Oil&Gas Eurasia March 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

Mozyr Oil Refinery

Мозырский НПЗ

Invests $1.2 billion to Go All-EU Standard in New Round of Upgrades

Вложит $1,2 млрд в переоборудование для выпуска продукции по Евростандартам p. / стр. 22

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

www.oilandgaseurasia.com

Europe’s Shale Gas “Revolution”: Why Russia Is Shrugging Its Shoulders «Революционные» взгляды Европы на сланцевый газ: Почему Россия недоумевает

p. / стр. 40

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

How are You Reaching Russia at Neftegaz 2012? Oil&Gas Eurasia can Raise Traffic to Your Stand! Хотите найти российских партнеров на выставке «Нефтегаз – 2012»? «Нефть и газ Евразия» поможет вам в этом!

Pat D P Davis i S Szymczakk

Пэт Дэвис Шимчак

eftegaz and the Russian Petroleum Congress are literally around the corner. If you’re putting a marketing budget together, I hope you’ll consider Oil&Gas Eurasia. OGE is the preferred media partner of many of the top companies that participate in this annual event. The reason? No one delivers your message in the quantity or style of OGE. Our “Red Army” has become legendary for its comprehensive distribution of up to 8,000 copies of Oil&Gas Eurasia at the June Moscow oil and gas exhibition – be it Neftegaz in even number years or MIOGE in odd number years. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ыставка «Нефтегаз – 2012» и Российский нефтегазовый конгресс, как говорится, уже не за горами. Поэтому очень надеюсь на то, что при составлении бюджета маркетинга вы вспомните и о нашем издании – «Нефть и газ Евразия». НГЕ – привилегированный медиапартнер многих ведущих компаний, участвующих в ежегодных отраслевых мероприятиях. Чем объяснить подобный успех? Тем, что по объемам и качеству подачи материала ни одно другое издание не может с ним сравниться. У НГЕ есть собственный стиль: его «Красная армия» – команда распространителей в фирменной униформе – уже прославилась своей эффективностью и оперативностью в реализации восьмитысячного тиража издания на отраслевых выставках «Нефтегаз» и «Нефть и газ» /MIOGE, проводимых в Москве по четным и нечетным годам соответственно. Однако правильная организация маркетинга на выставке предполагает нечто большее, нежели покупка рекламной площади в журнале с целью «застолбить место». Прежде всего, это ваше обращение к потенциальным клиентам и партнерам. Скажите, пожалуйста, как вы его себе представляете? Начиная работать в России, может быть, вы полагаете, что достаточно просто перевести рекламный текст с английского на русский? А как же позиционирование товара на рынке? Слова, конечно, перевессти можно, но будет ли понятен их смысл в более широком культурном контексте? Ведь одно дело – обращаться к аудитории в знакомой среде – там, где вас хорошо знают, и совсем другое – попытаться «достучаться» до потенциальных клиентов и партнеров на новом, высококонкурентном рынке, где ваша компания практически неизвестна. У российских компаний тоже возникают трудности с маркетингом, хотя и несколько иного рода. Ни в коей мере не хочу никого обидеть, тем более, проживая в России с начала 1990-х, считаю себя в некотором роде россиянкой, так сказать, членом семьи. А если в одной семье один из ее членов говорит другому малоприятную правду, на него ведь не обижаются, не так ли? Так вот, «правда жизни» такова, что российские компании, зачастую, не очень хорошо представляют себе концепцию успешного маркетинга. А ведь маркетинг – это нечто большее, нежели претенциозные изображения и избитые рекламные лозунги. Именно поэтому издание «Нефть и газ Евразия» сегодня предлагает маркетинговые решения, способные действительно повысить рентабельность ваших инвестиций в «Нефтегаз – 2012». В качестве примера успешного сотрудничества в области маркетинга, расскажу о разработке индивидуального пакета маркетинговых услуг к выставке «Нефть и газ» /MIOGE 2011 для клиента из США.

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА But there’s a lot more to developing the right marketing at an exhibition, than simply buying a magazine advertisement to “fly your flag”. First, it’s your message. Do you have one? If you’re new to Russia, do you think it’s enough to simply translate English-language advertising copy? How about your positioning statement? The words might translate, but does the meaning translate culturally? Are you translating English language corporate branding ads that make sense in your home market where you are well known but mean nothing in a new market full of prospective customers who don’t know who you are in the least? If you’re a Russian company you’ve got another problem. No offense but I’ve lived here since the 1990s so while I’m a foreigner, I’m also family and you’d expect your family to tell you straight – your sense of what makes good marketing often leaves much to be desired. Marketing is about a lot more than a bombastic picture and a trite slogan. This is why Oil&Gas Eurasia now offers “marketing solutions” that can truly boost your return on investment at Neftegaz 2012. Let me tell you about how we customized an exhibition marketing package to a particular U.S. client’s needs at MIOGE 2011. Texas-based Lufkin Industries asked us to create a buzz around the opening of their new Moscow representation office. Our package included: organization of technology seminars on their stand; promotion of the seminars through web and print media (including media planning in niche engineering journals other than OGE), editorial and advertising presence in OGE’s June issue, and distribution of invitations to the client’s stand by our “Red Army”. The results? A list of nearly 40 qualified sales leads with full contact and demographic details, plus visits to their stand from decision makers from prospective Russian clients with whom our client had previously had no contact (though our client had been successful exhibitors at MIOGE for years.) What our client did differently in 2011 was contract with OGE to consult on the client’s messaging in Russia, to develop a Russia-specific positioning statement and to create an event-related “call to action” through the development of technology seminars on the client’s stand. With all of that in place, OGE delivered the message to a highly targeted audience across print and digital media platforms using not just OGE media but also buying space on behalf of the client in niche Russian engineering media. In this regard, Oil&Gas Eurasia has become not just an advertising vehicle selling you a commodity that you can only measure in terms of BPA data; Oil&Gas Eurasia has become your marketing consultant. And our success is measured on what we can deliver to you, our client, in the way of qualified prospects. Of course we are still happy to sell you the commodities – now is the time in fact to order Russification of your leaflets, brochures and catalogues. We can translate, reflow InDesign files and print manage anything you have off the shelf. We also handle original creative design of advertising material from the conceptualization stage through artistic execution. Write me with your questions, p.szymczak@eurasiapress.com. If I’m already too late with my pitch for Neftegaz, I hope you’ll think about Oil&Gas Eurasia for the SPE Russian Technical Oil&Gas Conference & Exhibition in October. OGE is not only the official publication for the event, we also do the Show Daily Newspaper and the Official Show Catalogue. Like Neftegaz, this is a “don’t miss it” event if you hoping to grow your business in the Russian oil and gas patch.

#3 March 2012

Техасская компания Lufkin Industries обратилась к нам с просьбой организовать рекламную кампанию, приуроченную к открытию ее нового представительства в Москве. Пакет маркетинговых услуг, подготовленный НГЕ, включал: организацию технических семинаров на стенде компании, рекламную поддержку этих семинаров в Интернете и печатных изданиях (включая план использования рекламных материалов в специализированных отраслевых журналах, помимо НГЕ), публикацию редакционных статей о компании и рекламных материалов в июньском номере НГЕ, а также распространение «бойцами-красноармейцами» приглашений на мероприятия, проводимые на стенде компании во время выставки. Результатом кампании стал перечень из почти 40 квалифицированных целеуказаний на потенциальных заказчиков с полными контактными данными. Кроме того, выставочный стенд посетили официальные представители российских компаний – потенциальных партнеров, с которыми наш клиент ранее не имел никаких контактов (несмотря на достаточно успешное участие в выставках «Нефть и газ» / MIOGE в течение многих лет). Разница заключается в том, что, в отличие от предыдущих лет, наш клиент заключил договор с НГЕ о консалтинговых услугах по вопросам позиционирования в России, разработке положения о позиционировании бренда, адаптированного к российским условиям, и подготовке «призыва к действию», приуроченного к выставке, включая организацию технических семинаров на стенде клиента. После того, как все было готово, НГЕ обеспечил доступ к целевой аудитории через печатные и электронные СМИ, используя не только собственные возможности, но и приобретая, по поручению клиента, рекламные площади в специализированных российских отраслевых журналах. Таким образом, журнал «Нефть и газ Евразия» сегодня выступает уже не как «рекламный носитель», предлагающий вам некий товар, параметры которого можно определить только на основании данных, публикуемых BPA, но как ваш персональный консультант по маркетингу. И ценность услуг в этом случае измеряется тем, насколько успешно мы сможем представить вас – нашего клиента – потенциальным заказчикам. Конечно же, мы, как и прежде, рады предложить вам свою продукцию. Ведь сейчас самое подходящее время для заказа «русскоязычных» рекламных листовок, буклетов и каталогов. Кроме того, мы готовы выполнить перевод, переформатировать файлы InDesign и отпечатать все, что у вас уже есть в готовом виде. Отдел дизайна НГЕ также занимается разработкой рекламных материалов «под ключ» – от концепции до художественного воплощения. Если у вас есть вопросы или предложения, пожалуйста, пишите мне по адресу p.szymczak@eurasiapress.com. И даже если мой «призыв» в отношении выставки «Нефтегаз – 2012» уже опоздал, очень надеюсь, что, готовясь к участию в Российской технической нефтегазовой конференции-выставке SPE в октябре этого года, вы все-таки решите воспользоваться услугами нашего журнала. Ведь НГЕ является не только официальным изданием выставки-конференции, но также публикует «Информационный бюллетень» и «Официальный каталог выставки». Что касается самого мероприятия, если вы всерьез надеетесь добиться успеха в российской нефтегазовой отрасли, пропускать его, также как и «Нефтегаз, ни в коем случае нельзя.

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

OIL REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА 22

Mozyr Refinery Aims at European Standards Мозырский НПЗ: курс на европейские стандарты This large-scale upgrade of Mozyr Refinery started back in the 1990s. The company’s initial process layout, which gave its first commercial product in 1975, assumed the depth of oil processing at the level of about 50 percent only. Масштабная модернизация Мозырского НПЗ началась в 1990-х годах. Начальная технологическая схема предприятия, давшего первую товарную продукцию в 1975 году, предполагала глубину переработки нефти на уровне около 50%.

OIL REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Head of VNIPIneft Talks on Deep Сonversion’s Role for Oil Industry Глубокая переработка нефти – движитель нефтяной отрасли

STANDARDIZATION | СТАНДАРТИЗАЦИЯ

Standards Developed by the “Standards TC 58” Find a Practical Application Стандарты, разработанные ТК по стандартизации № 58, находят практическое применение

OVERSEAS TRANSPORTATION | МОРСКАЯ ТРАНСПОРТИРОВКА

The Caspian Sea: Ports, Tankers and Shipments Каспий: порты, танкеры и перевозки

CAPEX | КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Russia’s Oil Companies Make Plans for the Future Российские нефтяные компании строят планы на будущее

SHALE GAS | СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Europe’s Shale Gas “Revolution”: Why Russia Is Shrugging Its Shoulders «Революционные» взгляды Европы на сланцевый газ: Почему Россия недоумевает 4

Oil&GasEURASIA

#3 March 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

REGIONAL STUDIES | РЕГИОНАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Sedimentation and Hydrocarbon Systems Simulation in Regional Studies of Gazpromneft NTC Моделирование седиментационных и углеводородных систем при проведении региональных исследований ООО «Газпромнефть НТЦ»

DRILL BITS | БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Drill Bit Operation Impact on Well Stability Влияние работы долот на устойчивость стенки скважины

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION GYROSCOPES | ГИРОСКОПЫ

Interview with SPT AB General Manager Orlando Ramirez Интервью с генеральным директором SPT AB Орландо Рамиресом

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

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 «Сахалин Энерджи» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Swagelok . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 EAGE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 Sulzer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Privat Jet Charter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

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 CORRESPONDENTS Aider Kurtmulayev, Vladimir Shlychkov COVER PHOTO I. Malaschenko TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Predstavitel Service, Sergei Naraevsky CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

«РЕАМ-РТИ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Beicip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES 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 БЕЛАРУСИ Владимир Шлычков СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕ Айдер Куртмулаев ФОТО НА ОБЛОЖКЕ И. Малашенко ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», «Представитель Сервис» Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина Анна Бовда sales@eurasiapress.com

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

New Baker Hughes Multistage Stimulation Technologies Enhance Unconventional Hydrocarbon Recovery

Baker Hughes представляет новую многоступенчатую технологию для оптимизации добычи углеводородов

Baker Hughes offers three multistage stimulation technologies that provide operators with time- and costefficient completion solutions to significantly increase production, improve recovery and preserve water during the pressure pumping process. Baker Hughes’ FracPoint multistage completion system uses openhole packers to isolate multiple stages and ball-activated sleeves to divert the frac treatment. The system’s EX-C sleeves extend the capability of ball-activated systems, enabling more contact with the reservoir while maintaining fracturing efficiency. The sleeves contain a patented ball seat that collapses underneath the ball to provide additional surface area between the ball and ball seat, providing enough additional support to achieve fracturing pressures.

Компания Baker Hughes предлагает три многоступенчатых технологии интенсификации, позволяющие сократить временные и денежные затраты, повысить производительность, оптимизировать процесс добычи углеводородов и сократить потребление воды во время перегонки через нагнетательные насосы. Многоступенчатая система заканчивания скважин FracPoint компании Baker Hughes оснащена ствольными пакерами для изоляции отдельных уровней и шариковыми клапанами для отклоненияя гидроразрыва пласта. Система EX-C позволяет расширить возможности шаровых систем, улучшая контакт с резервуаром и сохраняя при этом эффективность гидроразрыва пласта. Втулки оснащены запатентованным гнездом для шарика, которое разрывается под шариком, повышая площадь контакта между шариком и гнездом и поддерживая заданное давление гидроразрыва.

FracPoint EX-C sleeve system benefits: ● Increases the number of ball-activated stages that can be performed to 40; ● Increases contact and connectivity to the reservoir; ● Maintains the fracturing efficiency of ball-activated systems and saves pumping time. A significant addition to the FracPoint system is the IN-Tallic disintegrating frac balls. These revolutionary frac balls are made of a new nanomaterial developed by Baker Hughes’ nanotechnology scientists. The material has the compressive strength of steel, but is lighter than aluminum. The balls were developed to disintegrate in most common wellbore and fracturing fluids, so no special fluid mixture is required, enabling operators to remove the frac balls from the well without having to mill them out.

FracPoint IN-Tallic disintegrating frac balls benefits:

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

● Removes frac balls from the well without throughtubing intervention;

Преимущества системы FracPoint EX-C: ● увеличение количества ступеней, на которых используются шарики, до 40; ● увеличение площади контакта и сообщаемости резервуара; сохранение эффективности шаровых систем и сокра● щение времени закачки. Важным преимуществом системы FracPoint являются шарики IN-Tallic, которые используются при гидроразрыве пласта. Шарики новой конструкции изготовлены из нового наноматериала, разработанного специалистами по нанотехнологиям компании Baker Hughes. Материал прочнее при сжатии, чем сталь, но при этом легче алюминия. Шарики предназначены для использования в качестве расклинивающих элементов между стволом скважины и жидкостью разрыва, поэтому специальная смесь не требуется. Операторы могут удалить шарики из скважины без необходимости вырезания окна.

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

● The Baker Hughes OptiPort™ coiled-tubing frac sleeve technology reduces average treating time. The OptiPort frac sleeves are isolated and opened by the coiled tubing-deployed bottomhole assembly, eliminating perforating or pumping balls. Each individual stimulation treatment can be tailored and aggressively optimized without concern for delays if a screenout occurs. ● Технология OptiPort™, разработанная Baker Hughes, сокращает время обработки скважины. Клапаны OptiPort изолируются и открываются посредством КНБК, доставленной в скважину с помощью колтюбинга, при этом исключается необходимость перфорирования или закачивания шариков. Каждую операцию по интенсификации притока можно приспособить под конкретные условия и оптимизировать, не беспокоясь о задержках в случае исчезновении изображения. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

● Ensures that balls do not block production due to differential pressure between zones; ● Avoids the formation of a debris barrier caused by a fracturing ball pile-up. Baker Hughes’ OptiPort multistage fracturing system includes pressure-balanced sleeves to divert the fracture, and either cement or openhole packers to isolate each stage. The sleeves are opened by placing a coiled tubing packer between the two ports on the sleeve and applying pressure to create an offset. The coiled tubing assembly also allows real-time downhole pressure monitoring during fracturing, which provides the information needed to help prevent screen-outs. If a screen-out does occur, the OptiPort system greatly reduces nonproductive time, because the coiled tubing assembly is already equipped for clean-out.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Преимущества расклинивающих шариков FracPoint IN-Tallic:

OptiPort system benefits:

● удаление шариков из скважины без проведения внутрискважинных работ в НКТ; ● предотвращение блокировки выхода нефти шариками из-за перепада давления между зонами; ● отсутствие заторов из-за накопления разрывающихся шариков. Многоступенчатая система OptiPort компании Baker Hughes оснащена клапанами сбалансированного давления для отвода трещин, а также цементными пакерами или пакерами необсаженных стволов для изоляции каждой фазы. Клапаны открываются благодаря размещению колтюбингового пакера между двумя входами клапана и подаче давления. Колтюбинг позволяет контролировать давление в режиме реального времени для более точного отображение ситуации внутри скважины. При исчезновении изображения система OptiPort позволяет в значительной мере сократить время простоя благодаря устройству быстрого вывода колтюбинга.

● Offers a virtually unlimited number of stages and controlled placement of fracs; ● Provides real-time pressure monitoring to offer a better understanding of what is happening down hole;

● практически неограниченное количество стадий и контроль над развитием трещин;

Преимущества системы OptiPort:

GE Oil & Gas Technology to Promote Flare Gas Utilization GE Oil & Gas will supply an associated gas utilization technology to TNK-BP’s Verkhnechonsk oil and gas field in Eastern Siberia, the company announced in early February. The project calls for gas re-injection into an underground storage for further reuse. Under that project GE will provide a PGT25 gas turbine and three compressors, which will enable TNK-BP to increase the associated oil gas utilization volume in line with the current legislation that stipulates a utilization level of at least 95 percent. Alexander Sleptsov, Director of TNK-BP’s Department for Gas Projects said: “The project is implemented within the framework of TNK-BP’s program for increasing the useful utilization level of associated petroleum gas to 95 percent. Part of the associated gas from the crude oil separation process will be used within the facility as fuel gas, while the remaining gas will be re-injected into our underground storage. We also assume that in a few years, once Gazprom organizes gas supplies from the Chayandino field, we will be able to supply gas to customers.” The Verkhnechonsk project underscores a growing trend in Russia to reuse gas that otherwise would be flared into the atmosphere, or wasted. Not only do these projects support the government’s push to reduce flare gas, they also enable oil and gas companies to waste less gas, sell more and reduce the environmental impact of their activities. The new compression train scheduled to enter commercial service in the summer of 2013.

Технологии GE способствуют утилизации попутного газа Компания GE объявила о том, что поставит на Верхнечонское нефтегазовое месторождение Восточной Сибири для ТНК-ВР технологию утилизации попутного нефтяного газа. Данный проект предусматривает обратную закачку газа в подземное хранилище для дальнейшего использования. В рамках проекта GE поставит газовую турбину PGT25 и три компрессора, что позволит ТНК-ВР увеличить объем утилизации попутного нефтяного газа в соответствии с законодательством, предусматривающим уровень утилизации не ниже 95 %. «Проект реализуется в рамках комплексной программы ТНК-ВР по повышению уровня полезного использования попутного нефтяного газа до 95 percent, – сказал Александр Слепцов, Директор департамента газовых проектов ТНК-ВР. – Часть попутного газа, полученного в процессе сепарации сырой нефти, будет использоваться на месторождении в качестве газового топлива, а оставшийся газ будет закачиваться обратно в подземное газовое хранилище. При этом мы предполагаем, что после организации поставок газа Газпромом с Чаяндинского месторождения через несколько лет у нас появится возможность поставлять газ потребителям». Верхнечонский проект демонстрирует набирающую в России популярность тенденцию к утилизации попутного газа, который ранее просто сжигался. В рамках подобных проектов попутный газ эффективно утилизируется, что позволяет, например, получить энергию для обеспечения работы самого месторождения, тем самым уменьшая воздействие на окружающую среду. Начало коммерческой эксплуатации внедряемых GE технологий запланировано на конец 2013 года.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

#3 March 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ● Uses 20 percent to 40 percent less water and can save 10 percent to 30 percent on operation time ● Enables treatment design flexibility ● Optimizes reservoir drainage by allowing tighter frac spacing ● Allows for smaller fracs using less horsepower, reducing the overall footprin

Ecologix Introduces Sustainable Water Treatment Solution for Hydraulic Fracturing

● возможность контроля давления в режиме реального времени и более точное отображение ситуации внутри скважины; ● уменьшение потребления воды на 20-40%, уменьшение времени эксплутации на 10-30%; ● гибкость при выборе процессов обработки; ● оптимизация дренажной системы резервуара для повышения плотности интервалов; ● возможность обработки малых скважин при меньшей мощности и уменьшении общей рабочей площади.

Компания Ecologix представила систему водоочистки при гидроразрыва

SOURCE / ИСТОЧНИК: ECOLOGIX ENVIRONMENTAL SYSTEMS

Ecologix Environmental Systems, an Atlanta-based wastewater treatment company specializing in oil and gas, Ecologix Environmental Systems, компания, располоhas designed a mobile integrated treatment system (ITS) for hydraulic fracturing that will treat up to 900 gallons per женная в Атланте и специализирующаяся в области очистки воды на предприятиях нефтегазовой промышленности, minute of frac flowback water. Ecologix Mobile ITS is a completely self-contained разработала мобильную интегрированную систему очистsystem that can be easily transported and set up for opera- ки обратного притока воды (ITS) мощностью до 900 галлоtion onsite. Using dissolved air flotation technology, the нов в минуту при гидравлическом разрыве. Ecologix Mobile ITS представляет собой полностью system has the capacity to treat frac flowback water at a rate of nearly 900 gallons per minute. Such rapid treatment автономную систему, которая легко транспортируется и поставляется в состоянии полной готовноcapability reduces сти к эксплуатации. Технология флотации the burden on растворенным воздухом позволяет добиться equipment and производительности 900 галлонов в минуту. logistics required Такая скоростная обработка в значительной when using tradiмере уменьшает нагрузку на оборудование, tional treatment а также количество коммуникаций, которые methods, and thus необходимы при использовании традициcould significantly онных систем, что в конечном итоге позвоreduce operationляет снизить операционные затраты. al costs. Ecologix представила усовершенствоEcologix reванную конструкцию ITS, которая позволяет designed the ITS использовать воду повторно при последуюto also allow the щем бурении, а в будущем предполагается water to be re-used for future drilling, ● The ITS is a powerful solution for treating frac industry flow- перейти к полностью закрытому циклу. Система позволяет удалить практичеwith closed-loop back wastewater. ски все твердые частицы, масло и жиры из capabilities in the ● ITS - эффективное средство очистки обратного притока отработанной воды, технологической воды near future. воды при гидроразрыве. и воды из скважин. The system Преимущества инновационной систеremoves essentially all suspended solids, fats, oils and greases from waste- мы: технология флотации растворенным воздухом; water, produced water and frac water. Other innovative ● ● встроенная система компьютерного управления; system features include: ● ● двойные насосы для оборотной воды; Dissolved air flotation system; ● Integrated PLC controls; ● двойные шламовые насосы; ● Dual whitewater pumps; ● мобильная платформа; ● Dual sludge pumps; ● пеноотделитель. ● Mobile platform; ● Skimmer assembly.

