокотемпературного гироинклинометра не возникал, это был последовательный процесс усовершенствования прибора первой линейки GyroTracer. Гироинклинометр GyroTracer HT является самым прогрессивным прибором на рынке, в котором воплощены достижения гироскопического приборостроения, современной электроники и 15-летний опыт компании. Прибор предназначен для определения зенитного угла, географического азимута и пространственного положения оси высокотемпературных скважин любого профиля. Технические характеристики GyroTracer HT обеспечивают высокую надежность и точность инклинометрической съемки, низкое потребление энергии. В гироинклинометр интегрирован высокотехнологичный сосуд Дьюара, который обеспечивает его работу при агрессивных температурах в скважине, что делает GyroTracer HT уникальным и высококонкурентным в своем сегменте. Время работы гироинклинометра при температуре в скважине до 150 °С составляет 5-6 часов, при температуре до 125 °С время работы 7-8 часов. GyroTracer HT не требует предварительной калибровки перед началом замера и начального ориентирования устья. Данные, получаемые инклинометром, имеют высокую достоверность и не дрейфуют во времени, как в традиционных гироскопических приборах.

What are the development prospects for Stockholm Precision Tools AB? The company is working hard to build our customer base. This year, the number of SPT AB customers grew by 20 percent. Our customers range from large public to small private companies. We successfully supply subsidiaries of such global leaders as Baker Hughes, Schlumberger, Weatherford. Our customers have confidence in the reliability and precision of SPT AB equipment. The success of any geophysical research and production company depends not only on the quality and competitive edge of the tools, but also on the state of geological exploration market, hydrocarbon production levels, competent tactics, and development and management strategies. For SPT AB, the key task is to take an individual approach to every client, with close consideration to the specifics of their business, provide highly accurate and reliable instrumentation for new-generation gyro inclinometer surveys and highquality service. That is why we intend to open a representative office of SPT AB in Russia. To optimize the work with clients from Russia and other CIS countries we will set up two divisions, a Service Center and a Training Center. Here all our clients will get service and equipment repair, while client’s personnel can be trained to use our equipment. We work hard to ensure our success!

Генеральный директор SPT AB Орландо Рамирез

Какими видятся перспективы развития Stockholm Precision Tools АВ? Компании приходится очень много трудиться над тем, чтоб наш портфель заказов рос. В этом году количество заказчиков SPT AB увеличилось на 20%. Наши приборы эксплуатируются как крупными государственными, так и небольшими частными сервисными компаниями, успешно применяются в дочерних компаниях мировых лидеров Baker Hughes, Schlumberger, Weatherford. Доверие к надежности и точности оборудования SPT AB наши заказчики хранят многие годы. Однако успех любой научно-производственной геофизической компании зависит не только от качества и современности производимого оборудования, но и от состояния рынка геологоразведки, уровня добычи углеводородов, грамотной тактики развития и менеджмента компании. Следует подчеркнуть, что важнейшей задачей для SPT AB является обеспечение индивидуального подхода к каждому клиенту, учитывая специфику его деятельности, предоставление высокоточной и надежной аппаратуры для гироинклинометрической съемки последнего поколения и высококлассный сервис. Именно поэтому мы намерены открыть представительство SPT AB в России. Для оптимизации работы клиентов из России и стран СНГ будут сформированы два подразделения: сервисный и обучающий центр. Здесь все наши клиенты смогут получить сервисное обслуживание и ремонт приборов, а персонал заказчика обучиться технике. Будем трудиться – успех придет!

Oil&GasEURASIA

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