Multistage Gerotor – a New Entry to the Family of Submersible Pumps Centrifugal and progressive cavity electric pumps (ESP and ESPCP) dominate the market of devices for pumping the oil well fluids. Such pumping technologies were created for easily accessible oil well fluids and fail the new requirements posed by difficult oil reserves: sec-

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

Прибавление в семействе погружных скважинных насосов – многоступенчатый геротор

Центробежные и винтовые электронасосные установки (УЭЦН и УЭВН) занимают на рынке устройств для подъема из скважин жидкости доминирующее положение. Созданные в условиях прежней доступности извлекаемых скважинных жидкостей эти технологии не отвечают новым требованиям добычи в условиях трудно извлекаеOil&GasEURASIA

№3 Март 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

tional horizontal wells, heavy oils, high temperatures, ● Modularity is a particular feature of a new low flow rates, small-diameter wells (exploratory, pump. etc.). Precisely for this reason in demand are ● Особенностью нового насоса является модульность. the new, pioneering projects linked to energy-efficient pumping equipment with positive displacement tools such as diaphragm pumps or мых запасов углеводородного сырья: И РТ МА rotary units. кустовые горизонтальные скважины, РЕ К: НИ Popular positive displaceвысоковязкие нефти, высокие темпераЧ ТО ИС I/ ment pump units include geroтуры, малые дебиты отбора, использование T -R AM tors - gear pump units with скважин малого диаметра (разведочных и друRE : CE UR internal toothing by trochoid гих). В этой связи становятся востребованными SO cycloids. инновационные проекты энергоэффективного насоThe Russian companies сного оборудования с рабочими органами объемноLEPSE Neftemash (part of “Electric Machine Works “LEPSE”) го типа, будь то диафрагменные насосы или роторноand REAM-RTI, LLC developed a set of electric submersible лопаточные машины. well pump GPN4-50-2000 with multi-stage gerotors. The К востребованному классу объемных насосных стуLEPSE Neftemash technology was used to manufacture sev- пеней относятся героторы, шестеренчатые насосные стуeral units now under pilot testing in field. пени с внутренним зацеплением трохоидных циклоид. Particular features of the pump are fool-proof design Российские предприятия ООО «ЛЕПСЕ Нефтемаш» and assembly as well as modularity: each section houses (входит в состав ОАО «Электромашиностроительный four cascades constructed for pumping high-temperature завод «ЛЕПСЕ») и ООО «РЕАМ-РТИ» разработали устаfluids. новку электроприводного погружного скважинного Only three 4" size sections were required for the head насоса ГПН4-50-2000 с многоступенчатыми геротораof 2,000 m and flow-rate 50 m³/day. Total length of the ми. Несколько установок по технологии ООО «ЛЕПСЕ pump is 2,340 mm. The pump is equipped with an input Нефтемаш» изготовлено для опытно-промысловых filter module FVPR-5.12 produced by REAM-RTI, LLC (with испытаний и спущено в скважины. filter elements of compressed wire mesh). Особенностью насоса является модульность: в одной The patent for gerotor pump design features is секции расположено по 4 ступени, конструкция которых pending. предусматривает возможность подъема высокотемпеThe small size of the gerotor pump is combined with ратурных жидкостей, а также простота конструкции и small size of high performance magnet motors. сборки. This is innovative direction for pumping oil well fluids Для напора 2000 м и подачи 50 м³/сут понадобилось and the one which will lead to high-performance pumps всего 3 секции 4-го габарита. Общая длина насоса 2340 for oil production: high efficiency, low length, low vibra- мм. Насос снабжен входным фильтром-модулем ФВПРtion and resistance to high-temperature fluids, which is 5.12 производства ООО «РЕАМ-РТИ» (с фильтроэлеменespecially important for bitumen-rich deposits, shale oil тами из проволочного проницаемого материала ППМ). production, etc. Конструктивные особенности героторного насоса патентуются. Малые габариты насоса сочетаются с малыми габаритами высокоэффективных вентильных электродвигателей. Данное направление применительно к задачам подъема скважинной жидкости является инновационSchlumberger announced the availability of its new ным и призвано привести к созданию высокоэффективPressureXpress-HT* reservoir pressure service and MDT ных насосных агрегатов для добычи нефти: с высоким Forte-HT* qualified, rugged, high-temperature formation КПД, малой длиной, низкой виброактивностью и споsampling and pressure system. These two services are the собностью применения в высокотемпературных жидких latest high-temperature additions to the Schlumberger res- средах, что особенно важно для освоения битуминозных ervoir characterization portfolio of services. месторождений, добычи сланцевых нефтей и других сред.

Schlumberger Expands Portfolio of High-Temperature Reservoir Characterization Services

PressureXpress-HT Rated to 450 F (232 C) the PressureXpress-HT tool provides accurate pressure gradients and overall data quality not achievable by conventional high-temperature formation tester tools. The unique dynamically controlled pressure pretest system in the PressureXpress-HT tool enables precise control of volume and drawdown rates. This now makes pressure testing possible in tight formations common in HPHT reservoirs. The tool design also eliminates the need for gauge temperature stabilization, thus significantly improving overall operational efficiency. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания Schlumberger расширяет линейку приборов для исследования высокотемпературных резервуаров Компания Schlumberger объявила о выпуске нового прибора для замеров давления в резервуаре PressureXpressHT* и системы забора образцов и замера давления MDT Forte-HT* в высокотемпературных неоднородных пластах. Эти два прибора являются новейшими разработками в Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

#3 March 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

области исследований высокотемпературных резервуаров компании Schlumberger.

PressureXpress-HT

● PressureXpress-HT and MDT Forte-HT Deliver Fast Accurate Pressure and Mobility Measurements. ● PressureXpress-HT и MDT Forte-HT: высокая точность замера давления и отличная мобильность оборудования.

In field testing in Thailand and the North Sea, the enhanced pretest system of the PressureXpress-HT tool enabled successful pressure measurements at multiple depths to produce profiles of pressure versus depth and establish accurate reservoir pressure gradients to determine fluid contacts.

Прибор PressureXpress-HT рассчитан на температуру 450 ˚F (232 ˚C). Он гарантирует высокую точность и качество измерения давления, чего невозможно добиться при использовании традиционных высокотемпературных измерительных приборов. Уникальная система динамического контроля давления прибора PressureXpress-HT позволяет точно определить объем и скорость снижения давления. Такая система дает возможность определить давление в малопроницаемых пластах, типичных для резервуаров HPHT. Конструкция прибора не требует стабилизации датчика температуры, что в значительной мере повышает эксплуатационную эффективность. Прибор PressureXpress-HT отлично показал себя при замерах давления во время полевых испытаний в Таиланде и Северном море на большой глубине, что позволило рассчитать зависимость давления от глубины и точно замерить давление для определения контактов пластовых флюидов.

MDT Forte-HT Новая система MDT Forte-HT была разработана для повышения эффективности забора образцов в пластах и выполнения замеров при температуре до 400 ˚F (204 ˚C).

Gazpromneft NTC, St. Petersburg Mining University open a new R&D Center in St. Petersburg In early February “Gazpromneft NTC” and the St. Petersburg State Mining University (SPGGU) opened a joint the Joint Research Center for Innovative Technologies (ONIC). ONIC R&D activities will focus on pioneering physical and chemical formation treatment methods, introduction of new hydrofracturing methods, development and testing of drilling fluids, prevention of corrosion and bio-corrosion of metals. The joint R&D center is based on eight research laboratories equipped with latest equipment. In the research center, undergraduate and graduate students of the Mining University will join the staff scientists of “Gazpromneft NTC” and SPGGU. “The works of the Joint Research Center will reduce considerably the path from nomination of scientific ideas to implementation of innovative technologies in “Gazprom neft” enterprises, said Mars Khasanov, General Director of “Gazpromneft NTC”. The synergy effect of combining the “Gazpromneft NTC” and SPGGU potentials will also be achieved via aligning the large-scale field studies with modern laboratory facilities. Developed by the ONIC technologies will enable “Gazprom neft” to improve its oil production technologies, in particular boosting the oil production rate”, added the expert.

В Санкт-Петербурге открылся Объединенный научно-исследовательский центр «Газпромнефть НТЦ» и Санкт-Петербургского горного университета В начале февраля состоялось открытие Объединенного научно-исследовательского центра инновационных технологий (ОНИЦ), совместно созданного компанией «Газпромнефть Научно-Технический Центр» и Санкт-Петербургским государственным горным университетом (СПГГУ). Ключевыми направлениями деятельности ОНИЦ станут разработка инновационных физико-химических методов воздействия на пласт, внедрение новых методов гидроразрыва пласта, разработка и испытания буровых растворов, борьба с коррозией и биокорозией металлов. Основой объединенного инновационного центра стали восемь научно-исследовательских лабораторий, оснащенных самым современным оборудованием. В работе научно-исследовательского центра, вместе со штатными сотрудниками «Газпромнефть НТЦ» и СПГГУ, будут активно участвовать студенты и аспиранты Горного Университета. «Разработки объединенного научно-исследовательского центра позволят существенно сократить путь от выдвижения научнотехнологических идей до внедрения инновационных технологий на предприятиях «Газпром нефти», - отметил генеральный директор «Газпромнефть НТЦ» Марс Хасанов, - Синергетический эффект от объединения потенциалов «Газпромнефть НТЦ» и СПГГУ будет достигнут, в том числе, за счет возможностей совмещения масштабных полевых исследований с использованием современной лабораторной базы. Разработанные в ОНИЦ технологии позволят «Газпром нефти» совершенствовать технологии нефтедобычи, в частности повышая нефтеотдачу пласта».

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

Oil&GasEURASIA

MDT Forte-HT The new MDT Forte-HT system has been designed to provide greater all-around robustness in formation sampling and testing operations up to 400 F (204 C). The core of the new MDT Forte-HT platform is a redesigned electronics system, incorporating surface-mounted components on a ruggedized chassis that protects sensitive electronics when operating in harsh high-shock and high-temperature logging conditions. The MDT Forte-HT also has a new-generation HPHT quartz gauge, high-performance packers for the dual-packer module and advanced sealing technology; all are rated to 400 F (204 C). This system includes a high-temperature Quicksilver Probe* focused fluid extraction tool that provides near contamination-free fluid samples, which are critical to evaluate gas condensate reservoirs often found at high temperatures. The result is a qualified system that performs reliably and efficiently to minimize risk in even the most challenging operations – remote exploration, deepwater regions, drillpipe conveyance and harsh environments.

Stabil Drill Introduces the Gost Reamer, an Innovative Tool for Shale Drilling Stabil Drill, a Superior Energy Services company, headquartered in New Orleans, has developed the Stabil Drill Ghost Reamer for application in horizontal shale drilling. The Ghost Reamer, an eight-bladed Polycrystalline Diamond Compact (PDC) reamer, allows the wellbore to be cleaned and cleared either by back reaming on rigs that have top-drive or for rigs without top-drive, by pulling out to the top of the curve and then rotating forward until reaching total depth. This flexible solution eliminates wiper trips - saving time and money. Within the past few months the Ghost Reamer has been used in more than 100 shale applications with positive results.

● Ghost Reamer is a Polycrystalline Diamond Compact (PDC) reamer. ● Ghost Reamer - это расширитель с поликристаллическими алмазными вставками. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Основой новой платформы MDT Forte-HT является усовершенствованная электронная система. Конструкция включает компоненты, установленные на поверхности на прочном шасси, что обеспечивает защиту высокочувствительных электронных элементов при выполнении работ в сложных условиях при высокой температуре. Система MDT Forte-HT оснащена кварцевым датчиком нового поколения HPHT, высокоэффективными пакерами для двойного пакерного модуля. В системе применяются самые передовые технологии для герметизации. Все компоненты системы функционируют при температуре до 400 ˚F (204 ˚C). Кроме того, система оснащена высокотемпературным инструментом флюидной экстракции Quicksilver Probe*, который позволяет получить образцы флюидов практически без загрязнений, что имеет решающее значение для оценки газоконденсатных коллекторов, которые обычно характеризуются высокой температурой. Результатом разработок явилась уникальная система, которая гарантирует высокую надежность и эффективность и позволяет снизить до минимума риск даже при выполнении самых сложных работ – дистанционные исследования, глубинные операции, прокладка бурильных труб, выполнение работ в сложных условиях.

Компания Stabil Drill представляет Ghost Reamer, инновационный инструмент для бурения в сланцевых породах Компания Stabil Drill, дочерняя компания Superior Energy Services с головным офисом в Новом Орлеане, разработала инструмент Ghost Reamer, который предназначен для бурения горизонтальных скважин в глинистых сланцах. Инструмент Ghost Reamer представляет собой расширитель с поликристаллическими алмазными вставками (PDC), который имеет восемь лезвий. Если на буровой установке имеется верхний привод, новинка позволяет проводить очистку ствола путем проработки скважины снизу вверх. В случае отсутствия такового, очистку можно провести, подняв инструмент вверх по скважине к началу горизонтального ствола, а затем, проработав ствол до забоя. Такое уникальное решение уменьшает количество спуско-подъемных операций, необходимых для проработки ствола скважины, экономя тем самым время и деньги. За последние несколько месяцев инструмент Ghost Reamer использовался более чем 100 раз и всегда давал положительные результаты. SOURCE / ИСТОЧНИК: STABIL DRILL

№3 Март 2012

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

#3 March 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Lufkin Industries to Acquire Zenith Oilfield Technology

Lufkin Industries, Inc. (Lufkin) announced in February that its subsidiary, Lufkin Industries Holdings UK Limited, has agreed to acquire Zenith Oilfield Technology Ltd (Zenith). Zenith, based in Aberdeen, Scotland, is an international provider of innovative technology and products for the monitoring and analysis of down-hole data and related completion products for the oilfield artificial lift market. Zenith was founded in 2004 and serves a diversified customer base, including independent and national oil companies in approximately 30 countries.

Zenith is focused on two core segments. The first segment is down-hole monitoring, data gathering and control systems, providing gauges for all types of artificial lift applications, real-time optimization and control devices specifically for electric submersible pumps (ESPs) and progressing cavity pumps (PCPs), and quartz sensors for permanent reservoir monitoring. The second segment is artificial lift completion systems for ESP pump systems, providing pump bypass systems, auto-flow valves that increase the life of the pump, and custom completion design, services and training for E&P customers. “The acquisition of Zenith is a strong complement to our fast-growing automation business and accelerates our strategic goal of offering our customers a fully-integrated solutions package of well automation capabilities to enhance the effectiveness of our artificial lift products,” said John F. “Jay” Glick, President and Chief Executive Officer of Lufkin. “Zenith’s product portfolio, with its stateof-the-art down-hole sensing, automated

system optimization and design of custom completion equipment for artificial lift applications, is a game-changer as it moves our well management and performance capabilities from the surface to down-hole. Zenith’s technology allows oil and gas producers to measure down-hole conditions with realtime, accurate and repeatable data and adjusts surface equipment accordingly. “Zenith’s capabilities, combined with Lufkin’s existing automation control offerings and the advanced SCADA-related technologies we acquired in January 2012 through Datac Instrumentation Limited and RealFlex Technologies give Lufkin a very powerful package of automation products and services to help our customers reduce operating costs per well and increase production and ultimate reserve recovery. This latest acquisition gives Lufkin a complete closed system offering of all the surface and subsurface artificial lift equipment and technology (with the exception of the down-hole rod string) needed to efficiently and cost-effectively produce an oil or gas well,” Glick said.

Lufkin Industries готовится приобрести компанию Zenith Oilfield Technology Компания Lufkin Industries, Inc. (Lufkin) в феврале объявила о том, что ее дочерняя компания Lufkin Industries Holdings UK Limited приняла решение приобрести компанию Zenith Oilfield Technology Ltd (Zenith). Компания Zenith, офис которой находится в г. Абердин, Шотландия, является международным поставщиком инновационных технологий и оборудования для мониторинга и анализа глубинных данных, а так же соответствующих устройств для заканчивания скважины на рынке механизированной добычи. Компания Zenith была создана в 2004г. и имеет широкую базу клиентов, включая независимые и национальные нефтяные компании приблизительно в 30 странах. Деятельность компании Zenith сфокусирована на двух основных сегментах. Первый сегмент – это глубинный мониторинг скважин, системы управления и сбора данных, измерительное оборудование для всех типов механизированной добычи, устройства управления и оптимизации в реальном времени, особенно для электрических погружных (ESP) и винтовых насосов (PCP), а также кварцевые датчики для постоянного мониторинга нефтеносного слоя. Второй сегмент – это оборудование для механизированной добычи по заканчиванию скважин для систем с насо-

сами ESP, системы перепускных каналов насосов, клапаны с автоматическим регулированием потока, которые увеличивают срок службы насоса, специальное оборудование по заканчиванию скважин, разрабатываемое по условиям заказчика, а также услуги по обслуживанию и обучению для компаний, занимающихся разведкой и добычей сырья. «Приобретение компании Zenith – это большой плюс для нашего быстро развивающегося бизнеса по автоматизации оборудования и ускорение движения к нашей стратегической цели – предложение нашим заказчикам комплекта полностью интегрированных решений с мощными автоматическими средствами для увеличения эффективности наших механизированных подъемников», – сказал Джон Ф. «Джей» Глик, Президент и Генеральный Директор компании Lufkin. Линейка изделий компании Zenith с современными датчиками для глубинных измерений, услуги по оптимизации автоматизированных систем и разработке оборудования для завершения скважины по условиям заказчика, являются ключевым достоинством, так как обеспечивают новые возможности по управлению скважиной и контролю ее производительности с поверхности земли на глу-

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

бину. Технологии компании Zenith дают нефтегазодобывающим компаниям возможность измерять глубинные данные в реальном времени с высокой точностью и повторяемостью результатов и регулировать наземное оборудование соответствующим образом. «Технологические возможности компании Zenith в сочетании с предлагаемыми компанией Lufkin устройствами автоматического управления и усовершенствованными технологиями систем диспетчерского контроля и сбора данных, которые мы получили в январе 2012 г. через приобретение компаний Datac Instrumentation Limited и RealFlex Technologies, обеспечивают компании Lufkin мощнейший комплект автоматизированных систем и услуг, чтобы помочь нашим заказчикам снизить эксплуатационные расходы по каждой скважине, а также увеличить производительность и конечную выработку запасов. Это вскоре ожидаемое приобретение позволит компании Lufkin получить полный комплект законченных систем для любого наземного и глубинного оборудования механизированной добычи, а так же технологий (за исключением глубинных устройств с колоннами насосных штанг), необходимых для эффективной и экономичной добычи на нефтяных или газовых скважинах», – отметил Глик.

Oil&GasEURASIA

OIL REFINING

Head of VNIPIneft Talks on Deep Сonversion’s Role for Oil Industry Глубокая переработка нефти – движитель нефтяной отрасли Nelli Kulik, Corresponding-member, International Academy of Refrigerating

ecently, oil refining in the world underwent radical changes. Kuwait, Saudi Arabia, UAE, China, India are actively building and commissioning new refining and petrochemical facilities. Also, there is a new trend that becomes apparent in the industrially developed countries: the environmental legislation and requirements to the quality of oil products get stricter. Unable to stand up to competition, some oil refineries started shutting down. Since 2009, 16 refineries have been partially or completely closed in Europe. According to forecasts, over 100 refineries may cease working in the nearest future, and most of them are Europe-based. In concequence, oil export to Europe will decrease significantly. The U.S. strives to switch to processing of Canadian oils to eliminate supplies from the Middle East and other regions. Due to these factors, oil stock prices will decrease and that, in turn, will reduce Russia’s oil export potential. To resolve this situation, it is essential to speed up modernization of Russia’s oil-refining and petrochemical industry to meet the demands of domestic market and to export high-quality oil products. Advanced oil processing is an important modernization aspect. Given a severe reduction of the market niche in Europe for Russian manufacturers of fuel oil, the problem becomes even more topical. To achieve the conversion rate of approx. 85 percent by 2020, new oil residue processing units have to be built, and this includes hydrocracking and delayed cocking facilities. (An excerpt from Vladimir Kapustin’s report at the First Russian Petroleum Congress, March 2011. Vladimir Kapustin, D.Sc. in Engineering, professor. He is VNIPIneft general director and chairs the Oil Refining Technologies Department at Gubkin Russian State Oil and Gas University.)

Vladimir Kapustin has agreed to an interview with Oil&Gas Eurasia. OGE: Problems of oil and gas industry are widely discussed at all levels and for a long time. The increase of conversion depth is a particularly hot topic. As of 1917, Russian government proposes various slogans, thus prompting the country into motion. Given the recent difficulties to formulate a nation-consolidating idea, slogans, such as “Restructuring”, “Innovations”, “Modernization”, etc., came to hand again. Yet, in my opinion, modernization pro-

Нелли Кулик, член-корреспондент Международной академии холода

последние годы состояние нефтепереработки в мире радикально изменилось. Кувейт, Саудовская Аравия, ОАЭ, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, а также постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов. В условиях жесткой конкуренции стали закрываться НПЗ. С начала 2009 года в Европе были полностью или частично закрыты 16 НПЗ. По прогнозам, в мире в ближайшее время может быть остановлена работа около 100 НПЗ, значительная часть которых находится в Европе. В результате экспорт нефти в Европу существенно сократится. США активно ведут работу по переходу на переработку канадских нефтей, что позволит отказаться от поставок нефти из стран Ближнего Востока и других регионов. Все эти факторы повлияют на снижение цен на нефтяное сырье и приведут к уменьшению экспортного потенциала нефти из России. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных нефтепродуктов. Важным аспектом модернизации является углубление переработки нефти. Актуальность этой проблемы возрастает в связи с резким сокращением рыночной ниши в Европе для российских производителей мазута. Для достижения к 2020 году глубины переработки ≈ 85%, необходимо строительство новых установок по переработке нефтяных остатков, в том числе установок гидрокрекинга и замедленного коксования. (Из доклада. Владимира Капустина – генерального директора ОАО «ВНИПИнефть», д.т.н., профессора, зав. кафедры «Технологии переработки нефти» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на I Российском нефтяном конгрессе в марте 2011 года.)

Владимир Капустин согласился ответить на вопросы корреспондента журнала Oil & Gas Eurasia (НГЕ). НГЕ: О проблемах нефтегазовой отрасли говорят давно, много, везде и по-разному, в частности, об увеличении глубины переработки нефти. В России, начиная с 1917 года, сложилась традиция «под лозунгами», которые выдвигало правительство. В последнее время, поскольку не Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

удается придумать национальную объединяющую идею, опять появились лозунги: «Реструктуризация», «Инновации», «Модернизация» и т.д. Но процесс модернизации – это естественный процесс, по определению, присутствующий на любом предприятии, независимо от отрасли: рационализаторские предложения, изобретения, патентование. Каковы причины торможения этих процессов, приведшие к серьезному отставанию от западных компаний в области переработки нефти, несмотря на то, что 30-40 лет назад нефтяная отрасль не была базовой, как в настоящее время? Капустин: Разные авторы объясняют это по-разному. Дело в том, что в Советском Союзе требовался мазут, поэтому глубокая переработка не была предметом первой необходимости. Когда ● Vladimir Kapustin, VNIPIneft General Director, начался перевод топлива с мазута на газ, тогда и была разработана Министерством Doctor of Engineering, professor, chairman of Oil Refining Technologies Department at Gubkin нефтеперерабатывающей и химической промышленности «Программа по Russian State University of Oil and Gas. глубокой переработке» (1980-е годы). ● Владимир Капустин – генеральный Потом началась «перестройка», распад директор ОАО «ВНИПИнефть», д.т.н., Советского Союза, и программа не осупрофессор, зав. кафедры «Технологии ществилась. переработки нефти» РГУ нефти и газа им. В начале 1990-х годов НПЗ стали И.М. Губкина. частью нефтяных компаний. Нефтяную промышленность приватизировали, т.е. OGE: And in receiving big передали в частные руки. Главной же profit? Kapustin: Yes, since they were convinced that the задачей частных компаний была продажа нефти. state would sooner or later reclaim the oil industry. They tried to receive profit as fast as they could. Yet, when it НГЕ: И получение больших прибылей? comes to refining, to benefit from investments quickly is Капустин: Да, потому что были уверены, что нефтяная impossible, as it takes a lot of money and involves a long- промышленность вновь отойдет государству. Они стреterm construction. мились как можно быстрее получить прибыль, а от инвеUnfortunately, then the value of projects could be стиций в переработку ее быстро не получишь, поскольку easily doubled or tripled. LUKOIL was an exception, вовлечены значительные средства и необходимо долгоheaded by Vagit Alekperov, the former deputy minister срочное строительство. at the Soviet Ministry of Oil and Gas Industry. As a stateК сожалению, в то время стоимость проектов легко man, Alekperov could evaluate long-term perspectives увеличивалась вдвое, а то и втрое. Исключением стало ОАО and realized that without deep conversion, the industry «ЛУКОЙЛ», возглавляемое бывшим заместителем миниwould head for hard times. He built hydrocracking facility стра нефтяной и газовой промышленности СССР Вагитом in Perm and a coking facility in Volgograd. As for others Алекперовым. Как государственный человек, Алекперов who “rose to power” in the oil industry, they were either пришел надолго и понимал, что без глубокой переработfinancial experts or somebody buying property at state ки будет трудно. В Перми он построил гидрокрекинг, в auctions for petty cash. And soon afterwards oil industry Волгограде – коксование. Все остальные, пришедшие к became Russia’s prime industry. власти в «нефтянке», были либо финансисты, либо те, кто Take YUKOS, for example. Khodorkovskiy didn’t pay на государственных аукционах сумели приватизировать attention to deep conversion. His main goal was to pro- компании за небольшие деньги. А потом «нефтянка» стала duce more and to sell more, but the company prospered. базовой отраслью государства. Например, «ЮКОС». Ходорковский не уделял внимаOGE: Yet, it seems to me that 10 years ago everybody ния глубокой переработке. Главная цель – больше добывать had already understood that producing oil products would и продавать, но компания при этом процветала. bring more profit. This is not something discovered just yesterday, is it? НГЕ: Но 10 лет назад, как мне кажется, уже многие Kapustin: It is not yesterday but at the time of понимали, что рентабельнее производить нефтепродукRockefeller. Why did he become the first in history dollar ты. Не вчера же возник этот вопрос? billionaire? He bought all small companies and created the Капустин: Не вчера, еще при Рокфеллере. Почему он biggest vertically integrated one, Standard Oil. Rockefeller стал первым долларовым миллиардером в истории челоsucceeded in joining production, transportation, refin- вечества? Он скупал все мелкие компании, что позволило

cess is a natural process that exists at every enterprise and in every industry: optimization proposals, inventions, patenting. In your opinion, what reasons delayed the above processes and caused us to fall behind Western companies in refining, given that 30-40 years ago the oil industry was not the key one as it is nowadays? Kapustin: Different authors explain it differently. In the USSR fuel oil was in demand, so deep conversion was not a necessity. Shifting from fuel oil to gas prompted the Soviet Ministry of Refining and Chemical Industry to develop a “Deep Conversion Program” in 1980s. Thanks to “perestroika” and subsequent collapse of the Soviet Union, the program was never implemented. In the early 1990s, refineries became parts of oil companies. Following “privatization” of the industry, oil companies were given to to private owners. And private owners were interested only in sellling oil.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3 March 2012

OIL REFINING

создать крупнейшую вертикально-интегральную компанию Standard Oil, в которой Рокфеллер объединил добычу, транспорт, переработку, продажу и маркетинг нефтепродуктов. И тогда произошло то, что в наше время не позволили сделать «ЮКОСу», – Рокфеллер встал над государством. Следствием этого стало преследование компании – обвинения в «нечестной игре» и т.д. Все случилось в 1911 году, но его не посадили в тюрьму – Рокфеллер отошел от дел, а компания-монополист распалась на множество более мелких компаний. Совершенно понятно, что у частных компаний не было желания уделять внимание нефтепереработке. Можно выделить, пожалуй, только ОАО «ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР (рис. 1).

TANECO’S REFINING AND PETROCHEMICAL FACILITIES ●

General designer: VNIPIneft.

●

Launching of CDU / VDU is under way.

●

Commissioning of visbreaking units and lauhcning of sulphur produc-

tion were scheduled for the end of 2011. ●

Designing and delivery of equipment for hydrocracking unit and for pro-

duction of oils and hydrogen are in process. ●

Decision on the facility expansion up to 14 million tons per year and the

second phase construction has been postponed, as the introduction of new

PHOTO: TANECO / ФОТО: ТАНЕКО

export tax formula increased the project’s payback period.

НГЕ: Но мы говорим о недавнем прошлом – 1990-х годах XX века. Капустин: Пришло правительство, считавшее, что «рынок решит все сам». Поэтому заниматься проблемами, связанными с нефтепереработкой, оно не хотело. Это продолжалось до тех пор, пока Сергей Кудряшов не был назначен замминистра энергетики РФ. Он пришел к выводу, что добывать нефть становится все труднее, а ее переработка позволит получать нефтепродукты в объеме не ниже производимого ранее. Это, в принципе, разумно. Благодаря Кудряшову, в Минэнерго РФ был создан Департамент по нефтепереработке. НГЕ: И были созданы технологические платформы (рис. 2)?

ing, selling and marketing of oil products under the same roof. Afterwards Rockefeller did what was denied to YUKOS nowadays: he rose over the government. As a result, the company was persecuted, accused of “foul play”, etc. It happened in 1911. They did not sent Rockefeller to jail but he had to withdraw from business and his company was split into smaller entities. Today it’s obvious that private companies were not interested in refining. As exceptions, only LUKOIL and TNK-BP may be mentioned (Fig. 1).

OGE: But we are talking now about our recent past, 1990s.

Kapustin: Yes, and the government of the day believed that the “market would resolve all problems by itself”. That is why they did ● Fig. 1. not want to deal with refining ● Рис. 1. issues. This attitude prevailed until Sergei Kudryashov was appointed deputy minister for energy. He concluded that as production would become increasingly difficult, refining would make it possible to receive oil products in the same quantity as before. It was a very reasonable approach. Thanks to Kudryashov, they created an oil refining department at the RF Energy Ministry.

Капустин: Да, и ТП – тоже. Недавно заработало тройственное соглашение между ФАСом, Ростехнадзором и нефтяными компаниями по модернизации НПЗ, в работу которого уже никто не верил, причем начало работы оказалось достаточно эффективным. НГЕ: Кстати, вопрос по поводу ФАС (Федеральная антимонопольная служба России). На «Правительственном часе» в конце сентября 2011 года руководитель ФАС Игорь Артемьев высказался по поводу жалоб нефтяников на трудности модернизации: «Мы столкнулись с масштабной мистификацией – 15 лет нефтяные компании писали отчеты о модернизации – все это оказалось пустым звуком. Лишь «Газпром нефть» и «ЛУКОЙЛ» построили небольшие заводы». То же самое он повторил в своем докладе на III ежегодной конференции «Антимонопольное регулирование в России» 31 октября 2011 года. Как Вы можете прокомментировать данное заявление?

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

● Fig. 2. ● Рис. 2.

OGE: And technological platforms have been devised, haven’t they (Fig. 2)? Kapustin: Yes, they were indeed. Recently, a tripartite agreement between FAS, Rostekhnadzor and oil companies on refineries upgrading was brought into effect. Nobody believed that it would ever happen but it was given quite a promising start.

OGE: Speaking of FAS (the Federal Antimonopoly Service), at the “Government Hour” late in September 2011, the head of the FAS Igor Artiemjev spoke about oilers’ complaints regarding difficulties connected with upgrading. “We discovered a large-scale hoax: for 15 years oil companies had been reporting about upgrading, but it turned out to be just words. Only Gazprom neft and LUKOIL had built some small plants.” In his report at the Third Annual Conference “Antimonopoly Regulation in Russia” held on October 31, 2011, Artemjev stated the same facts. How will you comment this statement? Kapustin: What can I say here? He is right. Indeed, starting from early 1990s until mid-2005 some plants were upgraded. However, speaking of the industry in general, it has not been upgraded. OGE: What about now – has there been any progress?

Kapustin: Yes, the government today does take interest in the upgrading of oil refining industry and actively interferes in the process. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Капустин: Как прокомментировать слова министра? Он прав. Действительно, в начале 1990-х годов и до середины 2005 года модернизировались отдельные предприятия. В целом же отрасль не модернизировалась. НГЕ: Есть ли какие-либо изменения в этом направлении в настоящее время? Капустин: Да, нынешнее правительство начало уделять внимание процессам модернизации нефтепереработки, то есть государство стало активно вмешиваться в эти вопросы. НГЕ: Вы считаете, что вмешательство государства полезно для отрасли? Капустин: Для нефтеперерабатывающей отрасли – да. Почему полезно? Если не координировать действия нефтяников… НГЕ: Все будет «расплываться», в том числе и деньги на реконструкцию? Капустин: Да. Анализ показывает, что в 2011 году на 60% увеличились инвестиции в нефтепереработку по сравнению с 2010 годом – это серьезный вклад. Министерство выбрало, вероятно, самый простой путь контроля модернизации НПЗ. Нефтяные компании дали программы, вписав в них в начале строительство установок, которые легко построить, то есть ориентированных на повышение качества нефтепродуктов, а установки глубокой переработки нефти отложили до 2015 года, надеясь на смену идеологии. Министерство стало контролировать выполнение этих программ, поэтому до 2015 года серьезного увеличения

OIL REFINING

OGE: Do you consider that the government interference is useful for the industry? Kapustin: For the oil refinery industry – yes. Why it is useful? You see, unless you control the oilmen. . .

OGE: Everything will “disperse”, including money allotted for upgrading, isn’t it? Kapustin: Yes. According to analysis, in 2011 the investments in oil refining increased by 60 percent compared to 2010, and we are talking serious money here. Perhaps, the ministry chose the easiest way to control upgrading of refineries. The matter is that oil companies submitted their programs and according to those programs, facilities designed to improve the quality of oil products had to be built first. As for deep conversion units, their construction had to be posponed until 2015 in hope that the state policy would change. However, the ministry started controlling the programs implementation. That is why until 2015, there will not be any significant improvement with regard to deep conversion. Besides, to build a deep conversion facility will reqire eight to ten years. OGE: Vladimir Mikhailovich, do you remember the presentation of TANECO project in December 2006? “The Project of the Century”, $8 billion, a facility consisting of three plants, foreign technology licensers – everything’s ready in eight years. So, what do we have today? Kapustin: We have a lot. All investments in TANECO are Tatneft’s. The launching period took much time, but they launched a visbreaking unit last year. It may not be the best solution in terms of deep conversion, but it is a deep conversion facility nonetheless (Fig. 3).

OGE: And why did not they choose a better option? Kapustin: They decided to do it step-by-step, probably, due to limited possibilities. Tatarstan president Rustam Minnikhanov and the government have played a significant role in the project. I won’t be surprised if everything is built with only a slight delay (Fig. 40).

#3 March 2012

глубины переработки у нас не произойдет. Ведь строительство комплекса глубокой переработки нефти занимает, в среднем, восемь-десять лет.

НГЕ: Владимир Михайлович, Вы помните презентацию проекта ТАНЕКО в декабре 2006 года? «Проект века», $8 млрд, комплекс из трех заводов, зарубежные лицензиары по технологиям и все за восемь лет. И что мы имеем сегодня? Капустин: Имеем уже многое. Все деньги в ТАНЕКО вкладывает «Татнефть». Там долго шел пусковой период. В прошлом году они пустили не просто «первичку», а висбрекинг – не самый лучший способ повышенной переработки, но, все-таки, установка по глубокой переработке (рис. 3). НГЕ: Почему же не пошли на лучший вариант? Капустин: Решили делать поэтапно. Да просто не хватило сил. Огромную роль в этом проекте сыграли президент Татарстана Рустам Минниханов и правительство. Не удивлюсь, если все будет построено лишь с небольшим опозданием по срокам (рис. 4).

НГЕ: А деньги, которые были запланированы? Мне кажется, что их уже «перебирают». Капустин: Да, президент и премьер-министр говорят о том, что все «перебирают». Очевидно, что не создан такой механизм, который бы следил за четким расходом средств. НГЕ: Еще вопрос по поводу комплексной оптимизации. Я сама 15 лет занималась технико-экономической оптимизацией криогенного оборудования, то есть, процессов и аппаратов в комплексе, а Вы, конечно же, знаете, что при очень низких температурах процессы более «тонкие» и чувствительность тоже, следовательно, алгоритмы более сложные. В течение пяти лет, посещая практически все конференции по нефтеперера-

OGE: What about the allotted money – I assume it has already been “appropriated”? Kapustin: Yes, both the president and the prime minister say that everybody “appropriates”. Apparently, there is no mechanism to effectively control expenditures. OGE: I have another question regarding integrated optimization. Personally, for 15 years I have been involved in technical and economic ● Fig. 3. ● Рис. 3.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА ботке, не довелось услышать ничего о серьезной оптимизации в нефтяной отрасли. Не ставились такие задачи? Просто «не дошли руки» или очень сложно еще и эти проблемы брать на себя? Капустин: Все объекты пожаровзрывоопасны, поэтому все сложно.

● Fig. 4. ● Рис. 4.

optimization of cryogenic facilities, i.e. both processes and devices. Surely, you know that at very low temperatures the processes are more “delicate” and sensitivity is higher, so the algorithms are more sophisticated. Having visited almost all conferences on oil refining in the last five years, I did not hear a word on a large-scale optimization of the oil industry. Did they ever set such goals or did they never have time for it? Or would it be too much to tackle these issues in addition to many others at hand? Kapustin: All facilities are explosion and fire hazardous, and that makes the situation so difficult.

OGE: As for explosion and fire hazard, it may be one of the criteria. Oxygen at the cryogenic facilities also explodes. Kapustin: Yes, at the designing stage we consider efficiency. Who wins tenders on equipment? As a rule, the winners are companies that offer the lowest price. Yet, it is very difficult to optimize something using cheap equipment, and that’s the main problem. They don’t purchase expensive equipment through tenders, and it’s a serious disadvantage. The units are designed to last for 30-50 year, so they need reliable equipment. Still, those who buy equipment, do not think about it. As for us, we are denied access to money. OGE: If given parameters can be achieved using cheap equipment, let’s use it! And what do you think about alternative sources of energy? I mean heavy oil and matrix oil, Anatoliy Dmtrievskiy was talking about. Could you rate them in terms of importance? Kapustin: I think, production and refining of heavy crude will grow worldwide, so it is essential to find new methods to enhance their development. The oil industry is over 150 years old, so one should speak of oil’s depletion in 50 years with greater care. There will be enough oil for us. Given the above, deep conversion is of paramount importance and it is essential to sustain a continuous interest to the subject.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Но пожаровзрывобезопасность может быть одним из критериев. В криогенной технике кислород тоже взрывается. Капустин: Да, эффективности мы тоже уделяем внимание при проектировании. Кто побеждает на тендерах по оборудованию? Как правило, те, у кого оно дешевле, а на дешевом оборудовании, к сожалению, трудно оптимизировать – это самая главная проблема. На тендерах дорогое оборудование не берут. Это – серьезный минус. Спроектированные установки работают 30-50 лет, и оборудование должно быть надежным. Но об этом не думают те, кто его покупает. Нас же к деньгам не допускают. НГЕ: Обеспечивает дешевое оборудование заданные параметры и этого достаточно! А как Вы относитесь к альтернативным источникам энергии? Точнее, не совсем альтернативным, а к тяжелым нефтям, матричной нефти, о которой говорит Анатолий Дмитриевский. Вы можете ранжировать их хотя бы по направлениям? Капустин: Я считаю, что добыча и переработка тяжелой нефти в мире будет увеличиваться, и необходим поиск новых процессов по их разработке. Нефтяной промышленности более 150 лет. И говорить, что нефть закончится через 50 лет, надо более осторожно. На наш век ее хватит. Главное – чтобы внимание к глубокой нефтепереработке не ослабевало. Это очень важно.

КОМПЛЕКС НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ И НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ЗАВОДОВ ОАО «ТАНЕКО» ●

Генеральный проектировщик: ОАО «ВНИПИнефть».

●

Идут пусковые работы по ЭЛОУ-АВТ.

●

До конца 2011 года планировался пуск установок висбрекинга и

производства серы планировался. ●

Ведется проектирование и поставка оборудования установок

гидрокрекинга, производства масел и водорода. ●

Решение об увеличении мощности комплекса до 14 млн т в год и

строительстве второй очереди задерживается, поскольку введение новой формулы экспортных пошлин на нефтепродукты резко увеличивает срок окупаемости проекта.

OIL REFINING

Mozyr Refinery Aims at European Standards Мозырский НПЗ: курс на европейские стандарты

PHOTO: I. MALASCHENKO / ФОТО: И. МАЛАШЕНКО

Vladimir Shlychkov Владимир Шлычков

he development program of Mozyr Oil Refinery for 2010–2015 involves finding solutions to successive ambitious goals. In particular, they include: Increase the volume of oil refining up to 12 million ● tons per year (the refinery’s current processing capacity, taking into account the secondary processes is about 11 million tons per year); Increase the depth of refining up to 89.2 percent; ● ● Increase the level of light petroleum products extraction to 71.3 percent; Produce the entire volume of motor fuels complying ● with the existing and prospective European Union standards. The company plans to invest about $ 1.2 billion into the program implementation. In December 2011, a diesel fuel hydrotreating plant was commissioned in Mozyr. The design capacity of the new facility in terms of raw hydrocarbons amounts to 3 million tons per year. In addition to the actual hydrotreating plant, the facility includes a steam condensate clean-

рограмма развития ОАО «Мозырский НПЗ» на период 2010–2015 годов предполагает решение очередных амбициозных задач. В частности, намечено: увеличить объемы переработки нефти до 12 млн т в ● год (нынешняя мощность предприятия по переработке с учетом вторичных процессов составляет около 11 млн т в год); довести глубину переработки до 89,2%; ● ● повысить глубину отбора светлых нефтепродуктов до 71,3%; производить весь объем моторных топлив по действу● ющим и перспективным стандартам Европейского союза. В реализацию программы планируется вложить около $1,2 млрд. В декабре прошлого года в Мозыре была введена в эксплуатацию установка гидроочистки дизельного топлива. Расчетная производительность нового комплекса по сырью составляет 3 млн т в год. Кроме собственно установки гидроочистки, в него входят установка очистки парового конденсата, районная конденсатная станция, факельное хозяйство и блок регенерации моноэтаноламина. В объект инвестировано $208,4 млн. Новая установка гидроочистки (Prime D по лицензии французской компании Axens) позволяет получать дизельное топлива со сверхнизким содержанием серы 10 ppm (стандарт EN 590:2009) и цетановым индексом не менее 58. Благодаря этому Мозырский НПЗ, по словам заместителя генерального директора предприятия Виталия Павлова, начиная с текущего года полностью перейдет на выпуск дизельного топлива в соответствии с требованиями последних европейских спецификаций (Евро-5). В 2011 году также была пущена установка производства водорода по технологии компании Foster Wheeler (Италия). Ее мощность – 50 тыс. м³ водорода в час, объем инвестиций – $98,2 млн. Она обеспечит потребности в водороде ряда установок – гидрообессеривания бензина каталитического крекинга, гидроочистки дизельного топлива, изомеризации. Автоматизированная установка тактового налива бензинов мощностью 5 млн т в год позволит снизить потери нефтепродуктов (при обычном процессе они достигали ежегодно порядка 2 тыс. т), ускорить операции налива и уменьшить негативное влияние на окружающую среду. Объем инвестиций в объект составил $33 млн. Лицензиар технологии – компания Marcon (Германия).

Белорусский прорыв Масштабная модернизация Мозырского НПЗ началась в 1990-х годах. Начальная технологическая схема предприятия, давшего первую товарную продукцию в 1975 году, предполагала глубину переработки нефти на уровне около 50%. Тогда же была сформирована концепция поэтапной реконструкции завода на основе технологических процессов, обеспечивающих повышение этого показателя и выпуск продукции, соответствующей мировым стандартам качества. В ходе реконструкции были модернизированы действующие технологические установки, а также построен ряд новых объектов. В их числе: – установка концентрирования водорода (PSA) по лицензии немецкой фирмы Linde AG; – установка висбрекинга гудрона по технологии IFP;

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Справка НГЕ: Основной акционер Мозырского НПЗ – правительство Республики Беларусь, у которого 42,76% акций завода. ОАО «Нефтегазовая компания «Славнефть» имеет 42,58%. У ОOО «МНПЗ+», которым владеет государство, 12,25% акций, у физических лиц – 2,41%.

ing plant, district condensate station, a flare system and a monoethanolamine regeneration plant. A total of $208.4 million have been invested into the facility. The new hydrotreating plant (Prime D licensed by the French company Axens) produces diesel fuel with the ultra low sulfur content of 10 ppm (EN 590:2009), and cetane index of at least 58. Thanks to it and effective this year, the Mozyr Refinery, according to Vitaly Pavlov, general deputy director, will switch entirely to the production of diesel fuel in compliance with the latest European specifications (Euro-5). In addition, 2011 saw the commissioning of the hydrogen generation plant built under the Foster Wheeler (Italy) technology. Its capacity is 50,000 cubic meters of hydrogen per hour; the investments totaled $98.2 million. The plant will meet the hydrogen needs of a number of plants like the cat-cracked gasoline hydrodesulfurization, diesel fuel hydrotreatment, and isomerisation. The automated on-spot gasoline station with a capacity of five million tons per year should reduce the loss of petroleum products (that previously reached about 2,000 tons annually), speed up the loading operations and reduce the negative impact on the environment. The investment into the facility reached $33 million. The technology licensor is Marcon (Germany).

Belorussian Breakthrough This large-scale upgrade of Mozyr Refinery started back in the 1990s. The company’s initial process layout, which gave its first commercial product in 1975, assumed the depth of oil processing at the level of about 50 percent only. At the same time, a concept took shape of the phased refinery upgrade based on the production processes, which would ensure the improvement of the above indicator and the output confirming to the international quality standards. The reconstruction effort involved the upgrade of existing process plants, as well as construction of some more facilities. These included: – Concentrated hydrogen plant (PSA) licensed by Linde AG (Germany); – Tar visbreaking plant under the IFP technology; – Catalytic cracking complex using the UOP (USA) technology – Benzene production complex (benzene concentrate extraction plant and extractive benzene distillation plant); – Combined alkilation plant (UOP technology); – Installation of the flare gas recovery plant under GARO (Italy) technology. These projects allowed Mozyr Oil Refinery to become one of the best refineries in Eastern Europe. In 2010, the cat-cracked gasoline hydrodesulfurization plant built after the Axens design was put into operation. Its capacity is 1.1 million tons per year. The project investment has totaled $91 million. The plant launch helped reduce the

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3 March 2012

OIL REFINING

OGE Summary: Belarus Government, with 42.76 percent stake, tops the list of Mozyr Oil Refinery shareholders. The next in line is Slavneft, holding 42.58 percent stake. The shares of state-owned Moscow Oil Refinery and individual shareholders are 12.25 percent and 2.41 percent respectively.

sulfur content in the final product to less than 10 ppm and begin production of Euro-5 gasoline (Table 1).

Prospects In the opinion of Anatoly Kupriyanov, Mozyr Oil Refinery general director, it necessary to employ every opportunity to expand the investment programs. In 2015, the company will build some new production facilities, which should provide for successful operation amid conditions of tougher competition prevailing in the EU and CIS markets. The most important facilities include the isomerization plant (licensor is Axens) with a capacity of 300 tons per year. The project will get nearly $100 million’s worth of investments. As Mikhail Tyaglik, acting director of the Directorate for Reconstruction and Development, told OGE, the equipment installation is underway. After the plant commissioning scheduled for 2012, production of AI-95 gasoline, EN 228:2008 (Euro-5) will increase, while the production of raw pyrolysis gasoline will stop to be turned into the feedstock for isomerization plants. Mozyr Oil Refinery is soon to change the structure of its commercial gasoline production (Table 2). Production of low-octane fuel should stop in 2013. This year, the fuel oil vacuum distillation plant designed by Neftekhimproekt (Russia) with a capacity of 3 million tons per year is expected to be launched. This will allow the depth of oil refining to be improved, reducing the yield of fuel oil. Investment in the facility will be about $ 80 million and its start-up should decrease the proportion of straight-run fuel oil in commercial fuel oil and increase the amount of straight-run tar, not processed at the recycling

● Table 1. ● Табл. 1.

– комплекс каталитического крекинга с применением технологии компании UOP (США); – комплекс по производству бензола (блок выделения бензольного концентрата и установка экстрактивной дистилляции бензола); – комбинированная установка алкилирования (технология UOP); – установка утилизации факельных газов по технологии компании GARO (Италия). Реализация этих проектов позволила Мозырскому НПЗ войти в число лучших нефтеперерабатывающих заводов Восточной Европы. В 2010 году была введена в эксплуатацию установка гидрообессеривания бензина каталитического крекинга по технологии компании Axens. Ее мощность – 1,1 млн т в год. Инвестиции в проект составили $91 млн. Пуск установки позволил снизить содержание серы в конечном продукте до уровня менее 10 ppm и приступить к выпуску бензина стандарта Евро-5 (табл. 1).

Перспективы Генеральный директор ОАО «Мозырский НПЗ» Анатолий Куприянов убежден в том, что необходимо использовать все возможности для наращивания инвестиционных программ. В период до 2015 года на предприятии будут построены новые технологические объекты, ввод которых позволит успешно работать в условиях ужесточения конкуренции на рынках стран Евросоюза и СНГ. Среди важнейших объектов – установка изомеризации (лицензиар – компания Axens) мощностью 300 тыс. т в год. В этот проект инвестируется почти $100 млн. Как сообщил НГЕ исполняющий обязанности директора дирекции по реконструкции и развитию Михаил Тяглик, в настоящее время продолжается монтаж оборудования. С пуском установки, а он намечен на этот год, увеличится выпуск автомобильного бензина АИ-95 по стандарту ЕN 228:2008 (Евро-5) и прекратится производство бензина – сырья пиролиза, который будет служить сырьем для установки изомеризации.

Changes in Gasoline Quality Динамика изменения качества автомобильных бензинов

Indicator / Показатель

Prior to the CCCU start-up До пуска КУКК

After the CCCU start-up После пуска КУКК

After the benzene complex start-up После пуска комплекса бензола

After the CAU start-up После пуска КУА

After the CCGHU start-up После пуска УГБКК

Aromatics contents, vol.% Содержание ароматики, % об.

>48.0

<48.0

<35.0

Benzene contents, vol.% Содержание бензола, % об.

<5.0

<3.5

<1.0

Sulphur content, ppm. Содержание серы, ppm.

<200

<150

<10

Olefins, vol.% Олефины, % об.

<18.0

CCCU – Combined Catalytic Cracking Plant / КУКК – комбинированная установка каталитического крекинга. CAU – Combined Alkilation Plant / КУА – комбинированная установка алкилирования; CCGHU – Cat-cracked Gasoline Hydrodesulfurization Plant / УГБКК – установка гидрообессеривания бензина каталитического крекинга. Source: Mozyr Oil Refinery Источник: ОАО»Мозырский НПЗ»

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

В скором времени Мозырский НПЗ изменит структуру производства товарForecast Dynamics of Commercial Gasoline Production ных бензинов (табл. 2). С 2013 Прогнозная динамика изменения объемов производства товарных бензинов года выпуск низкооктанового 2012 2013 2014 бензина прекратится. В текущем году предстоит Thousand Thousand Thousand ввести в эксплуатацию устаtons % tons % tons % новку вакуумной перегонки Тыс. т Тыс. т Тыс. т мазута мощностью 3 млн т в год RON 80 / ОЧИМ 80 418 15.3 0 0 0 0 по технологии компании ЗАО RON 92 / ОЧИМ 92 1 790 65.4 939 28.9 553 16.8 «Нефтехимпроект» (Россия). Это даст возможность увелиRON 95 / ОЧИМ 95 0 0 0 0 0 0 чить глубину переработки RON 95 (Euro-5) 645 23.6 2 305 71.1 2 735 83.2 нефти, снизив выход топочОЧИМ 95 (Евро-5) ного мазута. Инвестиции Total / Всего 2 853 100 3 244 100 3 288 100 в объект составят около $80 Notes: млн. С его пуском уменьшится RON – Rated Octane Number доля прямогонного мазута в ОЧИМ – октановое число по исследовательскому методу. товарном мазуте и увеличитSource: Mozyr Oil Refinery Источник: ОАО»Мозырский НПЗ» ся количество прямогонного гудрона, не перерабатываемоplants. Production of commercial fuel oil in 2012 will го на установках вторичной переработки. Производство товарного мазута в 2012 году уменьшится и составит 3 млн drop down to 3,418,000 tons (3,655,000 tons in 2011). The plans for 2013–2014 foresee commissioning 418 тыс. т (в 2011 году – 3 млн 655 тыс. т). of a complex for the production of high octane gasoline В планах на 2013–2014 годы – ввод в эксплуатацию components (Axens technology). This will include: комплекса производства высокооктановых компонентов – Methyl tertiary butyl ether (MTBE) production бензина (технология Axens). В него войдут: plant with a capacity of 60,000 tons per year; – установка производства метилтретбутилового эфира – Tertamylmethyl ether plant (TAME) with a capac- (МТБЭ) мощностью 60 тыс. т в год; ity of 260,000 tons per year; – установка производства третамилметилового эфира – Dimersol-G production plant with a capacity of (ТАМЭ) мощностью 260 тыс. т в год; 146,000 tons per year. – установки производства Димерсол-G мощностью The projected cost of the complex is $125.6 mil- 146 тыс. т в год. lion. Проектная стоимость комплекса составляет $125,6 “The commissioning of the MTBE, Dimersol-G and млн. TAME plants will increase the number of high-octane «Ввод в эксплуатацию установок МТБЭ, Димерсол-G и gasoline components,” Alexander Shoretz, Chief Process ТАМЭ увеличит количество компонентов бензина с высоEngineer, Mozyr Refinery, told OGE. “This would phase ким октановым числом, – сообщил НГЕ главный технолог out the production of gasoline RON 80, whereas the ОАО «Мозырский НПЗ» Александр Шорец. – Это позволит share of the Euro5-compliant RON-95 should increase отказаться от производства бензина ОЧИМ 80, в то время to 83.2 percent.” как доля АИ-95 по стандарту Евро-5 возрастет до 83,2%». Plans are underway to build a black oil hydrocrackК 2015 году планируется построить комплекс гидроing complex by 2015 to include the following: крекинга тяжелых нефтяных остатков. В его состав войдут: – Axens-designed combined hydrocracking plant – комбинированная установка гидрокрекинга по техwith a capacity of 3 million tons per year; нологии Axens мощностью 3 млн т в год; – Hydrogen generation plant built on the Foster – установка производства водорода по технологии Wheeler technology; Foster Wheeler; – Sulfur production plant (developed by Siirtec Nigi – установка производства серы (технология компании S.p.A., Italy). Siirtec Nigi S. p. A., Италия). Investment into this ambitious project should Инвестиции в этот масштабный проект превысят $890 exceed $890 million. млн. The commissioning of the black oil hydrocracking Ввод комплекса гидрокрекинга тяжелых нефтяных complex should deepen the oil processing, while reduc- остатков позволит увеличить глубину переработки нефти, ing the production of commercial fuel oil three times. At снизить производство товарного мазута в три раза. При the same time, its entire stock will be manufactured to этом весь его объем будет производиться по европейскому ISO 8217. The volume of gasoline production will rise by стандарту ISO 8217. Объем производства бензинов увели200,000 tons per year, and Euro5-compliant diesel share чится на 200 тыс. т в год, дизельного топлива стандарта will increase by 825,000 tons per year. The sulfur content Евро-5 – на 825 тыс. т в год. Содержание серы в товарном of commercial fuel oil will fall to 1 percent by weight. мазуте снизится до 1% масс. The complexity factor of Mozyr Oil Refinery (Nelson В 2015 году коэффициент сложности ОАО «Мозырский index) will have reached 11.8 by 2015, aligning the com- НПЗ» (индекс Нельсона) достигнет 11,8, что соответствует pany with the Europe’s best factories. уровню лучших заводов Европы.

● Table 2. ● Табл. 2.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

STANDARDIZATION

Standards Developed by the “Standards TC 58” Find a Practical Application

Стандарты, разработанные ТК по стандартизации № 58, находят практическое применение Beksultan Zhaliev

n 2011 Kazakhstan celebrated the 20th anniversary of its independence. In country’s economic independence, due recognition must be given to regulatory independence – forming the own regulatory system for products, services and processes used domestically. As a key segment of the economy, oil and gas industry be among first to enlist protection from using the equipment that fails the safety requirements, because, as known, protection of life and health of citizens is one of the main purposes of standardization. This means that establishment, jointly with other stakeholders, of a common mechanism for regulation of technical characteristics of products, processes and services in oil and gas industry – is a strategic task, not just a current problem.

TC 58 – Its Creation, Mission, and Team Technical Standardization Committee 58 “Oil, Gas and Their By-products, Materials, Equipment and Facilities for Petroleum, Petrochemical and Gas Industry” (hereafter – TC 58) was established as a successor of Central Dispatching Board of Oil and Gas Industry (now Information and Analytical Oil and Gas Center) by Decree No. 10 of Technical Regulation and Metrology Committee of Kazakhstan’s Ministry of Industry and Trade of 9 September 2006. The

Бексултан Жалиев

2011 году Республика Казахстан отметила 20-летие своей независимости. Говоря об экономической независимости, особо следует отметить нормативную независимость – формирование собственной системы нормирования продукции, услуг и процессов, используемых на внутреннем рынке страны. Нефтегазовая отрасль, являющаяся ключевым сегментом экономики, прежде всего должна быть защищена от применения не отвечающего требованиям безопасности оборудования, поскольку защита жизни и здоровья граждан – одна из основных целей нормирования со стороны государства. В свете вышеуказанных аспектов создание единого механизма нормирования технических характеристик продукции, процессов и услуг в нефтегазовой отрасли с привлечением всех заинтересованных сторон – задача не просто актуальная, но системообразующая.

ТК 58 – создание, миссия, участники Технический комитет по стандартизации № 58 «Нефть, газ, продукты их переработки, материалы, оборудование и сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности» (далее – ТК 58) создан на базе АО «Главное диспетчерское управление нефтяной и газовой промышленности» (ныне АО «Информационно-аналитический центр нефти и газа») приказом № 10 Комитета по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и торговли Республики Казахстан от 9 сентября 2006 года, и является консультативно-совещательным органом, созданным в нефтегазовой отрасли для выполнения работ в сфере технического регулирования. На сегодняшний день в ТК 58 входит более 35 постоянных членов, включая государственные органы – Министерство нефти и газа Республики Казахстан, Министерство по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, Министерство охраны окружающей среды Республики Казахстан, Комитет Zhaliev Beksultan Ayganiuly, president of Information and Analytical Oil and Gas Center, head of the Technical Standardization Committee 58 “Oil, Gas and Their By-products, Materials, Equipment and Facilities for Petroleum, Petrochemical and Gas Industry”. Жалиев Бексултан Айганиулы – президент АО «Информационно-аналитический центр нефти и газа», председатель Технического комитета по стандартизации № 58 «Нефть, газ, продукты их переработки, материалы, оборудование и сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности».

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

Committee is an advisory body established in the oil and gas industry for work on technical regulation. To date, the TC 58 includes more than 35 permanent members, including government agencies – the Ministry of Oil and gas of the Republic of Kazakhstan, Ministry of Emergency Situations of the Republic of Kazakhstan, Ministry of Environment of the Republic of Kazakhstan, Geology and Mineral Resources Committee of the Ministry of Industry and New Technologies of the Republic of Kazakhstan; equipment producers, compliance verification bodies, testing labs, subsoil users – NK KazMunayGas and its relevant subsidiaries, CNPC-Aktobemunaygaz, North Caspian Operating Company, etc.

The key aspects of the TC 58 operation: – development and assessment of standards (international, interstate, state, organizational); – development and assessment of technical regulations; – administration of regulatory repository for oil and gas and related industries; – administration of full-text electronic database of regulatory documents for oil and gas and related industries; – monthly publication of the Information index for oil and gas industry regulations; – formulation of proposals for the work plans and programs on state and interstate standardization; – monitoring of usage and implementation of the developed standards, etc. Today, TC 58 means daily work of the secretariat of 20 staff and 100 industry experts from the TC 58 member organizations – the work on the valuation of products, services and processes used in the petroleum and related industries (www.tk-58.kz). Each year, the TC 58 develops about 80 regulations and analyses more than 200 standards.

The Results Since 2006 documents the Committee developed more than 200 documents. TC 58 also took part in vot-

СТАНДАРТИЗАЦИЯ геологии и недропользования Министерства индустрии и новых технологий Республики Казахстан; производителей оборудования, органы по подтверждению соответствия, испытательные лаборатории, недропользователей – АО «НК „КазМунайГаз“» и его дочерние предприятия по профилю, АО «CNPC-Актобемунайгаз», North Caspian Operating Company и др.

Основные направления работы ТК 58: – разработка и экспертиза стандартов (международных, межгосударственных, государственных, стандартов организации); – разработка и экспертиза технических регламентов; – ведение фонда нормативных документов нефтегазовой и смежных с ней отраслей; – ведение электронной полнотекстовой базы нормативных документов нефтегазовой и смежных с ней отраслей; – ежемесячный выпуск Информационного указателя нормативов нефтегазовой отрасли; – подготовка предложений в Планы и программы работ по государственной и межгосударственной стандартизации; – мониторинг применения и внедрения разработанных стандартов и др. Сегодня деятельность ТК 58 – это ежедневная работа секретариата из 20 сотрудников и 100 экспертов отраслевых организаций-членов ТК 58 по нормированию продукции, услуг и процессов, применяемых в нефтегазовой и смежных с ней отраслей (www.tk-58.kz ). Ежегодно ТК 58 разрабатывается около 80 нормативных документов и проводится экспертиза более 200 нормативов.

Результаты работы С 2006 года количество документов, разработанных комитетом, превысил отметку в 200 единиц. Кроме того, ТК 58 проголосовал более чем по 100 проектам международных стандартов, разработанных в рамках его участия в международных технических комитетах ISO/TC 28, ISO/TC 67 и ISO/TC 193.

● The TC 58 operation. ● Работы в рамках ТК 58.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3 March 2012

STANDARDIZATION

● TC 58 collaboration with international standardization com-

mittees. ● Взаимодействие ТК 58 с международными комитетами

по стандартизации. ing on over 100 draft international standards developed with its help within the framework international technical committees ISO/TC 28, ISO/TC 67 and ISO/ TC 193. The total percentage of harmonization between national and international oil and gas standards exceeded 90 percent; the adopted standards are reviewed periodically and coordinated with newer versions of international standards. TC has created and updates annually the full-text electronic database of regulatory documents and relevant index of regulatory documents for oil and gas and related industries; Information on considered, under approval, discarded standards and other information on standardization in oil and gas industry are reflected in the monthly index of oil and gas industry regulations distributed to oil and gas organizations. It must be noted that practical implementation of the developed standards, takes place minimum six months after their official approval. This means that the findings of testing and implementation should be based on standards approved by no later than 2010. For example, in 2009 TC 58 has developed and approved the five state standards for trunk gas pipelines (ST RK 1913, RK 1914 ST, ST RK 1915, RK ST 1916, ST RK 1917).

Общий процент гармонизации государственных стандартов в нефтегазовой отрасли с международными стандартами превысил 90%, принятые стандарты периодически пересматриваются – приводятся в соответствие с более новыми версиями международных стандартов. Созданы и ежегодно обновляются электронная полнотекстовая база нормативных документов и соответствующий перечень нормативных документов нефтегазовой и смежных с ней отраслей. Информация о принимаемых, рассматриваемых, отменяемых стандартах и другие сведения о деятельности в области нормирования в нефтегазовой отрасли ежемесячно отражаются в информационном указателе нормативов нефтегазовой отрасли, который распространяется нефтегазовым организациям. Если говорить о практическом внедрении разработанных стандартов, то нельзя забывать о том, что государственные стандарты вводятся в действие не ранее чем через полгода после их утверждения. Поэтому в отношении апробации и внедрения выводы следует делать по стандартам, утвержденным не позднее 2010 года. Так, в 2009 году ТК 58 разработаны и утверждены пять государственных стандартов по магистральным газопроводам (СТ РК 1913, СТ РК 1914, СТ РК 1915, СТ РК 1916, СТ РК 1917). Упомянутые стандарты используются проектноисследовательской компанией ТОО «КАТЭК», апробироOil&GasEURASIA

№3 Март 2012

These standards are used by the R&D company KATEK, which evaluated them in drafting the following project documents: – the project “Construction of Bayserke – Almaty – Talgar Trunk Gas Pipeline” in Almaty region; – Feasibility Study “Relocation of GRS-2 Gas Distribution Plant of Almaty City”; – working project “Construction of Gas Supply Networks for the First Phase of Gate City”: the second launch complex – construction of a trunk gas pipeline branch to supply the first phase of Gate City; – the project “Construction of Almaty – Taldykorgan Trunk Gas Pipeline”; – the project “Development of Sarybulak Field with Construction of Trunk Gas Pipeline to the Border of the RK and PRC”. Given that gasification of Kazakhstan territory is one of the strategic objectives of the state, cost-efficiency from implementing these standards is extremely high. This is just one concrete example of the practical application of standards developed by TC 58. If all the interested organizations, from designers and manufacturers to the end-users of products, services and processes will realize the importance of their participation in this work, Kazakhstan will be able not only to protect its market from the “non-standard” products, but also to defend the country’s position on the priority areas before the foreign colleagues during joint work in subcommittees of the technical committees of International Standardization Organization.

СТАНДАРТИЗАЦИЯ вавшей их при составлении следующих проектных документов: – проекта «Строительство магистрального газопровода Алматы – Байсерке – Талгар» Алматинской области; – технико-экономического обоснования «Вынос мощностей ГРС-2 города Алматы»; – рабочего проекта «Строительство сетей газоснабжения по первому этапу Gate City»: второго пускового комплекса – строительства магистрального газопроводаотвода для газоснабжения первого этапа Gate City; – проекта «Строительство магистрального газопровода Алматы-Талдыкорган»; – проекта «Обустройство месторождения Сарыбулак со строительством магистрального газопровода до границы РК и КНР». Учитывая, что газификация территории Казахстана является одной из стратегических задач, экономическая эффективность от внедрения данных стандартов чрезвычайно высока. Это лишь один конкретный пример практического применения стандартов, разработанных ТК 58.И если все заинтересованные организации, от проектировщиков и производителей до конечных пользователей продукции, услуг и процессов, осознают важность собственного участия в данной работе, Казахстан сможет не только защитить свой рынок от «нестандартной» продукции, но и отстаивать свою позицию по приоритетным направлениям перед зарубежными коллегами в ходе работы подкомитетов технических комитетов Международных организаций по стандартизации.

г. Геленджик, Россия, 10-14 сентября 2012 г.

14-я международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов

Окончание приема тезисов докладов 20 МАЯ 2012 Г.

Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: geomodel@eage.org, website: www.eage.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OVERSEAS TRANSPORTATION

The Caspian Sea: Ports, Tankers and Shipments Каспий: порты, танкеры и перевозки Aider Kurtmulayev, Asia advertising and news agency

he Caspian Sea is gradually developing into a major area of through shipments of hydrocarbons, even while, purely in terms of its transportation volumes, it is a long shot from those of the Black Sea. There are several reasons why that is the case, the most significant among those being the fact that the coastal states in the region still remain locked within that inland water system, which has no direct outlet to the wider international hydrocarbons markets. And that is closely linked to the second reason, viz. the unresolved legal status of that sea/lake. Furthermore, from an environmental viewpoint, given considerable ecological vulnerability, that landlocked water body is highly allergic to any pipeline activity there. What is left then is the tanker fleet, which again does not solve the problem because the Caspian Sea is a shallow water body, a factor that limits the tankers’ deadweight capacity. Moreover, for tanker shipments to be successful, special port facilities will have to be built there. Plus, measures will have to be put in place to allow the existing and planned pipelines to provide access to the European and Asian markets. And, finally, the volume of traffic in hydrocarbons should be sufficiently high so as to cover the production and transportation costs. The Maritime Transport Development Program for 2006–2012 and other national transport development strategy documents adopted in the Republic of Kazakhstan provide for the following two methods of hydrocarbons export shipments by water: by tanker transport and by ferry-boats carrying rail tank cars. At this point in time, pipelines are considered for possible use only as a method of continued transportation of hydrocarbon materials beyond the Caspian Sea coast. Experts indicate several main directions of hydrocarbons transportation on the Caspian Sea. First, the Iranian direction provides a direct link to the Islamic Republic of Iran where an oil trunk pipeline is planned to be built connecting the port of Neka on the Caspian Sea and the port of Jask on coast of the Gulf of Oman. The annual volume of crude to be handled by that pipeline is expected to approximate 1 million barrels per day.

Айдер Куртмулаев, рекламно-информационное агентство «Азия»

аспийское море постепенно превращается в территорию транзитных перевозок углеводородов, хотя по объемам перевозок ему до Черного моря пока еще далеко. Это объясняется рядом причин, и, прежде всего тем, что приморские государства по-прежнему не выходят за пределы внутреннего водоема и не имеют выхода на мировые рынки углеводородов. И здесь просматривается тесная связь со второй причиной – нерешенным правовым статусом моря-озера. Кроме того, с точки зрения экологии, замкнутый водоем достаточно уязвим, поэтому трубопроводы ему «противопоказаны». Остается танкерный флот, но и он проблему не решит из-за мелководности Каспия, ограничивающей дедвейт. Также, для танкерных перевозок требуются специальные портовые сооружения, да и о действующих или проектируемых трубопроводах-«выходах» на европейские и азиатские рынки, следует позаботиться. Наконец, необходимо обеспечить объемы перевозок сырья, при которых будут окупаться затраты на добычу и транспортировку. «Программа развития морского транспорта на 2006– 2012 годы» и другие документы по транспортной стратегии страны, разработанные Республикой Казахстан, предполагают два вида экспортных поставок по водным маршрутам – танкерами и паромной переправой железнодорожных цистерн. Трубопроводы пока рассматриваются только с позиций продолжения транзита сырья за пределами Каспия. Эксперты выделяют несколько направлений перевозок углеводородов по Каспийскому морю. Первое направление – иранское – включает прямое сообщение с Исламской Республикой Иран (ИРИ), где предполагается строить магистральный нефтепровод из каспийского порта Нека в порт Джаск на побережье Оманского залива. Объем прокачиваемой нефти должен составить около 1 млн барр./сут. С Ираном уже есть паромное сообщение Актау – Баку – Ноушахр. Однако, говоря о транзите нефти и нефтепродуктов через ИРИ, нельзя забывать о том, что в стране достаточно развиты только автомобильный и трубопроводный транспорт, почти нет железных дорог, формирование танкерного флота на Каспии идет медленно. Кроме того, действует эмбарго ООН, распространяющееся также на бартерOil&GasEURASIA

№3 Март 2012

МОРСКАЯ ТРАНСПОРТИРОВКА

ные поставки между странами СНГ и Ираном. Второе направление – российское – предполагает прямое водное сообщение с портом Махачкала. Далее задействуются инфраструктура РЖД, трубопроводы до Черного моря либо транзит по Волго-Донскому каналу до Astrakhan’ Astrakhan Азовского моря. Есть также Астрах Астрахань «северный вариант»: по Волго-Балтийскому канаRUSSIA A RUSSIA O lya Olya РОССИЯ лу с выходом в Балтийское О Оля море. Однако российское речное направление харакKAZAKHSTAN KAZAKHSTAN теризуется ограниченКАЗАХСТАН ной навигацией в осеннеAktau зимний период. Актау Makhachk Makhachkala Третье, ЧерноморскоМахачка Махачкала Средиземноморское Kuryk Курык направление, предполагает смешанный транзит Актау – море – Баку – трубопровод – Батуми – море – Европа. Кроме Baki Баку того, в Баку можно диверAZERB AZERBAIJAN nbashi Turkmenbashi АЗЕРБАЙ АЗЕРБАЙДЖАН нбаши Туркменбаши сифицировать поставки, например, отправить нефть в Новороссийск или TURKMENISTAN по магистральному нефтеТУРКМЕНИСТАН проводу Баку – Тбилиси – Джейхан. Те же возможности транспортировки есть у Туркменистана, из порта Туркменбаши. Отметим, что танкер IRAN ka Neka дедвейтом 12-14 тыс. т, ИРАН ка Нека курсирующий по Каспию (между Актау и Баку), способен перевозить 1 млн т нефти в год. Сегодня по морю ходят, в основном, The Aktau – Baku – Nowshahr ferry service is already танкеры с дедвейтом 3-5 тыс. т. Порты Каспия мелководны – in operation between Kazakhstan and Iran. Speaking of the Актау (Казахстан), Нека (Иран), Туркменбаши (Туркменистан) through transportation of crude oil and petroleum prod- имеют глубину менее 10 м, Баку (Азербайджан) – 12 м. При ucts via that country, however, it should be remembered этом только танкеры-«пятитысячники» способны входить в that, while Iran has fairly well developed road transport упомянутые порты и проходить по Волго-Донскому и Волгоand pipeline transportation systems, that country has few Балтийскому каналам. Время пути от казахского Актау до railway lines, while the development of its tanker fleet on иранского Нека составляет семь дней, из Туркменбаши до the Caspian has proceeded at a very slow pace. Moreover, Нека – пять дней. the existing UN embargo also affects the barter-trade shipments between the CIS countries and Iran. Казахстан Second, the Russian direction involves direct sea shipАкционерное общество «Национальная морская ments to the port of Makhachkala (Russia). From then on, судоходная компания „Казмортрансфлот“» (АО «НМСК the products could be moved by the Russian Railways and „Казмортрансфлот“») было создано в 1998 году и объby pipeline to the Black Sea or carried in-transit via the единяет Kazmortransflot, Ltd., ТОО «Судоремонтный завод Volga-Don Ship Canal to the Sea of Azov. There is also the Мангистауской области», Kazmortransflot UK, Ltd., Altai Northern option via the Volga-Don Ship Canal to the Baltic Shipping, Ltd. и Alatau Shipping, Ltd. Предполагается, что в текуSea. However, the constraints of the Russian inland water- щем году общее количество принадлежащих компании судов ways direction include limited navigation opportunities составит: 20 танкеров, пять сухогрузов и 150 судов поддержки during the autumn and winter period. морских операций. And third, the Black Sea – Mediterranean direcТоннаж судов танкерного флота будет увеличиваться, tion provides for a mixed-type through transportation исходя оптимальных параметров – 60 тыс. т. Согласно требоНефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3 March 2012

OVERSEAS TRANSPORTATION along the Aktau – Caspian – Baku – pipeline – Batumi – Black Sea – Europe route. Moreover, the use of the Baku option makes it possible to diversify the shipment modes with, for instance, the possibility of shipping crude oil to Novorossiysk or via the Baku – Tbilisi – Ceyhan oil trunk pipeline. Turkmenistan has similar transportation opportunities from Port Turmenbashi. Just as a reminder, a single tanker with a 12,00014,000-ton deadweight capacity operating on the Caspian (between the ports of Aktau and Baku) is capable of moving an annual total of 1 million tons of crude. At the present time, crude oil shipments are mostly delivered by tankers having a deadweight capacity of 3,000-5,000 tons. The sea ports on the Caspian are mostly shallow-water ports, with the ports of Aktau (Kazakhstan), Neka (Iran) and Turmenbashi (Turkmenistan) each having a depth of less than 10 meters and the port of Baku (Azerbaijan) having a depth of 12 meters. Again, only 5,000-ton deadweightcapacity tankers are capable of entering the abovementioned ports and passing through the Volga-Don Ship Canal and the Volga-Baltic Ship Canal systems. The traveling time from Port Aktau in Kazakhstan to Port Neka in Iran is seven days, while the travel from Port Turmenbashi to Port Neka takes five days.

Kazakhstan The Joint Stock Company Kazmortransflot National Maritime Shipping Company (Kazmortransflot) was established in 1998 and is made up of the following subsidiary companies Kazmortransflot, Ltd., Mangistau Region Ship Repair Yard, Kazmortransflot UK, Ltd., Altai Shipping, Ltd. and Alatau Shipping, Ltd. It is expected that, by the end of this year, the fleet of ships owned by the company will include 20 tankers, five dry-cargo carriers and 150 support vessels. The tanker fleet tonnage is to be increased based on the optimal parameters of the 60,000-ton deadweight capacity vessels. In accordance with the environmental protection requirements, the tankers will be built having a double hull. They will each have several chambers designed to move different types of hydrocarbon cargos. Given that such vessels are quite difficult to deliver to the Caspian Sea after construction, it is quite possible that a special shipyard will be built in the near-shore area to address that problem. Another possible direction could be the development of port infrastructure facilities and construction of a deep-water port. The government has decided that such a port could be developed at Kuryk in Mangistau Region, complete with a crude-oil loading terminal with an annual cargo turnover of 20 million tons, a shipyard, a machinebuilding industrial estate, a shipping operations support base and a rescue-and-salvage operations center. The country’s second biggest port of Aktau lies in the Eastern part of the Caspian Sea and is designed to handle international dry-cargo traffic and to ship crude oil and petroleum products. In 1999, the port underwent a major refurbishment and today it can handle loading and transshipment operations to a total volume of 1.5 million tons per year and crude oil transfer operations to a total volume of 8 million tons per year. The private-owned Mobilex Energy, Ltd. tanker shipping company controls one of the terminals at Port Aktau and operates several tankers.

● “Oral” tanker was built for Kazmorflot in Russia, at the Krasnoye

Sormovo shipyard (Nizhny Novgorod). ● Танкер «Орал» был построен в России на верфи «Красное

Сормово» (г. Нижний Новгород) для «Казмортрансфлота». ваниям по охране окружающей среды, танкеры будут строиться с двойным корпусом. Также, на них установят несколько камер для перевозки различных углеводородных грузов. Такие суда трудно доставить на Каспий, поэтому, возможно, будет построена верфь в прибрежной зоне. Другим направлением должно стать развитие портовой инфраструктуры и строительство глубоководного порта. По мнению руководства страны, таким портом должен стать Курык в Мангыстауской области, с нефтеналивным терминалом грузооборотом 20 млн т в год, судоверфью, машиностроительным технопарком, базой по поддержке морских операций и центром спасательных работ. Второй главный порт страны, Актау, расположен в Восточной части Каспия и предназначен для международных перевозок различных сухих грузов, сырой нефти и нефтепродуктов. В 1999 году он был реконструирован и сегодня способен проводить погрузочно-перегрузочные работы в объеме 1,5 млн т в год и переваливать нефть в объеме 8 млн т в год. Существует и частная компания по танкерным перевозкам Mobilex Energy Ltd. Она контролирует один из терминалов в порту Актау и владеет несколькими танкерами.

Туркменистан В дополнение к старым судам и танкеру (5 тыс. т), построенным в Турции, для Туркменистана в России были построены два 2 танкера типа «река-море» дедвейтом 7 тыс. т для перевозки шести видов нефтепродуктов. В настоящее время строятся еще нескольких танкеров. В порту Туркменбаши действуют паромный причал, с которого в Махачкалу (РФ) отправляют сжиженный газ, причал по перевалке сухих грузов и нефтеналивной причал по перевалке нефти в объеме около 12 млн т в год. Кроме того, в стране действует несколько портовых нефтеналивных пунктов, расположенных, в основном, недалеко от действующих углеводородных месторождений.

Россия На Каспии активно работают российские частные компании, в том числе инвестиционная группа «Сафинат», судоходная компания Palmali Shipping и «Волготанкер». В перспектиOil&GasEURASIA

№3 Март 2012

Turkmenistan In addition to its older vessels and a Turkish-built 5,000-ton deadweight-capacity tanker, Turkmenistan has ordered two Russian-built river-sea-type 7000-ton deadweight-capacity tankers to move six types of petroleum products. Several more tankers are under construction. Port Turmenbashi operates a ferry landing stage handling liquefied gas shipments to Makhachkala (Russia), a dry-cargo transshipment terminal and a crude oil transfer terminal with a capacity of some 12 million tons per year. In addition to that, the country has several waterfront crude oil loading stations located mostly close to the operating hydrocarbons fields.

Russia Several private-owned Russian shipping companies play an active role on the Caspian Sea, including Safinat Investment Group, Palmali Shipping Company and Volgotanker. Moscow River Shipping Company is another operator expected to join them in the future. Safinat Investment Group owns six tankers and a liquefied-gas carrier. It also owns a liquefied-gas processing terminal at the port of Temryuk. Palmali Shipping Company owns 25 tankers of varying cargo carrying capacity which are actively used by LUKOIL for various types of shipping operation. Today Volgotanker is the biggest Caspian single owner of the 5,000-ton deadweight-capacity river-seatype tankers. The company’s fleet includes more than 300 crude oil carrying vessels. Volgotanker moves crude and petroleum products from the ports in Turkmenistan and Kazakhstan to Port Makhachkala. The principal Russian ports on the Caspian are the ports of Astrakhan, Makhachkala and Olya. The port of Makhachkala is the biggest crude-oil transfer port. It has its own tanker basin capable of harboring tankers having 10,000-ton deadweight capacity, with draft of up to 10 meters. The port is home to an oil delivery terminal connected to the Novorossiysk oil trunk pipeline. The year-long ice-free port of Makhachkala is expected to be used for commercial-scale crude oil transportation to the Iranian port of Neka. The combined capacity of the two crudeloading jetties stands at 7 million tons per year. Ferry-boats have been used to move liquefied gas between the ports of Makhachkala and Turmenbashi since 2006. The gas is shipped in rail tank cars.

Azerbaijan Azerbaijan has the biggest sea port and the largest tanker fleet on the Caspian. In addition, it has seven ferry-boats each capable of moving 28 rail tank cars at a time. Until very recently, Azerbaijan’s Kaspar state-owned Caspian Shipping Company had remained a virtual monopolist operating crude oil shipments on the Caspian Sea. Kaspar owns some fifty tankers with deadweight capacities ranging between 6,000 tons and 13,000 tons. Its tanker fleet is renovated on a regular basis. The government recently made public its plans to have a ship-building yard constructed to manufacture the Caspian Max type tankers with the cargo carrying capacity of 60,000-70,000 tons to move crude from Tengiz and Kashagan fields (in Kazakhstan), with subsequent shipment via the Baku – Tbilisi – Ceyhan pipeline. The tankers are expected to ply the routes of Aktau (Kuryk) – Baku and Aktau (Kuryk) – Turmenbashi – Makhachkala. Azerbaijan Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

МОРСКАЯ ТРАНСПОРТИРОВКА ве к ним присоединится и «Московское речное пароходство» (МРП). Группа «Сафинат» располагает шестью танкерами и газовозом. Ей также принадлежит терминал по переработке сжиженного газа в порту Темрюк. Судоходная компания Palmali Shipping владеет 25 танкерами различной грузоподъемности, которые активно используются «ЛУКОЙЛом» для различных перевозок. «Волготанкер» сегодня является крупнейшим на Каспии владельцем танкеров класса «река-море» водоизмещением 5 тыс. т. Флот компании включает более 300 нефтеналивных судов. «Волготанкер» перевозит нефть и нефтепродукты из портов Туркменистана и Казахстана в Махачкалу. Основными российскими портами на Каспии являются Астрахань, Махачкала и Оля. Главный порт по перевалке нефти – махачкалинский. Он имеет собственную нефтяную гавань, куда могут заходить танкеры дедвейтом 10 тыс. т и осадкой до 10 м. На территории порта расположена нефтебаза, соединенная с Новороссийском магистральным нефтепроводом. Через незамерзающий махачкалинский порт планируется осуществлять промышленную транспортировку нефти в иранский порт Нека. Мощность двух нефтепирсов составляет 7 млн т нефти в год. С 2006 года для перевозки сжиженного газа между Махачкалой и Туркменбаши используются паромы. Газ перевозится в железнодорожных цистернах.

Азербайджан Азербайджан располагает крупнейшим морским портом на Каспии и самым большим танкерным флотом. Кроме того на его балансе числится семь паромов, способных принять на борт 28 цистерн. Азербайджанское государственное Каспийское морское пароходство «Каспар» до недавнего времени оставалось практически монополистом по перевозке нефтеналивных грузов на Каспийском море. «Каспар» располагает полусотней танкеров дедвейтом от 6 до 13 тыс. т, его флот постоянно обновляется. Недавно руководство страны заявило о планах по строительству судостроительного завода по выпуску танкеров типа Caspian Max грузоподъемностью 60-70 тыс. т для доставки нефти с Тенгиза и Кашагана (Казахстан), с последующей загрузкой в трубопровод Баку – Тбилиси – Джейхан. Танкеры будут курсировать по маршрутам Актау (Курык) – Баку, Актау (Курык) – Туркменбаши – Махачкала. Кроме того, предполагается увеличить флот танкеров на Черном море для собственных нужд. Что касается инфраструктуры порта Баку, она включает терминал Дюбенды проектной мощностью 12 млн т и терминал Сангачал – 34 млн т (обслуживает трубопровод БТД). Оба терминала пока загружены лишь частично.

Иран Основные месторождения углеводородов Ирана находятся либо на границе с Ираком, либо в Персидском заливе, поэтому для снабжения северных провинций страна старает-

● “Atyrau” tanker was built in Russia for Kazmortransflot (Kazakhstan). ● Танкер «Атырау» строился в России для «Казмортрансфлота»

(Республика Казахстан).

#3 March 2012

OVERSEAS TRANSPORTATION has further plans to build up its tanker fleet on the Black Sea to serve its own development needs. As far as the Baku Port’s infrastructure is concerned, it includes the terminal at Dyubendy with a design capacity of 12 million tons per year and the terminal at Sangachal of 34 million tons per year (to serve the Baku – Tbilisi – Ceyhan pipeline). At the moment, both terminals operate at less than their full capacity.

Iran Iran’s principal hydrocarbons deposits lie near its border with Iraq or in the Gulf area. As a result, to supply the needs of its northern provinces, Iran prefers to use oil deliveries from Azerbaijan, Kazakhstan and Turkmenistan, using the Gulf area deliveries for location exchange with the crude oil volumes received in the north. Nearly 1million barrels of crude is lifted from the south to the north of the country annually. Iran did not join the competition for crude oil shipments on the Caspian until 2003 when it launched its first tanker. To address the shallow water problem, a deep-water offshore mooring projecting several kilometers into the sea was built at the port of Neka with an oil pipeline running to the shore.

Conclusion Using the region’s current annual hydrocarbons production figures as a departure point and making a longerterm forecast, a conclusion can be made which suggests that there is little point in either increasing the crude-oil tanker traffic or, consequently, expanding the existing tanker fleet. Last year, for instance, Azerbaijan produced 46 million tons of crude oil and 16.5 billion cubic meters of natural gas. The actual drop in production as against the previous year was 10 percent and 6 percent respectively. The expected new developments there include no more than geological explorations as part of the second phase of Shah-Deniz field development program and exploration of mineral deposits at Apsheron, Umid, Shafag and Asiman. In Kazakhstan, production volumes reached 80 million tons of oil and 39 billion cubic meters of natural gas, an improvement on the 2010 figures. Kashagan has reported high proven reserves’ figures (1.5 billion tons of crude and 1 trillion cubic meters of natural gas according to North Caspian Operating Company B.V.). It now has 21 producing wells ready for production. Last year, Turkmenistan produced a total of 50 billion cubic meters of natural gas. The republic’s in-place reserves keep growing on the strength of its own forecasts only. At the moment, Turkmenistan forecasts its in-place reserves to reach 12,000 billion tons of crude and 6,500 trillion cubic meters of natural gas. Even though the Malaysian corporation Petronas has put into service a gas processing plant and a raw-materials handling terminal designed to receive and process 5 billion cubic meters of natural gas, with possible expansion up to 10 billion cubic meters, it may take them a few years to get there. In the meantime, Iran has announced the discovery of a major gas field in southern Caspian with estimated in-place reserves of 1,5 trillion cubic meters of natural gas. Thus adding a further territorial dispute and conflict of interests.

● Tanker “Shusha” was built in Russia for Caspian Shipping Company. ● Танкер «Shusha» построен в России для Каспийского пароходства

(Республика Азербайджан).

ся использовать поставки нефти из Азербайджана, Казахстана и Туркмении, возвращая полученные объемы в Персидском заливе. Ежедневно с юга на север перекачивается 1 млн барр. нефти. В конкурентную борьбу по нефтеперевозкам на Каспии Иран вступил в 2003 году, спустив на воду первый танкер. Для решения проблемы мелководья был построен выносной глубоководный терминал длиной в несколько километров в порту Нека с нефтепроводом до берега.

Заключение Если подсчитать текущую годовую добычу углеводородов в регионе и сделать прогноз на перспективу, можно сделать вывод, что в наращивании танкерных перевозок и, соответственно, расширении танкерного флота пока нет необходимости. Так, в прошлом году в Азербайджане добыли 46 млн т нефти и 16,5 млрд м³ природного газа. Фактическое падение добычи составило 10 и 6% соответственно, по сравнению с прошлым годом. В перспективе – только ГРР на второй стадии разработки Шах-Дениза, месторождений Апшерон, Умид, Шафаг и Асиман. В Казахстане добыча составила 80 млн т нефти и 39 млрд м3 газа, показатели увеличились по сравнению с 2010 годом. Есть хорошие новости с месторождения Кашаган (по данным пресс-службы «Норт Каспиан Оперейтинг Компани Б.В.» прогнозируемые запасы составляют 1,5 млрд т нефти и 1 трлн м³ газа). Там готова к эксплуатации 21 добывающая скважина. Туркменистан в прошлом году добывал всего около 50 млрд м³ газа в год. Запасы республикт пока прирастают только собственными прогнозами. На сегодняшний день доказанные запасы составляют 12 млрд т нефти и 6,5 трлн м³ газа. Хотя малазийская компания Petronas ввела в строй газоперерабатывающий завод и терминал по приему сырья, рассчитанный на приемку и переработку 5 млрд м³ природного газа с выходом на 10 млрд м³, процесс ожидания может продлиться несколько лет. Между тем, Иран объявил об открытии газового месторождения на южном Каспии, запасы которого оцениваются в 1,5 трлн м3. Еще один территориальный спор и конфликт интересов. Oil&GasEURASIA

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Russia’s Oil Companies Make Plans for the Future Российские нефтяные компании строят планы на будущее Galina Starinskaya

or Russia’s oil producers, the 2011 has been the “overseas year” – there, they are actively acquiring. Yet many industry players faced difficulties on the domestic market: some produced less oil, some failed to upgrade refineries in time, others did not get the tax incentives for field development, while the last spring’s “gasoline crisis” has drawn sharp criticism from government officials. This year, both problems and priorities will largely remain the same.

Rosneft Pumps into Refining Rosneft got tops on all major directions: production, processing, sales – notes the company’s head Edward Khudainatov on the 2011 results. Hydrocarbon production edged up 2.6 percent to 2,586,000 BOE/day. In the Q4 2011 the company produced the record 2,622,000 BOE/day; by nine months’ results Rosneft has overtaken ExxonMobil as the world’s leading oil producer. Oil and gas condensate production for the year grew to 122.5 million tons (+2.5 percent on 2010), natural gas production – to 12.8 billion cubic meters (+3.6 percent). Last May the state-owned producer acquired stakes in four German refineries of Ruhr Oel GmbH, boosting its refining 15.6 percent to 55.4 million tons Interestingly, BP did join the Rosneft in this project, though the companies failed to smith a strategic alliance for entering the Arctic shelf. In that, the company replaced the Brits by ExxonMobil. The company also planned to buy a network of filling stations in Europe for selling the products of German refineries. Still, this year Rosneft should brace up for significant spending in Russia. The state has set a challenge for the oil companies – a phased (by 2015) switching of all refineries to light oil products. The 2011 turned out to be a crisis year for the Russian oil industry – the companies failed to comply with a new drafted by the state white-paper on winding down production and circulation of Euro-2 fuel – this, in turn, led to last spring’s shortage of gasoline on the domestic market. This problem is most challenging for Rosneft – the company owns seven refineries in Russia, and all require major upgrading. For this Rosneft has already set aside about one-third of its record investment program of $15.5 billion. This significant boost of spending figures did not please the investors – within a week (from 3 to 10 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Галина Старинская

2011

год для российских нефтяников оказался удачным за рубежом – они активно приобретали там предприятия. Однако на внутреннем рынке многим пришлось трудно: у некоторых упала добыча нефти, кто-то вовремя не модернизировал нефтеперерабатывающие заводы, не все от государства получили налоговые льготы для разработки месторождений, а весенний «бензиновый кризис» вызвал резкую критику со стороны чиновников. В текущем году приоритеты и проблемы у нефтяников не изменятся.

«Роснефть» вольется в нефтепереработку «Роснефть» добилась высоких показателей по всем основным направлениям: добыче, переработке, реализации – так прокомментировал итоги 2011 года глава компании Эдуард Худайнатов. Добыча углеводородов компании увеличилась на 2,6%, до 2 млн 586 тыс. барр. н.э./сут. В четвертом квартала она составила рекордные 2 млн 622 тыс. барр. н.э./сут, а по результатам девяти месяцев «Роснефти» удалось стать мировым лидером по добыче нефти, обогнав американскую ExxonMobil. Добыча нефти и газового конденсата по итогам года выросла до 122,5 млн т (+2,5% по сравнению с 2010 годом), газа – 12,8 млрд м³ (+3,6%). В мае госкомпания купила доли в четырех немецких заводах компании Ruhr Oel GmbH, благодаря этому переработка нефти увеличилась на 15,6%, до 55,4 млн. т. Показательно, что партнером «Роснефти» в этом проекте стала ВР, с которой российской компании так и не удалось заключить стратегический альянс и выйти на шельф Арктики. Британцев заменила американская ExxonMobil. Для немецких НПЗ компания планировала купить и сеть АЗС в Европе. Впрочем, в этом году у «Роснефти» ожидаются значительные расходы в России. Постепенный – к 2015 году – переход всех нефтеперерабатывающих заводов на выпуск светлых нефтепродуктов – такую задачу государство поставило перед нефтяниками. 2011 год оказался кризисным для российской нефтепереработки – компании не смогли перейти на новый государственных техрегламент, предусматривающий отказ от производства и оборота топлива Евро-2, что привело к дефициту бензина на внутреннем рынке прошлой весной. Для «Роснефти» эта проблема наиболее актуальна – у компании семь заводов в России, и все требуют серьезной модернизации. Для этого «Роснефть»

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

CAPEX

#3 March 2012

● Tuapse refinery is the oldest Rosneft’s refinery (commissioned in

1929). ● Туапсинский НПЗ - наиболее старый НПЗ «Роснефти»: он был

введен в эксплуатацию в 1929 г.

ИСТОЧНИК: ДАННЫЕ КОМПАНИЙ SOURCE: COMPANIES’ DATA

February) the company’s shares fell 9 percent on MICEX RTS. Investment banks expect reduction of Rosneft’s cash flow, which means that shareholders should not rely on high dividends, they warn. In addition to upgrading its refineries, the company is yet to solve issues linked to the development of Yurubcheno-Tokhomskoye deposit (second-largest project of this producer in eastern Siberia, after the Vankor). Rosneft is waiting for tax incentives for field development and so far holds back the investment decision on the project, constantly postponing the launch date. This year the officials should finally resolve their polemic on whether or not Rosneft will be privatized. Igor Sechin, Deputy Prime Minister in charge of energy segment, believes that this issue should be put on hold. Sechin argues that the company is facing serious investments in Russia, which caps its investment appeal and the value of Rosneft shares. Ministry of Economic Development holds a different view, suggesting selling of state-owned stake right away.

выделит около трети средств из своей рекордной инвестпрограммы в $15,5 млрд. Существенный рост расходов в нефтепереработке инвесторов не обрадовал – за неделю (с 3 по 10 февраля) акции компании подешевели на 9% на ММВБ-РТС. Инвестбанки ожидают снижение денежного потока у «Роснефти», а значит, акционерам не стоит рассчитывать на высокие дивиденды, предупреждают они. Помимо реконструкции заводов, не решены вопросы освоения Юрубчено-Тохомского месторождения, которое для компании станет вторым крупным проектом в Восточной Сибири после Ванкора. «Роснефть» ждет налоговых льгот от государства для его разработки, поэтому инвестрешение пока не приняла, и срок ввода в эксплуатацию месторождения постоянно переносит. В этом году должен разрешиться спор чиновников о целесообразности приватизации «Роснефти». Вицепремьер Игорь Сечин, курирующий ТЭК, считает, что с этим вопросом следует повременить. Свою позицию Сечин мотивирует тем, что компании предстоят серьезные инвестиции в России, что снижает ее инвестпривлекательность и стоимость акций «Роснефти». В Минэкономразвития придерживаются иной точки зрения и предла● Hydrocarbons production by Russian companies in 2011. гают не откладывать продажу госпакета. ● Добыча углеводородов российскими нефтяными компаниями в 2011 году. Аналитик БКС Андрей Полищук считает, что приватизации «Роснефти» в этом и Oil, million tons / Gas, bcm / следующем году ждать не стоит. Ситуация сле Нефть, млн т Газ, млрд м3 на рынке для этого неблагоприятная, а Rosneft/«Роснефть» 122,5 12,8 акции компании стоят дешево (220 рублей акц LUKOIL/ЛУКОЙЛ 90,7 22 на ММВБ-РТС, по данным на 22.02.2012 ТНК-ВР 84,4 14,7 года). Для сравнения, в ходе IPO в 2006 год году бумаги компании продавались по 206 год 421,63 million barrels of o.e./млн барр. н.э. Gazprom neft/«Газпром нефть» рублей за штуку. «Насколько эффективна ру (57,3 million barrels of o.e./млн т н.э.) будет модернизация заводов, станет ясно буд Surgutneftegaz/«Сургутнефтегаз» 60,8 12,9 через два года. Только тогда рынок будет че

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Source: companies’ data Источник: данные компаний

● Russian oil companies’ financial highlights for 2011. ● Основные финансовые показатели российских нефтяных компаний по итогам 2011 года.

Rosneft «Роснефть»

LUKOIL ЛУКОЙЛ

TNK-BP Int

Gazprom neft «Газпром нефть»

Net income Чистая прибыль

12,5

9,8

8,9

5,3

Revenues Выручка

133,6

60,2

Net debt Чистый долг

15,9

6,3

Free cash flow Свободный денежный поток

2,5

7,2

Investment expenditures Капитальные затраты

13,2

8,5

Rosneft’s privatization isn’t on the cards for this or the next year, holds Andrei Polischuk, analyst at BKS. The market is unfavorable and the company’s shares are cheap (220 rubles on the MICEX, RTS, as of 22 February 2012). For comparison, during Rosneft’s IPO in 2006 the shares sold for 206 rubles apiece. “In two years it will be clear, just how effective the refineries’ modernization is. Only then the market will value the company for buying the stake in Rosneft, argues the analyst.

LUKOIL Digs Into Iraq For LUKOIL, 2011 was the worst of the past five years. Almost all of company’s key performance indicators declined. LUKOIL produced 112.7 million TOE, 4.6 million TOE less than in 2010. Oil production fell 5.5 percent to 90.7 million tons, including 84.7 million tons of Russia-produced oil, though natural gas production grew 3.2 percent to 22 billion cubic meters. Decline of company’s Russia-based production is due to depleting Western Siberia fields and the geological error on one of LUKOIL’s deposits in the Timan-Pechora province (LUKOIL ended up with lesser than expected prospective resources). At the same time, by 2017 LUKOIL production level will grow to 101.5-102 million tons per year, up 13 percent, says head of the company Vagit Alekperov. This year LUKOIL is planning to invest a massive $13.9 billion (over 70 percent – in E&P projects), while investment total for the next 10 years is set at mind-blowing $155 billion. Much of this record for LUKOIL investment will be injected into West Qurna-2, the company’s project in Iraq, as well as into development of field im. Filanovskogo (Caspian Sea), Pyakyahinskogo field (Western Siberia) and the Kandym group (Uzbekistan). In 2009 LUKOIL and Statoil consortium placed the winning bid for West Qurna-2 development tender: $1.15 payment per each barrel produced over the 1.8 million barrels per day ceiling. The Russian company owns 56.25 percent stake in the consortium, Statoil – 18.75 percent; the remaining 25 percent is owned by North Oil Company, Iraqi state-owned producer. First oil production on the project is expected in 2013, the target production level of over 1.8 million barrels per day planned for 2017. Recently LUKOIL got a notification from the Norwegian partners Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

оценивать компанию в целях покупки долей в „Роснефти“», – утверждает аналитик.

«Л «ЛУКОЙЛ» углубляется в И Ирак

2011 год стал для «ЛУКОЙЛа» худшим за послед«Л ние пять лет. Почти все основни ные производственные показаны 6,7 5,7 тели компании снизились. Так, тел объем добычи углеводородов об составил 112,7 млн т условного со 6,2 2 топлива, что на 4,6 млн меньше, то чем в 2010 году. Добыча нефти че упала на 5,5%, до 90,7 млн т, из уп которых 84,7 млн т приходится ко 4,7 5,5 на российскую нефть. Но производство газа увеличилось на из 3,2% и составило 22 млрд м³. 3,2 Снижение добычи в России связано с истощением запасов на месторождениях Западной Сибири, а также с геологической ошибкой на одном из месторождений компании в Тимано-Печоре (перспективных запасов оказалось меньше, чем ожидала компания). Впрочем, глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов рассчитывает, что к 2017 году нефтедобыча вырастет на 13%, до 101,5-102 млн т. В этом году «ЛУКОЙЛ» также намерен освоить колоссальную инвестпрограмму – $13,9 млрд (из них более 70% придется на разведку и добычу), а в течение ближайших 10 лет –инвестировать рекордные $155 млрд л. Значительная часть этой рекордной для «ЛУКОЙЛа» суммы будет направлена на проект компании в Ираке – «Западная Курна-2», а также в разработку месторождения им. Филановского на Каспии, Пякяхинского месторождения в Западной Сибири и Кандымской группы месторождений в Узбекистане. Консорциум «ЛУКОЙЛа» и Statoil выиграл тендер на право освоения месторождения «Западная Курна-2» в 2009 году, представив наилучшие тендерные предложения: вознаграждение $1,15 за каждый баррель нефти, добытый сверх установленного уровня, при уровне добычи 1,8 млн барр./сут. Доля российской компании составила 56,25%, Statoil – 18,75%, еще 25% принадлежит иракской госкомпании North Oil Company. Начало добычи нефти на проекте ожидается в 2013 году, достижение целевого уровня добычи в объеме более 1,8 млн барр./сут запланировано на 2017 год. Недавно «ЛУКОЙЛ» получил от своих норвежских партнеров уведомление о возможном выходе из иракского проекта. Сделку уже одобрило правительство Ирака. Увеличение «ЛУКОЙЛом» доли в «Западной Курне-2» аналитики «Уралсиб Кэпитал» оценивают негативно. По их мнению, дополнительные 18,75% в проекте приведут к росту капзатрат по меньшей мере на $1 млрд в 2012–2013 годах и на $5 млрд в 2012–2017 годах. В настоящее время эксперты прогнозируют, что капзатраты «ЛУКОЙЛа» на 2012–2015 годы составят $12–14 млрд в год. «Выход Statoil из проекта может указывать на весьма значительные риски проекта. Учитывая потенциальное увеличение рисков, то есть рост капзатрат на $5 млрд при незначительном увеличении прибыли, сама по себе покупка дополнительной доли в проекте негативно скажется на оценке „ЛУКОЙЛа“. Мы надеемся, что „ЛУКОЙЛу“ удастся найти нового партне-

44,2

#3 March 2012

CAPEX PHOTO: SURGUTNEFTEGAZ / ФОТО: СУРГУТНЕФТЕГАЗ

ра взамен Statoil без увеличения доли в проекте», – отмечают эксперты.

ТНК-ВР перехватила международные проекты

● Last year was the most successful for Surgutneftegaz over the

past 5 years. ● Прошлый год оказался самым удачным для

«Сургутнефтегаза» за последние 5 лет. about possible withdrawal from this Iraq-based project. The deal has already been approved by Iraq Government. Analysts of Uralsib Capital negatively evaluate the possible growth of LUKOIL stake in the West Qurna-2 project. The additional 18.75 percent stake will mean growing capital investments (by at least $1 billion in 2012–2013 and $5 billion over 2012–2017), say the experts. Analysts forecast 2012–2015 LUKOIL capital investments at $12-14 bn per year. “Statoil’s pullout could mean significant risks of the project. Given the potential risk growth, that is, $5 billion increase of capital costs on the background of only a slight gain in profits, stake acquisition per se will have a negative impact on LUKOIL evaluation. We hope that LUKOIL will be able to find a new partner instead of Statoil without increasing the stake in the project,” note the experts.

TNK-BP Taps Into International Projects TNK-BP, marred in 2011 by yet other conflict of majority stakeholders (BP and the AAR consortium), is actively acquiring foreign assets. The issue of access to foreign markets (TNK-BP operated only in Ukraine) was behind the corporate “stakeholders’ war” in 2008. Now the company has projects in three new countries. In Vietnam it owns 35 percent of natural gas and gas condensate producer operating on the block 06.01 and 32.67 percent of Nam Con Son pipeline and terminal, as well as 33.3 percent of the Phu My 3 power plant. In June last year TNK-BP has closed the deal on acquiring BP’s assets in Venezuela, becoming the owner of interests in three joint companies with PDVSA – PetroMonagas (16.67 percent), PetroPerija (40 percent) and Boqueron (26.7 percent). In Brazil the company acquired 45 percent in oil and gas project in the Solimões region from HRT O&G company, majority owner and operator. The project includes 21 geologic blocks. First production on the fields is scheduled for this year. The company estimates that by 2020 the projects will account for some 10 percent of its upstream. Other large Russian oil producers also plan to expand its presence

ТНК-ВР, которая в 2011 году отметилась очередным конфликтом мажоритарных собственников компании – британской ВР и консорциума AAR, активно приобретает зарубежные активы. Вопрос выхода на зарубежные рынки (ТНК-ВР работала только на Украине) стал причиной корпоративной «войны акционеров» в 2008 году. Теперь компания владеет проектами в трех новых странах. Во Вьетнаме ей принадлежит 35% предприятия по добыче газа и газового конденсата на блоке 06.1, 32,67% трубопровода и терминала Nam Con Son, а также 33,3% электростанции Phu My 3. В июне прошлого года ТНК-ВР закрыла сделку по приобретению активов ВР в Венесуэле и стала владельцем долей участия в трех совместных с PDVSA предприятиях – PetroMonagas (16,67%), PetroPerija (40%) и Boqueron (26,7%). В Бразилии компания купила 45% в нефтегазовом проекте в регионе Солимойнс у местной компании HRT O&G (мажоритарный владелец и оператор). Проект включает 21 геологоразведочный участок. Начало добычи на месторождениях запланировано в текущем году. Компания рассчитывает, что эти проекты принесут ей к 2020 году около 10% добычи углеводородов. В планах других российских ВИНК – также расширить свое присутствие на зарубежных рынках. Столько же планирует добывать «Газпром нефть», а «ЛУКОЙЛ» доведет свою долю до 30%.

«Сургутнефтегаз» восстанавливает производство «Сургутнефтегаз» – четвертая по величине, а также самая «закрытая» российская нефтяная компания. Она не публикует финансовой отчетности по международным стандартам, не раскрывает структуру собственников, работает только в России, а на своих счетах накопила средств на сумму около $28 млрд. Прошлый год для компании оказался самым удачным за последние пять лет – ей удалось остановить падение добычи нефти. Объем добычи нефти составил 60,8 млн т, что на 2,1% больше показателей 2010 года. Прирост обеспечили Талаканское, Алинское месторождения в Республике Саха (Якутия), на которых за год объем добываемой нефти увеличен на 62 %, до 5,4 млн т. В этом году компания также ожидает рост производства на 1,2% – до 61,5 млн т нефти. В то же время, добыча газа на месторождениях «Сургутнефтегаза» продолжает снижаться. В 2011 году компания добыла 12,9 млрд м³ газа, что на 3,7% меньше уровня 2010 года. Основная задача «Сургутнефтегаза» – обеспечить необходимый уровень прироста запасов, считают эксперты. В прошлом году государство крупных месторождений на торги не выставляло («на кону» Лодочное, Имилорское, месторождение им Шпильмана и другие), поэтому компании приходилось скупать небольшие участки. По мнению аналитиков, учитывая в целом благосклонную позицию государства по отношению к «Сургутнефтегазу», компания в перспективе может рассчитывать на получение по крайней мере одного из последних крупных нефтяных проектов.

«Газпром нефть» готовится заменить «Газпром» Нефтяная «дочка» «Газпрома» – «Газпром нефть» – в прошлом году увеличила объем добычи углеводородов по сравOil&GasEURASIA

№3 Март 2012

abroad. Gazprom neft plans to produce the same volume, while LUKOIL will boost its stake to 30 percent.

Surgutneftegaz Recovers Production Surgutneftegaz is the fourth largest – and the most closed – Russian oil producer. The company does not publish financial statements according to international accounting standards, does not disclose the ownership structure and operates only in Russia, though it did accumulate some $28 billion on its accounts. The last year was the most successful for the company over the past five years – it managed to stop the decline of oil production. Oil production reached 60.8 million tons, up 2.1 percent on 2010 figures. The growth was supported by Talakanskoye and Alinskoye deposits in Sakha Republic (Yakutia); within a year, oil production on the fields jumped 62 percent to 5.4 million tons, and this year the company expects another 1.2 percent production growth (to 61.5 million tons of oil). At the same time, natural gas production at Surgutneftegaz fields continues to decline. In 2011 the company produced 12.9 billion cubic meters of natural gas, down 3.7 percent on 2010 levels. The main objective of Surgutneftegaz is to ensure the required reserves growth, experts say. The last year the state decided against privatization of the large fields (“at stake” are the im. Shpilmana, Lodochnoye, Imilorskoye fields, etc.), so the company was forced to acquire modestsized deposits. The analysts argue that, given the generally position of the state towards Surgutneftegaz, in the future the company may expect getting at least one of the few remaining major oil projects.

Gazprom neft Braces Up to Replace Gazprom In 2011 Gazprom’s oil producing subsidiary Gazprom neft boosted its hydrocarbons production to 421.63 million BOE, 7.4 percent up on 2010 levels (57.3 million BOE, mainly due to continuously growing production at Priobskoe field, start of natural gas production at Muravlenkovskoe and Novogodnee fields, and acquisition of Orenburg assets (eastern part of Orenburg field, Tsarichanskoye and Kapitonovskoye fields). This year the company is also expecting a 4 percent production growth. Gazprom neft is set to take over all of the Gazprom’s oil assets including offshore projects, as stated in the relevant program. The company will soon get to develop the Pechora Sea deposits, Prirazlomnoye (estimated launch time – Q1 2012) and Dolginskoye (2018-2020), as well as Novoportovskoye field in the Yamalo-Nenets Autonomy. Yet the company, similarly to Rosneft, is a hostage to the decision on providing tax incentives for the projects. Currently the government is discussing the possibility of introducing lower export taxes for the Prirazlomnoye project. The company holds that Messoyahinskoe, Novoportovskoye and Kuyumbinskoye fields must be included in the concessionary list, too. In the absence of a positive decision, Gazprom neft says that lack of positive decision would mean capping the projects already in 2013. The state is currently unprepared to introduce complex discounts for oil producers, says Dmitry Alexandrov, head of the analytical studies at Univer Management Company. “The officials could give a nod if the Russian oil market dives into the red, for example, if there is a threat of lower production levels,” says the expert. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ нению с 2010 годом на 7,4%, до 421,63 млн барр. н.э. (57,3 млн т н.э.) за счет продолжающегося роста добычи на Приобском месторождении, начала добычи газа на Муравленковском и Новогоднем месторождениях, а также приобретения Оренбургских активов (Восточная часть Оренбургского, Царичанское и Капитоновское месторождения). В этом году компания также ожидает рост добычи углеводородов на 4%. В рамках программы передачи всех нефтяных активов «Газпрома» «Газпром нефти», последняя скоро должна заменить монополию, в том числе и в шельфовых проектах. Компания в ближайшее время получит в разработку Приразломное (срок запуска – первый квартал 2012 года), Долгинское (2018–2020 годы) в Печорском море, а также Новопортовское в ЯНАО. Однако для нее, как и для «Роснефти», стоит вопрос предоставления налоговых льгот для проектов. Сейчас в правительстве обсуждает возможность введения пониженных экспортных пошлин для Приразломного проекта. Помимо этого, в льготный список, по мнению нефтяной компании, должны быть включены Мессояхинское, Новопортовское и Куюмбинское месторождения. В случае отсутствия положительного решения, «Газпром нефти» придется притормозить ход реализации этих проектов уже в 2013 году. Государство сейчас пока не готово идти на комплексные дисконты для нефтяников, считает начальник отдела аналитических исследований УК «Универ» Дмитрий Александров. «Чиновники могут пойти на это, если на нефтяном российском рынке сложится неблагоприятная ситуация, например, возникнет угроза сокращения объемов добычи», – говорит он.

Производство изделий и компонентов для нефтегазодобывающего оборудования отечественных и зарубежных производителей

Инновации

Качество

Время

• Резинотехнические изделия (РТИ) теплостойкого исполнения, со стойкостью к взрывной декомпрессии. Соответствие требованиям «ТНК-BP», «Роснефть» к оборудованию всех категорий (- 60 ... + 250 °С). • Производство полимерных изделий и нанесение защитных полимерных покрытий на основе PPS и PEEK. Химстойкость при pH 1 – 12, температуростойкость до +300 °С, низкое солеотложение, износо- и задиростойкость. • Фильтрующие элементы на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) и фильтры. Назначение противопесочное, тонкость фильтрации 800 – 80 мкм. • Инжиниринг – проектирование изделий, разработка компонентов, технологий, испытания.

защитные полимерные покрытия уплотнения, манжеты сильфоны

диафрагмы УЭЦН

Посетите нас на выставках: «Шины, РТИ и каучуки-2012», 17-20 апреля, ЦВК «Экспоцентр», павильон 3, стенд 3Е30; «Механизированная добыча-2012», 18-20 апреля, гостиница «Ренессанс Москва», стенд 19; «НЕФТЕГАЗ-2012», 25-29 июня, ЦВК «Экспоцентр», павильон 2, зал 2, стенд 22А10

фильтроэлементы ООО “РЕАМ-РТИ” Адрес: 143900, г. Балашиха, ул. Советская, д. 36 Тел./факс: +7 (495) 544-66-30 Тел.: +7 (495) 978-48-85 E-mail: info@ream-rti.ru Сайт: www.ream-rti.ru

SHALE GAS

Europe’s Shale Gas ‘Revolution’: Why Russia Is Shrugging Its Shoulders

«Революционные» взгляды Европы на сланцевый газ: Почему Россия недоумевает Tom Balmforth

Том Балмфорт

oland last year unveiled designs not only to cast of its irksome energy dependence on Russia, but also to become a European energy exporter by making a drive for shale gas production starting in 2014. The European power is hoping to repeat the United States’ shale gas revolution after Poland published surveys that estimated it is sitting on colossal untapped gas deposits lodged in shale rock. Such reserves may extend throughout Europe. But Russian gas majors are coolly unperturbed by the grand vision to upset the status quo in Russia’s most lucrative market – and analysts in Moscow are skeptical too. “Frankly speaking I don’t share this optimism,” said Tatyana Mitrova, head of Global Energy at the Skolkovo Energy Center. “It usually comes from politicians and other public persons who do not have experience in the gas industry. According to our estimates, unconventional gas in Europe is not a game changer – it will most likely develop, but a repeat of the U.S. shale gas boom is doubtful.” On the one hand, surveys have located eye-watering deposits. The U.S. Department of Energy says Poland could be sitting on 5.3 trillion cubic meters of unconventional gas – enough to satisfy over three centuries of domestic supply and enough to deal a massive blow to Russia which currently supplies around two thirds of this demand. The thinking

прошлом году Польша объявила о своем намерении не только избавиться от энергетической зависимости от России, но и стать одним из европейских экспортеров энергоресурсов, развернув добычу сланцевого газа с 2014 года. После публикации Польшей результатов геологических изысканий, предполагающих наличие гигантских месторождений газа, запертых в сланцевой породе, в Европе надеются повторить «сланцевую революцию» по примеру США. Кроме того, возможно, что подобные месторождения охватывают всю европейскую территорию. Однако российские газовые компании довольно равнодушно относятся к подобным прогнозам, грозящим нарушить «статус-кво» наиболее прибыльного для России рынка. Московские аналитики также настроены скептически. «Откровенно говоря, не разделяю этого оптимизма, – признается Татьяна Митрова, возглавляющая отдел мировых энергетических рынков в Центре энергетических исследований «Сколково». – Как правило, он порождается политиками и другими чиновниками, не работавшими в газодобывающей отрасли. По нашим оценкам, нетрадиционные газовые ресурсы в Европе не являются фактором, меняющим правила игры – скорее всего, направление будет развиваться, но вряд ли стоит ожидать повторения бума добычи сланцевого газа в США». Действительно, изыскания подтвердили наличие значительных запасов газа. Согласно заявлению Министерства энергетики США, на территории Польши может находиться около 5,3 трлн м3 нетрадиционного газа – этого объема достаточно, чтобы удовлетворить спрос на внутреннем рынке более чем на 300 лет и нанести серьезный удар по российским поставщикам, удовлетворяющим примерно две трети этого спроса. Предполагается, что Польше, также как Украине, Норвегии и другим странам, располагающим достаточными ресурсами, удастся повторить опыт США, где, согласно национальному Управлению по информации в области энергетики, в течение 10 лет (практически мгновенно, учитывая медленное развитие энергетической отрасли) добыча сланцевого газа возрасла почти до 5 трлн фут.3. Однако, по мнению аналитиков, на пути к «освобождению» европейского сланцевого газа есть много «камней преткновения». Среди высказываемых опасений немало-

LUKOIL Pulls Out Of U.S. Shale Deal Russia’s second largest crude producer in March pulled out of a $1.8 billion shale acquisition in the United States because of slumping gas prices that mean the project would not turn large enough profit. LUKOIL Deputy Chief Executive Officer Leonid Fedun told Bloomberg the crude producer shelved the $1.8 billion project after U.S. natural gas prices dipped 55 percent from June last year to January 2012. “We examined this project in detail and had to suspend its development on valuation,” Fedun told Bloomberg in London on March 1. “We’re not ready to complete it.” The number of gas-drilling rigs in the United States is currently at a recent record low as producers have cut back production after increased supply and mild winter weather triggered a natural gas price slump. LUKOIL said a year ago that it was interested in shale gas and shale oil technology and in working alongside partners in North America to use the “technologies in Russia and third countries.”

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

«ЛУКОЙЛ» не стал инвестировать в добычу сланцевого газа в США Вторая по величине нефтедобывающая компания в России в марте отложила инвестирование $1,8 млрд в проект по добыче сланцевого газа в США из-за падения цен на природный газ, существенно снижающего рентабельность проекта. Вице-президент компании «ЛУКОЙЛ» Леонид Федун сообщил агентству Bloomberg, что добывающая компания отложила участие в проекте, после того как с июня прошлого года по январь 2012 года цена на газ снизилась на 55%. «Мы детально проанализировали проект и были вынуждены приостановить его реализацию из-за [неадекватных] стоимостных оценок, – сообщил Федун представителю Bloomberg в Лондоне 1 марта – Мы не готовы доводить его до конца». Количество газовых буровых установок на территории США сейчас сведено к минимуму из-за снижения объемов добычи. Компании сократили добычу после падения цен на газ, вызванных ростом поставок и теплой погодой. Год назад «ЛУКОЙЛ» заявлял о своем интересе к технологиям добычи сланцевого газа и сланцевой нефти и работе с партнерами в Северной Америке с целью «использования этих технологий в России и третьих странах».

is that Poland along with Ukraine, Norway, and others thought to have hefty reserves, can emulate the example of the United States where in 10 years – practically overnight in the plodding history of energy – shale gas production rocketed to almost 5 trillion cubic feet, according to the U.S. Energy Information Administration. But the road to unleashing Europe’s volumes is paved with stumbling blocks, say analysts. Not least of these is the fear of the pollution and geological instability potentially triggered by shale gas drilling. Natural gas deposits trapped in shale rock are accessed through underground horizontal drilling as sand and chemical laced water is blasted down to keep the fissures open. The latter process – hydraulic fracturing, or “fracking” – has spurred fears that it contaminates groundwater and could trigger subsidence and even earthquakes. A recent documentary film on the side effects of fracking making waves in the United States depicts a man setting fire to tap water as it runs from the tap in his house. France, Switzerland and Bulgaria have banned fracking outright because of environmental worries. In the United Kingdom where small deposits have been located in the north, it has been suspended amid calls for a blanket ban and its viability is currently being debated in Germany. Moreover, Europe’s drive for unconventional gas is only in its nativity and the list could grow, given the continent’s restrictive environmental law, high population density, numerous protected areas and the likely noisy opposition of local governments fearful of the impact on the tourist industry. That, at least, is the feeling in Moscow: Gazprom, which has publicly dismissed Europe’s shale gas vision, says that the entire process carries “significant environmental risks.” The green lobby wields less muscle in coal-reliant Eastern Europe, while opinion polls in Poland late last year found that only 4 percent oppose shale gas. Poland’s shale gas lobby got a boost when the Polish Geological Institute released the findings of a scientific study carried out in a well in Lеbien in northern Poland which found that drilling did not damage the environment and produced toxic refuse that could be reused. Poland yearns to escape its reliance on Russian gas, but it will cost much more than sheer political will to make these shale gas dreams a reality, said Valery Nesterov, the senior oil and gas analyst with Troika Dialogue. The difНефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ важным является страх перед загрязнением окружающей среды и геологической нестабильностью – потенциальными «результатами» добычи сланцевого газа. Месторождения природного газа, залегающие в сланцевой породе, добываются путем горизонтального бурения, при котором песок и буровой раствор подаются вниз для поддержания трещин в открытом состоянии. Последний процесс – гидравлический разрыв или «гидроразрыв» – породил новые опасения о загрязнении грунтовых вод, возможности оседания почвы и даже землетрясениях. Недавно показанный документальный фильм продемонстрировал не только побочный эффект гидроразрыва в виде сейсмоволн на территории США, но и возгорание текущей из крана воды при поджоге. Франция, Швейцария и Болгария полностью запретили гидроразрыв в связи с экологическими рисками. На севере Великобритании были обнаружены небольшие месторождения, однако добычу газа приостановили ввиду требований запрета ГРП, на данный момент эффективность такого способа добычи обсуждается и в Германии. Кроме того, учитывая, что интерес к добыче нетрадиционного газа в Европе только зарождается, список запретов может расшириться из-за жестких природоохранных законов, высокой плотности населения, наличия многочисленных заповедных зон и активного сопротивления местных органов управления, опасающихся негативного влияния на туриндустрию. По крайней мере, так считают в Москве: в частности «Газпром», открыто высказывавшийся о несостоятельности планов по добыче сланцевого газа в Европе, утверждает, что весь процесс сопровождается «значительными рисками для окружающей среды». В странах Восточной Европы, зависимых от угля, защитники окружающей среды пользуются меньшим влиянием. Опрос общественного мнения в Польше показал, что лишь 4% населения выступают против добычи сланцевого газа. Лоббирование проекта по добыче сланцевого газа в Польше получила поддержку после публикации Польским геологическим институтом результатов исследований, проведенных на скважине близ Лебена на севере страны. Ученые пришли к выводу, что бурение не причинило вреда окружающей среде, а токсические отходы, полученные при проведении работ, можно многократно использовать. Как бы ни хотелось Польше порвать с зависимостью от российского газа, реализация проектов по добыче сланцевого газа потребует не только политической воли, считает Валерий Нестеров, старший аналитик по нефтегазовой отрасли компании «Тройка Диалог». Из-за разной структуры европейских сланцевых пород добыча газа стоимость газа может возрасти, что, соответственно, повлияет на его конкурентоспособность относительно трубопроводного газа и импортируемого СПГ. По сравнению с США, залежи сланцев в Польше расположены на большей глубине, имеют более низкое содержание SiO2, более высокое содержание суглинка, а также более низкие коэффициенты общего содержания органического углерода и термической зрелости с возможным наличием азота. Все эти факторы в совокупности повышают стоимость обработки и переработки газа. По утверждению Татьяны Митровой, если в США средняя рентабельная цена на сланцевый газ составляет $4-7 за МБТЕ, в Польше она может достичь $10-15 за МБТЕ – что выше цены, указанной в дорогостоящих долгосрочных контрактах на поставку нефти. Об этом говорилось в

SHALE GAS

#3 March 2012

ferent composition of European shale rock and the higher cost its production entails could mean it would struggle to compete commercially with traditional pipeline gas and imported LNG. Shale deposits in Poland are deeper underground than in the United States, have lower SiO2 and higher loam content, lower TOC and thermal maturity with possible presence of nitrogen, all of which make for more expense during gas treatment and processing. Mitrova said that while the average breakeven cost for shale gas is $4-7 per MBtu in the United States, in Poland it could reach $10-15 per MBtu – more than the current price in costly long-term oil linked contracts. This point was hammered home in February this year when ExxonMobil, the world’s largest energy company by market value, abandoned exploratory drilling in two wells saying that the gas was not flowing in sufficient quantities to remain commercially viable. The initial results of drilling by 3Legs Resources Plc. and BNK Petroleum Inc. have also been disappointing. “Only drilling holes in the ground will show whether the geology is indeed suitable for commercial production of shale gas. So far, there has been very little drilling in Europe and the results were quite disappointing,” said Mitrova. Based only on “cabinet” surveys, the estimates of shale gas deposits may well be optimistic. And significantly, on March 1, Miroslaw

феврале нынешнего года, когда ExxonMobil, самая большая по рыночной стоимости компания в мире, прекратила разведочное бурение двух скважин, мотивируя свои действия недостаточностью объемов газа для поддержания рентабельности добычи. Предварительные результаты бурения компаниями 3Legs Resources Plc. и BNK Petroleum Inc. также оказались неутешительны. «Только бурение скважин сможет показать, насколько геологические условия действительно пригодны для коммерческой добычи сланцевого газа. До настоящего времени на территории Европы бурение велось в очень ограниченном объеме, и результаты разочаровывали», – сказала Митрова. На основании лабораторных исследований можно делать оптимистичные прогнозы о месторождениях сланцевого газа. Немаловажен и тот факт, что 1 марта Мирослав Рутковски, пресс-секретарь Польского геологического института заявил, что Польша ожидает снижения прошлогодних оценок и к концу этого месяца опубликует пересмотренные результаты. Кроме того, Европа не имеет достаточно экспертов в сфере добычи сланцевого газа, а США крепко держит монополию на технологии и «ноу-хау» добычи. «Газпром» также скептически настроен в отношении

Environmental Impact of Hydraulic Fracturing Treatment Performed on the ŁEBIEŃ LE-2H Well

Влияние на окружающую среду применения технологии гидроразрыва пласта на скважине LE-2H Лебен

(from the Polish Geological Institute report) Soil, air, water – the studies show that all these elements of the environment are safe if exploration of shale gas is conducted in accordance with legal regulations. In order to verify these fearful news, our scientists decided to carry out detailed studies of environment and ground water in area of the first exploratory well in Poland, in which Lane Energy company performed full-scale hydraulic fracturing in the middle of the last year. The studies were conducted on the initiative of the Ministry of the Environment from June 13 till October 13, 2011. The team of specialists studied environmental conditions and ground water before, during and after the hydraulic fracturing. The well named as Łubień LE-2H is 4,075 meters deep, with horizontal section 1,000 meters long. It is located near Łebień in the Pomerania voivodeship. This is typical agricultural area It is drained by the Kisewska Struga Creek. The main usable ground water horizon occurs at the depth 10 to 20 meters below terrain surface but the local population also uses water from shallower horizons. The hydraulic fracturing was performed by Schumberger on horizontal section of the well from August 19 to 28, 2011. After making holes in steel casing of well bore in 13 intervals of the horizontal section, about 17,322 cubic meters of water stored in a special reservoir in the well site area was injected into the horizontal section. Before the injection, about 1,271 tons of quartz sands and 462 cubic meters of chemical were added to the water. The role of quartz sand addition was to prevent closing of fissures made by blows of water-based fluid injected into a well under high pressure. In turn, chemicals are added to increase penetrating force of the fluid, prevent growth of bacterial flora and protect well casing from corrosion. The studies were comprehensive, covering air, soil gas, surface water and usable ground water, soil, noise level and ground vibrations. A special attention was paid to the presence of the major component of natural gas, that is methane, and radioactive radon. The presence of methane would indicate leakiness of cement plugs of the well casing or migration ofthat gas from shale rock layers subjected to hydraulic fracturing. Radon is fairly common in rocks and ground water and, as suggested by some authors, may also escape from gas-bearing shale rock series. The studies carried out on such scale for the first time in Poland did not show any changes in the natural environment which could be linked with the hydraulic frac-

(из отчета Геологического Института Польши) По данным исследования было установлено, что такие составляющие элементы окружающей среды, как почва, воздух и вода, не подвергаются вредному воздействию при добыче сланцевого газа, если работы проводятся с соблюдением установленных нормативных требований. Для проверки поступающих данных об угрозе для природной среды специалисты института решили провести тщательный анализ параметров окружающей среды и подземных вод в зоне бурения первой разведочной скважины в Польше, на которой компания Lane Energy в середине прошлого года выполнила полномасштабный гидравлический разрыв пласта. Данные исследования проводились по инициативе Министерства охраны окружающей среды в период с 13 июня по 13 октября 2011 года. Группа ученых изучала состояние окружающей среды и подземных вод до начала, во время проведения и после завершения гидравлического разрыва. Скважина Лебен LE-2H, расположена вблизи населенного пункта Лебен (Померанское воеводство) и имеет глубину 4 075 м, включая горизонтальный участок протяженностью 1 000 м. Скважина находится в типичном сельскохозяйственном районе, являющимся водосбором ручья Кисевська Струга (Kisewska Struga). Основной хозяйственно значимый водоносный пласт залегает на глубине от 10 до 20 м от поверхности, однако местные жители также используют воду из более мелких источников. Гидравлический разрыв пласта производился по технологии компании Schumberger на горизонтальном участке скважины в период с 19 по 28 августа 2011 года. После перфорирования стальной обсадной трубы на горизонтальном участке в 13 местах в скважину было закачано приблизительно 17 322 м3 воды из специального резервуара, расположенного на буровой площадке. Перед закачкой в воду было добавлено 1271 т кварцевого песка и 462 м3 химических веществ. Кварцевый песок необходим для предотвращения закрытия трещин, образовавшихся в результате действия водного раствора флюида, поданного в скважину под высоким давлением. Химические добавки предназначены для повышения степени проникновения флюида, предотвращения развития бактериальной микрофлоры и защиты обсадной трубы от коррозии. Комплексные исследования включали в себя проведение анализов воздуха, грунтовых газопроявлений, поверхностных и хозяйственно значимых подземных вод, почвы, а также измерения уровней шума и сейсмических колебаний земной поверх-

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

Rutkowski, a spokesman for the Polish Geological Institute, said that Poland expects to scale back last year’s estimates and would issue a revised survey later this month. Europe, moreover, has scant expertise in shale gas and the United States holds close to a monopoly on technology and know-how. Gazprom is also skeptical that Europe has the infrastructure to prop up the drilling boom that the United States has witnessed. Mitrova said in the whole of Europe, there are only 67 land rigs, compared with thousands in the United States. Planning restrictions, moreover, will be harder to obtain with the high population density. Additional factors like Ukraine’s relatively poor business climate could harm its ability to coax foreign investment and expertise – potentially nixing its hopes to tap into what Vadim Chuprun, the deputy head of Naftogaz state energy firm estimated as the fourth largest reserves in Europe with 2 trillion cubic meters, Reuters reports. Combing, these factors are major stumbling blocks that will hinder the dramatic reconfiguration of the European gas market. “However much they might want it, whether via shale gas or via LNG, unfortunately for the Europeans have no prospects of reducing their dependence on Russian gas and Gazprom in the next fifteen to twenty years,” said Nesterov.

● Flowback fluids studies on process line. ● Исследование возвратного флюида на технологической

линии. turing. Neither methane nor radon were found. Seismic stations of the Institute of Geophysics (20 in number) did not record any shakes in the time of fracturing. Also analyses of water from the Kisewska Struga Creek and 20 water wells did not show any changes from chemical composition as found in detailed studies performed before the hydraulic fracturing. The studies also covered management of waste and flowback fluids. As expected, a part of injected technological fluid (2,781 cubic meters) came back to the surface. In result of contact with strongly saline water and shales in the zone of hydraulic fracturing the fluids became enriched with chlorides and barium salts. The analyses showed increase toxicity of these fluids in relation to some groups of organisms (crustaceans and plants). The major part of these flowback fluids were subjected to treatment in a special station in the well site area and stored for reuse in hydraulic fracturing to be performed on other wells. The rest was treated as industrial waste fluid and sent to be subjected to specialized methods of utilization. All the operations carried out at the well site area were conducted in the way minimizing risk of negative impact on ground water. This includes recycling of the flowback fluids, storage of waste in leak-proof containers and protection of land surface with concrete plates and liners made of plastic firm). It should be added that the use of large quantities of water in hydraulic fracturing operations did not result in decrease of ground water resources in the Łebień well area. This was due to the fact that water was being gathered in leak-proof reservoir for several months, in quantities consistent with the water rights permit.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ наличия в Европе инфраструктуры, способной поддержать «сланцевый бум», который пережили США. Митрова отметила, что во всей Европе есть только 67 наземных буровых установок, по сравнению с тысячами в США. Кроме того, подготовка ограничений будет усложнена в связи с высокой плотностью населения. Дополнительные факторы, такие как относительно плохая деловая конъюнктура в Украине, могут нанести ущерб возможности привлечь иностранные инвестиции и экспертную помощь – потенциально разрушая надежды страны на завоевание того, что Вадим Чупрун, заместитель руководителя государственное энергетической компании «Нафтогаз», оценивает как четвертые по величине резервы газа в Европе с потенциалом в 2 трлн м3, как сообщает «Рейтер». Подводя черту можно сказать, что эти факторы и являются основными препятствиями, которые затрудняют драматическую реконфигурацию газового рынка Европы. Нестеров подчеркнул: «Как бы сильно они этого не хотели, добывая сланцевый газ или используя сжиженный природный, к сожалению, европейцы не имеют перспектив снижения их зависимости от российского газа и «Газпрома» на период ближайших пятнадцати-двадцати лет».

ности. Особое внимание было уделено выбросам метана – основной составляющей природного газа, а также радиоактивного газа радона. Наличие метана в атмосферном воздухе указывает на недостаточную плотность цементной пробки в основании обсадной трубы скважины или на миграцию метана из сланцевых пород после гидравлического разрыва. Газ радон довольно часто присутствует в скальных породах и в подземных водах, и, по мнению некоторых ученых, также может освобождаться из чередующихся газоносных сланцевых пластов. В результате проведения первых в истории Польши исследований такого масштаба не было выявлено никаких изменений в состоянии природной среды, которые могли быть вызваны проведением гидравлического разрыва пластов. Присутствие метана или радона не было установлено. Сейсмические станции Института Геофизики (20 станций) не зафиксировали подземных толчков в период проведения гидравлического разрыва. Кроме этого, при анализе проб воды, взятых из ручья Кисевська Струга и 20 водозаборных скважин, не было обнаружено изменений химического состава по сравнению с детальными исследованиями, проведенными до начала гидравлического разрыва. Было также проведено изучение сточных и возвратных флюидов. Как и было предусмотрено расчетами, часть закачанной технологической жидкости (2781 м3) поступила обратно на поверхность. В результате контакта с сильноминерализованной водой и сланцевыми породами в зоне гидравлического разрыва технологическая жидкость обогатилась хлористыми соединениями и бариевыми солями. При анализе была установлена повышенная токсичность указанных флюидов по отношению к некоторым группам природной среды – ракообразным и растениям. Большая часть возвратных флюидов была очищена на специальной станции непосредственно на буровой и поступила на хранение для использования при проведении гидравлических разрывов на других скважинах. Оставшаяся часть передана на утилизацию в качестве промышленных отходов с применением специальных технологий. Все производственные операции на буровой проводились таким образом, чтобы снизить опасность вредного воздействия на подземные воды, включая рециркуляцию возвратных флюидов, хранение отходов в герметичных контейнерах и защиту поверхности почвы с помощью бетонных плит и ограждений из пленки. Кроме этого следует добавить, что использование большого количества воды для закачки при гидравлическом разрыве не привело к истощению источников подземных вод в зоне расположения скважины Лебен. Это стало возможным вследствие того, что вода собиралась в течение нескольких месяцев в герметичном накопителе в объеме, предусмотренном лицензией на использование водных ресурсов.

REGIONAL STUDIES

Sedimentation and Hydrocarbon Systems Simulation in Regional Studies of Gazpromneft NTC

Моделирование седиментационных и углеводородных систем при проведении региональных исследований ООО «Газпромнефть НТЦ» D.Sc. Khafizov S.F., Filipovich Y.V, Ph.D. Kosenkova N.N., Ph.D. Verzhbitskiy V.E., Istomina I.V. (Gazpromneft NTC)

azprom neft’s development strategy includes a line on doubling oil production up to 100 million TOE by 2020 [1]. This means that the Gazpromneft NTC’s experts are challenged with research and restoration of geological history for on- and offshore blocks with different geological structure and the degree of exploration – basically, with analyzing the data to determine oil and gas prospects of the blocks [2]. The key feature of this type of work is the study of large regions rather than individual deposits or license blocks. The former usually includes few sedimentation basins potentially rich in oil and gas, with varied structure and age. On the whole, it could be said that the development vector of Russian regional geology is currently focused on the east and north. Here, the key question is poorly studied but traditionally seen as highly promising regions of Russia, such as East Siberia and the Arctic [1-3]. Notably, some of such regions have never had even a single black cat, ever – for example, offshore eastern Arctic, or the North Kara region. That is why the study of these areas and the forecast of hydrocarbon saturation there often pose very difficult scientific and practical challenge. Still, it must be pointed out that such regional operations is a pre-requisite for sustainable growth and development of the resource base, as well as for the company’s plans to increase production levels [1]. The regional NTC’s projects use a number of proven modern methods and technologies based on utilization of both classical geoscience and cutting-edge computer simulation methods applied in a particular logical sequence: from the interpretation of seismic data (Fig. 1) for creating geoseismic 3D models, through a sedimentation modeling to basin modeling (Fig. 2).

С.Ф. Хафизов, д.г.-м.н.; Ю.В. Филиппович; Н.Н. Косенкова, к.г.-м.н.; В.Е. Вержбицкий, к.г.-м.н.; И.В. Истомина (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

тратегические планы компании ОАО «Газпром нефть» предусматривают удвоение добычи углеводородов к 2020 году – до 100 млн т н.э. [1]. В связи с этим, перед специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» стоит задача по изучению и восстановлению истории геологического развития сухопутных регионов и морских акваторий, характеризующихся различным геологическим строением и степенью изученности, с целью определить перспективы их нефтегазоносности [2]. Главная особенность этого вида работ – изучение недр не отдельных месторождений или лицензионных блоков, а крупных регионов. В пределах последних часто выделяется нескольких потенциально нефтегазоносных осадочных бассейнов, различающихся по своей природе и возрасту. В целом, можно говорить о том, что вектор развития российской региональной геологии сегодня направлен на восток и север. В первую очередь речь идет о слабоизученных, но традиционно рассматриваемых как перспективные, регионах России, таких как Восточная Сибирь и Арктика [1-3]. В некоторых из этих районов до сих пор не пробурено ни одной скважины, например, на шельфе Восточной Арктики и севере Карского региона. Именно поэтому изучение таких областей и прогноз их нефтегазоносности зачастую представляет весьма трудную научнопрактическую задачу. Тем не менее, необходимо подчеркнуть, что проведение таких региональных работ является необходимым условием для дальнейшего роста и устойчивого развития ресурсной базы и реализации планов компании по увеличению добычи углеводородов [1]. При реализации региональных проектов в НТЦ применяется ряд хорошо зарекомендовавших себя современных методов и технологий, основанных как на использовании классических геолого-геофизических методов, так Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

● Fig. 1. Geoseismic cross-section of a North-Kara shelf block,

which is compiled based on the interpretation of a calibration profile fragment 3-AR (materials obtained at FSSPC Sevmorgeo). ● Рис. 1. Сейсмогеологический разрез участка Северо-Карского шельфа. Составлен на основе интерпретации фрагмента опорного профиля 3-АР (материалы получены ФГНПП «Севморгео»).

Interpretation of Seismic Data The 2D seismic surveys remain the most important basic geophysical method for regional research. Gazpromneft NTC examines the quality of seismic survey results and, if required, draws subcontractors for evaluation or re-evaluation of seismic data using the latest technologies and software. Subsequent treatment of seismic data is done by the NTC specialists. Interpretation of seismic and geological boundaries is done with strict compliance to phase, amplitude and frequency alterations, in close cooperation with experts on regional and structural geology. In cases when precise definition of the boundaries is difficult, experts evaluate the cross-sections where vertical and horizontal plot scales are close or equal to 1:1 (to represent the real behavior of the reflecting boundaries and isolated seismic sequences). If it is impossible to provide unambiguous definition for the stratigraphic range of sedimentary cover (and, respectively, the age of individual sequences) for Arctic shelf blocks with no drilled wells, scientists use a method conventionally called “structural-tectonic correlation”. Its main starting point is the comparison of the structural style found in seismic profiles to the pattern established by evaluation of surveys of the surrounding mainland and islands. Here, one of the key moments is to determine the age of the tectonic basement (using a range of geological, stratigraphic and geochronological data), underlying the stratified zones of the cover. For age calibration of the pinpointed stratigraphic units experts use information on regional tectonic events manifested by changing depositional environments and by presence of large hiatuses and unconformities. The data on timing and progression of the essential on-shore tectonic stages also may be compared against major unconformities on the seismic profiles; therefore such data is becoming crucial for understanding the nature and age of the basement and stratification of the sedimentary cover for underexplored offshore areas. Earlier this method was applied to the sedimentary cover of the shelf of the Laptev, East Siberian, Chukchi Seas and to date has received sufficient recognition [4-6]. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

и на новаторских методиках компьютерного моделирования, применяющихся в определенной логической последовательности: от интерпретации сейсмических данных (рис. 1) с целью создания сейсмогеологической 3D модели, через седиментационное к бассейновому моделированию (рис. 2).

Интерпретация сейсмических данных Важнейшим базовым геофизическим методом для проведения региональных исследований на нефть и газ является сейсморазведка 2D. В ООО «Газпромнефть НТЦ» оценивается качество результатов сейсморазведочных работ, после чего, при необходимости, с помощью подрядчиков проводится обработка или переобработка сейсмического материала с использованием самых современных технологий и программных средств. Дальнейшая интерпретация данных сейсморазведки производится специалистами НТЦ. Интерпретация сейсмогеологических границ производится с четким соблюдением фазовых, амплитудных и частотных изменений, в тесном сотрудничестве с региональными и структурными геологами. В ситуациях, где однозначное определение границы затруднено, проводится работа по интерпретации в разрезе, отношения вертикального и горизонтального масштабов которого близки или равны 1:1 (для представления о реальном поведении отражающих границ и выделенных сейсмокомплексов). При невозможности однозначного определения стратиграфического диапазона осадочного чехла (и, соответственно, возраста его отдельных комплексов) для районов арктического шельфа с отсутствием пробуренных скважин применяется методика, которую можно условно назвать «структурно-тектонической корреляцией». Ее основной отправной точкой является сопоставление структурного стиля, наблюдаемого на сейсмических профилях с установленным по результатам исследования прилегающих частей материковой и островной суши. Одним из ключевых моментов здесь является определение возраста тектонического фундамента (по ряду геолого-структурных, стратиграфических и геохронологических данных), подстилающего стратифицированные комплексы чехла. Для возрастной привязки выделенных единиц чехла используется информация о региональных тектонических событиях, выраженных в изменении фациальных обстановок осадконакопления, а также наличию крупных перерывов и несогласий. Данные о времени и последовательности проявления основных этапов тектонической эволюции на суше также могут сопоставляться с основными несогласиями, выделяемыми на сейсмических профилях, и, соответственно, нести ключевую информацию для понимания природы и возраста фундамента и стратификации осадоч-

#3 March 2012

REGIONAL STUDIES

Creation of 3D geoseismic model Создание сейсмогеологической модели 3D

Creation of a 3D sedimentation model, reservoir performance prediction Создание седиментационной модели 3D, прогноз резервуаров

3D basin modeling, resource evaluation Бассейновое моделирование 3D, оценка ресурсов УВ

● Fig. 2. The 3D models definition sequence made in the course of

regional research carried out by Gazpromneft NTC. ● Рис. 2. Последовательность построения 3D моделей при

региональных работах ООО «Газпромнефть НТЦ». The seismic data are often complexed with the data received by other geophysical methods, for example, geoelectrical prospecting. The end-result of integrated interpretation of seismic data and other available geological and geophysical information is the creation of a regional geoseismic 3D model. After finishing seismic interpretation and definition of geoseismic 3D model, for further solution of the issues on selecting the potential blocks, the NTC specialists use, in succession, the DIONISOS and TEMIS software (by the French company Beicip Franlab) for respectively sedimentation and basin modeling.

Sedimentation Modeling Sedimentation modeling is a new method that complements, refines and can replace the conventional paleogeographic and lithofacies constructs. Using the resources

ного чехла слабо изученных акваторий. Такая методика, применявшаяся ранее для осадочного чехла шельфа морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского, сегодня получила достаточно широкое признание [4-6]. Данные сейсморазведки часто комплексируются с данными других геофизических методов поиска, например, электроразведкой. Конечным результатом интерпретации сейсмических данных, в совокупности с другой имеющейся геолого-геофизической информацией, является создание региональной сейсмогеологической модели 3D. По завершении интерпретации сейсмических данных и построения сейсмогеологической модели 3D, для дальнейшего решения задач по выделению перспективных участков специалисты НТЦ последовательно используют программное обеспечение французской фирмы Beicip Franlab для седиментационного (DIONISOS) и бассейновое моделирования (TEMIS).

Седиментационное моделирование Седиментационное моделирование является инновационным методом, который дополняет, детализирует и может заменить традиционные палеогеографические и литолого-фациальные построения. Используя данные региональной геологии, тектоники, стратиграфии, моделирование седиментационных систем дает обоснованный прогноз распределения пород-коллекторов и нефтематеринских комплексов в осадочном бассейне. Принципы численного моделирования заключаются в математическом описании процессов транспортировки обломочного материала разных фракций от источников сноса в бассейн с учетом таких параметров, как скорости прогибания бассейна, палеорельеф, колебания уровня моря, климатические условия и др. Построенная таким образом модель дает возможность оценить наиболее вероятное распределение осадочных пород, их фаций, мощностей комплексов, предсказать стратиграфическое строение и изучить влияние процессов осадконакопления на углеводородный потенциал бассейна. Седиментационное моделирование может выполняться как для слабоизученных, так и для зрелых регионов, при этом масштабы модели могут варьировать в широких пределах от десятков до сотен километров. В результате этой работы создается 3D седиментационная модель региона, которая, в свою очередь, служит основой для построения комплексной модели формирования и эволюции углеводородных систем изучаемого осадочного бассейна.

Бассейновое моделирование Последующее 1D, 2D и 3D моделирование углеводородной системы бассейна в программном пакете TEMIS дает представление об эволюции процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, что, в итоге, позволяет выделить резервуары и ловушки, перспективные на нефть и газ, сделать прогноз фазового состояния углеводородов и дать их ресурсную оценку. В целом же, методики современного бассейнового моделирования отражают эволюционное развитие и способ воплощения в жизнь теоретических представлений и практического опыта нефтяной геологии, накопленных в ХХ веке. Этот подход уже более 10 лет с успехом применяется крупнейшими нефтяными компаниями и институтами всего мира в различных нефтегазоносных провинциях планеты, главным образом в Европе и Северной Америке, включая также прилегающие акватории (в том числе и Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

from the regional geology, tectonics, stratigraphy, the sedimentation modeling provides a reasonable distribution forecast for reservoir rock and oil-source complexes within the sedimentation basin. Methods of numerical simulation are based on mathematical description of the movement processes of multigrade clastic material from the source area to the basin, with due consideration for such parameters as basin down-warping rate, paleorelief, sea level fluctuations, climatic conditions, etc. Constructed in this way model enables estimating the most probable distribution of sedimentary rocks, their facies, thickness of the complexes, and prediction of the stratigraphic structure, as well as an opportunity to study the effect sedimentation processes exhort on the hydrocarbon potential of the basin. Sedimentation modeling can be performed for both poorly studied and mature regions; the scale of the model can vary significantly, from tens to hundreds of kilometers. The resulting total of this work is a 3D model of regional sedimentation which, in turn, provides the basis for constructing an integrated model of formation and evolution of hydrocarbon systems in sedimentation basin under the focus.

Basin Modeling Subsequent 1D, 2D, and 3D modeling of hydrocarbon structure of the basin in TEMIS software uncovers the evolution of generation, migration and accumulation of hydrocarbons, ultimately highlighting oil and gas deposits and trap zones, predicting hydrocarbon phase state and evaluating the resource level. In general, the modern basin simulation technologies reflect evolutionary development and practical implementation of the 20th century theoretical concepts and field experience in petroleum geology. For over 10 years this approach has successfully been applied by oil majors and institutes around the world in various oil and gas provinces, mainly in Europe and North America (covering, of course, the surrounding shelf including the Arctic). Generally in Russia and in our company in particular the application of these methods is just beginning to gain ground in regional prospecting [2]. Perhaps the most ambitious domestic project of recent years that uses basin modeling is the program run by NK Rosneft experts on evaluating the prospective hydrocarbon saturation of east Arctic shelf [7]. Notable progress was also made in recent years on Uvat project (TNK-BP), thanks to a joint work of several authors. Uvat group of fields in the Tyumen region of Western Siberia has been known for a long time – the first well was drilled over 50 years ago, but the success rate of exploration drilling was extremely poor [8]. For decades, the main challenge here has been the insufficient understanding of rules governing formation and distribution of improved reservoir rock zones and hydrocarbon deposits. Yet, during 2004–2010 the oilers discovered 16 deposits while the project’s resource base spiked by an order, to almost 500 million tons. Such radical changes are due to setting up a regional geological model, which provided a new viewpoint on the prospects of hydrocarbon saturation. The next steps included the definition of seismic 3D works basing on the regional model, implementation of sedimentation and geochemical research, simulation of the deposits formation process. This resulted in the significant progress in understanding the complex structure of the deposit and enabled to pinpoint the optimal drilling locaНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ арктические). В компании, как и в целом в стране, применение данных методик только начинает входить в постоянную практику проведения региональных работ [2]. Наиболее масштабным проектом последних лет по применению бассейнового моделирования в России можно признать опыт специалистов корпоративного научнотехнического центра ОАО «НК „Роснефть“» для оценки перспектив нефтегазоносности шельфа Восточной Арктики [7]. Заслуживает внимания также и достигнутый при участии ряда авторов в последние годы прогресс в реализации Уватского проекта ТНК-BP. Уватская группа месторождений, расположенная в Тюменской области Западной Сибири, известна уже достаточно давно – первую скважину здесь заложили более 50 лет назад, однако успешность поисково-разведочного бурения была крайне низкой [8]. На протяжении десятилетий основной проблемой здесь являлось недостаточное понимание закономерностей формирования и размещения зон улучшенных коллекторов и условий формирования залежей углеводородов. Однако, в течение 2004–2010, было открыто 16 месторождений, а ресурсная база проекта возросла на порядок – почти до 500 млн т. К таким кардинальным изменениям привело построение региональной геологической модели, что позволило по-новому оценить перспективы нефтегазоносности. Следующим этапом стала постановка на основе региональной модели сейсмических работ 3D, выполнение седиментационных и геохимических исследований, моделирование формирования залежей. Как следствие, удалось добиться существенных успехов в понимании сложной структуры коллектора и определены оптимальные места для бурения скважин [8]. Таким образом, сегодня становится очевидным тот факт, что для эффективной доразведки уже имеющихся активов и успешного поиска новых месторождений необходимо применять весь комплекс современных методик исследований, неотъемлемой частью которых являются методы седиментационного и бассейнового моделирования. В ООО «Газпромнефть НТЦ» первые региональные проекты с применением технологии бассейнового моделирования были выполнены в 2009 году для шельфа Черного моря и Предпатомского бассейна Восточной Сибири (Непско-Ботуобинская антеклиза). Было проведено моделирование в варианте 2D, которое дало возможность проанализировать поведение углеводородных систем, выделить критические факторы, влияющие на их формирование и развитие, восстановить время и масштабы генерации, определить наиболее благоприятные направления миграции и спрогнозировать основные зоны аккумуляции углеводородов [2]. В 2011 году завершены работы по региональному изучению бассейнов Каспийского и Карского морей. Для анализа углеводородных систем этих бассейнов применено 3D бассейновое моделирование, позволившее оценить перспективы нефтегазоносности регионов не только на качественном, но и на количественном уровне. Модели УВ систем для Южно- и Северо-Карского бассейнов были построены с использованием результатов седиментологического моделирования, что позволило провести исследования на совершенно новом уровне [9, 10]. Результаты моделирования свидетельствуют о том, что в Южно-Карском бассейне существуют условия для открытия новых гигантских нефтегазоконденсатных месторождений с существенной долей нефти.

#3 March 2012

REGIONAL STUDIES tions [8]. Springs to mind the famous phrase by Mendeleev: “The science begins where the measuring starts”. Only in this case the “measuring” must be done using the today’s level of geoscience methods, software and hardware. It is therefore clear that both effective follow-up exploration of existing assets and successful search for new deposits require the full range of modern research methods, including the methods of sedimentation and basin modeling. Gazpromneft NTC run its first regional projects using the basin modeling technology in 2009 – for the Black Sea shelf and Predpatomsky basin in Eastern Siberia (NepskoBotuobinskaya anteclise). The company completed the 2D simulation for analyzing the behavior of hydrocarbon systems, identification of the critical factors affecting generation and development of such systems, re-establishing the time and scale of the generation, determining the most favorable migration directions and predicting the main zone of hydrocarbon trapping [2]. In 2011 the company completed work on regional research of the Caspian and Kara Seas’ basins. The experts used 3D basin modeling to analyze hydrocarbon systems of these basins, which ensured qualitative and quantitative estimate of hydrocarbon saturation. Construction of the hydrocarbon simulations for South- and North-Kara basins using the results of sedimentological model enabled the experts to conduct their research on an entirely new level [9, 10]. Results of the simulation indicate that the South-Kara basin has adequate conditions for discovering new giant oil and gas fields with significant oil content. Also, the research has identified a number of uncertainties due to insufficient exploration of the prospective North-Kara Basin. For this basin, one of the key risk factors lies in distribution of regional seals and in the integrity of the deposits. The conducted reinterpretation of seismic data (Fig. 1) adjusted for the known regional tectonic processes in the Paleozoic (Baikalian, Caledonian and Hercynian tectonic events) has allowed a substantial re-evaluation of the North-Kara sedimentation basin [9]. The known pitch-mineral deposits on the Severnaya Zemlya and Novaya Zemlya archipelagos that enframe the basin are traditionally seen as signs of oil-bearing mineral resources – but in some scenarios such manifestations may be the relics of pre-existing deposits. The younger by formation time within the offshore areas of the basin may be mostly gaseous. Still, it is important to emphasize that at this exploration stage it is impossible to make unambiguous predictions, so the issue of further research of this complex region becomes particularly pressing.

Resource Evaluation Today’s software provides environment for all-around analysis of conditions affecting the formation of oil and gas deposits and for quantitative evaluation and prediction for phase composition of the deposits. Accordingly, recommendations on the new assets are being prepared at a higher level of quality. Since exploration projects require huge financial injections on the initial stages, error tolerance level for geological predictions should be cut down to a minimum. This involves estimating the geological risks, which is linked to poroperm properties of the deposits, seals, formed traps, generation and migration of fluids from hydrocarbon source rocks. Scrupulous selection of subsoil sites is crucial for management decisions and investment programs.

Кроме этого выделен ряд неопределенностей, связанных с недостаточной изученностью перспективного Северо-Карского бассейна. Для этого бассейна одними из ключевых факторов риска является распространения региональных покрышек и сохранность залежей. Проведенная переинтерпретация сейсмических данных (рис. 1) с учетом известных региональных тектонических процессов в палеозое (байкальского, каледонского и герцинского тектогенеза) позволила в существенной степени по-новому оценить Северо-Карский осадочный бассейн [9]. Известные битумопроявления на обрамляющих бассейн архипелагах Северной и Новой Земли, традиционно рассматриваемые как признаки нефтеносности недр, при некоторых сценариях развития могут оказаться реликтами существовавших ранее залежей. Более молодые по времени формирования залежи на акватории бассейна могут оказаться преимущественно газовыми. Тем не менее, важно подчеркнуть, что на данной стадии изученности невозможно делать однозначных выводов, поэтому особенно остро стоит вопрос о дальнейшем комплексном изучения этого региона.

Ресурсная оценка Современные программные продукты позволяют разносторонне анализировать условия, влияющие на формирование залежей нефти и газа, выполнять количественную ресурсную оценку и прогноз фазового состава залежей. Соответственно, и подготовка рекомендаций по новым активам происходит на более высоком качественном уровне. Следует учитывать, что геологоразведочные проекты требуют огромных капиталовложений на начальном этапе освоения, поэтому процент допустимой ошибки для геологических прогнозов должен быть снижен до минимума. Для этого выполняется оценка геологических рисков, связанная с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, покрышек, наличием ловушек, генерации и миграции флюидов из нефтегазоматеринских пород. Тщательный выбор объектов недропользования имеет большое значение в связи с принятием управленческих решений и размещением инвестиций. Конечным результатом региональных исследований становится выделение перспективных для недропользования участков. Их размеры и положение границ учитывают возможность изменения площади и геометрии перспективных объектов за счет разведки. Тем не менее, важно определить оптимальный размер участка в связи с необходимостью осуществлять обязательные платежи, которые зависят от площади объекта. В заключение, необходимо отметить принципиально важное значение, которое имеют региональные исследования, включающие моделирование седиментационных и углеводородных систем. Очевидно, что при должном подходе, их результаты должны приводить к корректировке стратегических планов по освоению малоизученных перспективных бассейнов, а также и любых других регионов, в которые будет направлена экспансия компании. Авторы статьи выражают благодарность сотрудникам отделов региональных исследований континентальных шельфов и региональных исследований на суше ООО «Газпромнефть НТЦ» за кропотливую работу над региональными проектами и содействие при подготовке текста и графики настоящей статьи. Мы также признательны специалистам компании Beicip Franlab за постоянные консультации и техническую поддержку при проведении седиментационного и бассейнового моделирования. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

The end result of regional research is a selection of sites that are prospective for subsoil usage. Size and position of such sites are given with due allowance for potential changes in area and geometry of the promising targets through exploration work. It is though important to determine the optimal size of the site due to obligatory payments that depend on the area of the location. In conclusion, we would like to acknowledge the crucial importance of regional research, including modeling of sedimentation and hydrocarbon systems. Obviously, with the proper approach the results of such research should lead to fine-tinning of strategic plans for the development of promising unexplored basins, as well as any other regions penciled for the expansion of the company. The authors wish to thank the staff of departments of the shelf and onshore regional research of Gazpromneft NTC for the hard work on regional projects and assistance in preparation of text and graphics for this article. We are also grateful to the specialists of Beicip Franlab for ongoing advice and technical support during the sedimentation and basin modeling.

Bibliography 1. Zilbermints B.S., Saveljev V.A., Tipikin S.I. The Development of the Resource Base of Gazprom neft till 2020 and Beyond // Neftyanoe Khozyaistvo, 2009. No.12, pp. 4-8. 2. Khafizov S.F., Istomina I.V., Malysheva S.V., Kosenkova N.N. Experience and Prospects of Application of Basin Modeling Technology in Gazpromneft NTC // Neftyanoye Khozyaistvo, 2010. No.12, pp.5-7. 3. Ananjev V.V., Kosenkova N.N. Arctic Shelf: “Resources for the Future” // Neftyanoye Khozyaistvo, 2010. No.12, pp.16-17. 4. Drachev S.S. On the Tectonics of the Basement of the Laptev Sea Shelf // Geotectonika. 2002. No. 6, pp. 60-76. 5. Drachev S.S., Malyshev N.A., and Nikishin A.M. Tectonic History and Petroleum Geology of the Russian Arctic Shelves: an Overview // B. A. Vinning, S. C. Pickering, eds., Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers – Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference: Geological Society London, 2010, v. 7; pp. 591-619, doi: 10.1144/0070591 6. Verzhbitskiy V.E., Sokolov S.D., Frantzen E.M., Tuchkova M.I., Bannikov G.A. Tectonic Structure, Sedimentation Basins and Hydrocarbon Saturation of the Chukchi Sea Shelf (Russian Arctic) // “Gazovaya Promyshlennost”, special edition “Oil & Gas of Russia’s East”. 2010, No. 654, pp.32-37. 7. Malyshev N.A., Obmetko V.V., Borodulin A.A. Evaluation of Hydrocarbon Saturation of Sedimentation Basins of the Eastern Arctic // Scientific and Technical Journal of NK Rosneft, 2010, No.1. pp. 20-28. 8. http://www.tnk-bp.ru/production/exploration-production/projects/uvat/ 9. Verzhbitskiy V.E., Murzin R.R., Vasilev V.E., Malysheva S.V., Ananiev V.V., Komissarov D.K., Roslov Y.V. A New Look at the Seismic Stratigraphy and Hydrocarbon Systems of the Paleozoic Sediments of the North Kara Shelf // Neftyanoye Khozyaistvo, 2011, No.12, pp. 18-21. 10. Malysheva S.V., Vasiljev V.E., Kosenkova N.N., Ananiev V.V., Komissarov D.K., Murzin R.R., Roslov Y.V. Simulation of the Formation of Hydrocarbon Systems of the South Kara Basin: Principles and Results // Neftyanoye Khozyaistvo, 2011, No.12. pp. 13-17.

Список литературы: 1. Зильберминц Б.С., Савельев В.А., Типикин С.И. Развитие ресурсной базы ОАО «Газпром нефть» до 2020 года и на дальнейшую перспективу // Нефтяное хозяйство, 2009. №12, с.4-8. 2. Хафизов С.Ф., Истомина И.В., Малышева С.В., Косенкова Н.Н. Опыт и перспективы применения технологии бассейнового моделирования в ООО «Газпромнефть НТЦ» // Нефтяное хозяйство, 2010. №12, с.5-7. 3. Ананьев В.В., Косенкова Н.Н. Арктический шельф: «ресурсы для будущего» // Нефтяное хозяйство, 2010. №12, с. 16-17. 4. Драчев С.С. О тектонике фундамента шельфа моря Лаптевых // Геотектоника. 2002. №6, с. 60-76. 5. Drachev S.S., Malyshev N.A., and Nikishin A.M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview // B. A. Vinning, S. C. Pickering, eds., Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers – Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference: Geological Society London, 2010, v. 7; p. 591-619, doi: 10.1144/0070591 6. Вержбицкий В.Е., Соколов С.Д., Франтцен Э.М., Тучкова М.И., Банников Г.А. Тектоническая структура, осадочные бассейны и перспективы нефтегазоносности шельфа Чукотского моря (Российская Арктика) // «Газовая промышленность», спецвыпуск «Газ и нефть Востока России». 2010. № 654, с. 32-37. 7. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики // Научнотехнический вестник ОАО «НК „Роснефть“», 2010. №1, с. 20-28. 8. http://www.tnk-bp.ru/production/exploration-production/projects/uvat/ 9. Вержбицкий В.Е., Мурзин Р.Р., Васильев В.Е., Малышева С.В., Ананьев В.В., Комиссаров Д.К., Рослов Ю.В. Новый взгляд на сейсмостратиграфию и углеводородные системы палеозойских отложений Северо-Карского шельфа // Нефтяное хозяйство, 2011. №12, с. 18-21. 10. Малышева С.В., Васильев В.Е., Косенкова Н.Н., Ананьев В.В., Комиссаров Д.К., Мурзин Р.Р., Рослов Ю.В. Моделирование процессов формирования УВ систем Южно-Карского бассейна: принципы и результаты // Нефтяное хозяйство. 2011. №12, с. 13-17. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DRILL BITS

Drill Bit Operation Impact on Well Stability Влияние работы долот на устойчивость стенки скважины Anvarkhodzha Rakhimov

Анварходжа Рахимов

ost researchers believe that the reason for eboulement is ground hydration due to absorption of water from the drill fluid that contains improper chemical agents or from the penetrating filtrate under the influence of osmotic and capillary forces. In the field it is proved to be partially and incidentally true. The other group of researchers that study buckling of well walls in argillaceous deposits, explain it with a hydrodynamic drag that weakens the attraction between shale particles and causes micro fractures in the formation. Hydraulic pressure in the well not only creates micro fractures but also triggers hydraulic fracturing of the rocks that becomes the reason for no return escape of the drill fluid into the formation. It is known that in the well-formation system there is always dynamic pressure that influences the well wall and the formation. Many researchers do not pay necessary attention to this fact when studying buckling in the well walls and recommend only to reduce water loss of the drill fluid with the help of special agents and to increase its density in order to prevent caving and collapse of shale. The research of the actual drilling data shows that using blade, milling drill bits (diamond, STRATPAX, PDC bits) reduces complications related to the well instability. Therefore, the stability of the well walls is influenced by the impact of rock breaking techniques, type of cutting structure and its load. It is commonly known that the drill bits may be divided into four groups in relation to the nature of the its cutting structure impact on the rock formation: cuttingshearing (CS), scraping-cutting (SC), chipping-crushing (CC) and chipping types. The modern oil and gas drilling uses mostly rolling cutter bits of the chipping-crushing type. The cutting structure of rock roller bits may have milled teeth or hard ally inserts. They may be considered indenters or force plugs

ольшинство исследователей считают причиной обвала породы ее набухание в результате впитывания воды из бурового раствора, содержащего несоответствующие химические реагенты, или фильтрата, проникающего в породу под действием осмотических и капиллярных сил. На практике это частично подтверждается. Другая группа исследователей, изучающих потери устойчивости стенки скважины в глинистых отложениях, объясняет это явление гидродинамическим воздействием, в результате которого ослабляется связь между частицами глин, появляются микротрещины в породе. Гидродинамическое давление в скважине приводит к возникновению не только микротрещин, но даже гидроразрыву пород, которые являются причиной катастрофического ухода бурового раствора в пласт. Известно, что в системе «скважина-пласт» всегда существует динамическое явление, оказывающее влияние на стенку скважины и пласт. Многие исследователи, при изучении потери устойчивости стенки скважины, не обращают внимания на этот фактор и рекомендуют только снижение водоотдачи бурового раствора соответствующими реагентами, использование специальных растворов и повышение их плотности с целью предотвращения обвалообразования и осыпания глинистых пород. Изучение фактических материалов при бурении скважин показывает, что при использовании долот фрезерного, лопастного типа (алмазные, стратопакcовые, ИСМ) осложнения, связанные с неустойчивостью стенок скважин встречаются реже. Следовательно, на устойчивость стенки скважины оказывают влияние принципы разрушения породы, тип вооружения и нагрузка. Как известно, долота по характеру воздействия вооружения (зубцов) на горную породу делятся на четыре группы: режуще-скалывающие (РС), истирающе-режущие (ИР), дробяще-скалывающие и дробящие. В настоящее время, при бурении скважин на нефть и газ, чаще используются шарошечные долота дробяще-

Rakhimov Anvarkhodzha Akbarhodzhaevich is a responsible executive writer in charge of the theme, scientific consultant for the Science Center “Problems Control in Well Drilling” at Tashkent State University (Tashkent, Uzbekistan). Рахимов Анварходжа Акбарходжаевич – ответственный исполнитель темы, научный консультант НЦ «Борьба с осложнениями в процессе бурения скважин» при ТашГТУ (Tashkent, Uzbekistan).

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

(dies) that spin into the rock formation with a specified load and create shearing due to rotary moment. The axial weight G on the drill bit creates the stress necessary for destruction of rock, which is called ultimate strain. The cutter teeth roll in the bottom hole and break the rock by striking and penetrating the rock under the influence of the axial weight. A certain unit load that exceeds rock hardness is required for the cutter teeth to penetrate the rock. Therefore, the ultimate strain occurs in the rock under the cutting teeth before the rock breaking. The ultimate strains when the indenter presses in to the rock may be defined with the help of Boussinesq theory, which involves determining the principle of stress and strain distribution under the impact of a concentrated force applied to the surface of the linearly strained array (figure 1). The radial stress σz in the mass stipulated by the P force may be represented by the following equation: (1)

where σz is the radial stress; Р is the force applied to the indenter; R is the radius of stress impact;

скалывающего действия. Вооружение шарошки долот бывает фрезерованным или вставным из твердого сплава. Его можно рассматривать как индентор или пуансон (штамп), который вдавливается в горную породу с определенной нагрузкой и совершает сдвиг под действием вращательного момента. При осевой нагрузки G долота создается напряженное состояние, необходимое для разрушения горной породы, называемое предельным. Зубы шарошки, перекатываясь по забою, разрушают породу за счет ударного воздествия и проникают в нее под действием осевой нагрузки. Для проникновения зубцов шарошки в породу требуется определенная удельная нагрузка, превышающая твердость породы. Следовательно, перед разрушением, под зубцами шарошки, в породе возникает предельное напряжение. Предельные напряжения при вдавливании штампа в породу можно определить, используя теорию Буссинеска, на основании которой можно установить распределение напряжения и деформаций при действии сосредоточенной силы, приложенной на поверхности линейнодеформируемого массива (рис. 1) Радиальное напряжения σz в массиве, обуславливаемое действием силы Р, можно представить следующим уравнением: (1)

(Z is the depth of stress distribution along the Z axis). If we calculate σz for different points and connect the points of equal stress with a solid line, we obtain the isobar curve. These lines are symmetric in relation to the line of the force impact. On the axis of symmetry β = 0, then Cos β = 1 (2)

Other normal stresses applied on axes ОХ and ОY are defined by the following formula:

где σz – радиальное напряжение; Р – сила, приложенная на штамп; R – радиус действия напряжений; (Z – глубина распространения напряжений по оси Z). Вычисляя σz для различных точек и соединяя сплошными линиями точки равных напряжений, получим кривые – изобары. Эти линии симметричны относительно линии действия силы. На оси симметрии β = 0, тогда сos β =1 (2)

(3)

where μ is Poisson ratio;

The formulas (2 and 3) are true for any homogeneous rock. The formulas (2 and 3) allow to define the following: vertical intensity in horizontal planes at different ● depths; the line in the array, points with equal pressures. ● By assigning Z and changing the value of r, it is possible to plot a chart that represents the principle of horizontal stress changes. The normal and shear stress distribution diagram under the indenter is provided in figure 1. A cylindrical straight-base indenter spins into the rock with Рi force applied on the Z axis. The problem is symmetrical; its solution is given in the cylindrical coordinates. According to the elasticity theory, the pressure distribution under the indenter is represented with the following equation:

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

другие нормальные напряжения, действующие по осям ОХ и ОY, определяются по формуле: (3)

где μ – коэффициент Пуассона;

Формулы 2 и 3 справедливы для любых однородных пород. Пользуясь ими, можно определить: вертикальные напряжения в горизонтальных плоско● стях на разных глубинах; линию в массиве, точки, которые испытывают равные ● давления. Задавая Z и меняя величину r, можно построить график, отображающий закон изменения напряжений по горизонтали. Эпюра нормальных и касательных напряжений под индентером показана на рис. 1.

#3 March 2012

DRILL BITS

(4)

where Р is the pressure on the rock equal to its hardness; а –radius of a tooth (indenter); r – radius of stress extent in the rock; Pi – intensity of load on bit teeth. ,

where G – is the load on the drill bits; η – operating contact ratio; Rg – drill bit radius; The operating contact ratio constitutes 0,5 – 0,7. The equation (4) allows to determine the radius of stress distribution in the rock r:

(5)

if the well is drilled with a tri-cone bit 216 mm in diameter. The necessary axial stress for such drill bits when drillings shale is 15 tons. The cutting structure of the rock bit tooth inserts is 8 mm. The contact ratio is 0.5.

Цилиндрический штамп с плоским основанием вдавливается в породу с силой Рi , действующей по оси Z. Задача симметрична, решение ее дается в цилиндрических координатах. Согласно теории упругости, распространение давления под штампом описывается следующим уравнением: (4)

где Р – давление на породу равное ее твердости; а – радиус зуба (штампа); r – радиус распространения напряжений в породе; Pi – интенсивность нагрузки на зубья долота. ,

где G – нагрузка на долото; η – фактический коэффициент перекрытия; Rg – радиус долота; Фактический коэффициент перекрытия составляет 0,5-0,7. Из уравнения 4 можно определить радиус распространения напряжений в породе r:

(5)

Например, скважина бурится трехшарошечным долотом диаметром 216 мм. Необходимая осевая нагрузка для таких долот при бурении глинистых пород составляет 15 т. Диаметр вставных вставных зубьев шарошек составляет 8 мм. Коэффициент перекрытия равен 0,5. Определим интенсивность нагрузки на зубья долота.

Тогда

● Figure 1. Diagram of stress distribution under the indenter. Pi -

the intensity of the load; a - the indenter radius, r – the radius of stress extent in the rock. ● Рис. 1. Эпюра распространения напряжений под штампом. Рi – интенсивность нагрузки, а – радиус штампа, r – радиус распространения напряжений в породе.

Напряжение, возникающее от действия зубьев шарошки, расположенных на первом (крайнем) венце, распространяется от стенки скважины на расстояние 5,93 см (рис. 2). Значение r зависит от интенсивности нагрузки, размеров зубьев, твердости горной породы. Под этим напряжением в породе возникают трещины, через которые проникает жидкость, уменьшая свободную энергию твердого тела. Эти трещины создают расклинивающий эффект и уменьшают внутреннее трение в твердом теле при деформировании. Под действием переменной нагрузки (давление, биение бурильных труб) горные породы обваливаются, осыпаются в скважину, осложняя процесс бурения. Кроме статической нагрузки, создаваемой весом бурильной колонны, долото испытывает также и динамическую нагрузку, возникающую вследствие продольного колебания колонны бурильных труб. Источниками возбуждения продольных колебаний являются волнообразная форма поверхности забоя, образованная шарошечным долотом, и само долото, которое перекатываясь по гладкой поверхности с зуба на зуб, вызывает вертикальные перемещения колонны бурильных труб. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2012

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

We define the intensity of load on the drill bit teeth as follows:

Если шарошки вращаются синхронно, то, при наличии на каждой шарошке определенного количества зубьев – i, число ударов по породе в минуту составит: m = i nш или m = k i ng

Therefore,

The stress that emerges due to the action of the cutting teeth located on the first (outside) row extends from the well wall for the distance of 5.93 cm (figure 2). The value of r depends on the intensity of the load, the tooth size and the hardness of the rock material. Such stress creates fractures in the rock where the liquid penetrates, thus reducing the free energy of a solid body, creating wedging effect and reducing the inner friction in the solid body during deformation. Under the impact of the alternating load (pressure, drill pipe wobbling), the rock caves in and falls into the borehole thus complicating the drilling process. Besides the static load created by the weight of the drill stem, the drill bit also undergoes a dynamic load created by the extension vibration of drill-rod string. The initiation source for the extension vibration is the wavelike form of the face area created by the rolling cutter bit, and the rolling cutter bit itself, which rolls on the smooth surface from one tooth to the next and creates vertical movement of the drill-rod string. If the cone rollers rotate in phase, then with the number of teeth = i on each cone roller, the amount of their impacts on the rock per minute is as follows: m = i nr or m = k i nb where m is the number of teeth impacts on the rock per minute; i is number of cutting teeth of the cone roller; nr – rotation rate; k – transmission ratio of the cone roller and drill bit rotation velocity (from the body to each of the cone rollers); nb – bit speed. Transmission ratio К may be determined through the angular rate ratio of the drill bit and the cone roller

(6)

where ωb ,ωr are the angular rate of the drill bit and the cone roller; Db , dr are diameters of the drill bit and the cone roller. The original velocity 0 during drill bit bounce is determined with a formula:

where bounce;

υ0

(7) is the original velocity during the drill bit

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

(6) приближенно где ωg ,ωш – угловые скорости долота и шарошки; Dg , dш – диаметры шарошки и долота. Начальная скорость U0 при подскоке долота определяется формулой: ,

(7)

где 0 – начальная скорость при подскоке долота; g – ускорение силы тяжести; h – высота подскока долота. Определив начальную скорость подскока долота (инструмента), можно вычислить кинетическую энергию, приобретаемую бурильным инструментом при вертикальном колебании: (8) где Uк – кинетическая энергия, приобретаемая при колебании; m – масса инструмента; 0 – начальная скорость при подскоке долота.

Ускорение силы тяжести в буровом растворе примерно в два раза ниже, чем в воздухе. Следовательно, формула (7) приобретает вид: (9) Если предположить, что высота подскока h при вертикальном колебании равна 3 см, тогда

approximately

где m – число ударов зубьев по породе в минуту; i – количество зубьев шарошки; nш – частота вращения вокруг своей оси; k – передаточное отношение скорости вращения шарошки и долота (от корпуса долота к каждой из шарошек); ng – частота вращения долота. Передаточное отношение k определяется отношением угловой скорости долота и шарошки:

Учитывая массу бурильного инструмента, можно предположить, что на долото действуют и значительные дополнительные силы, что также способствует увеличению трещин и появлению усталостных напряжений в породе. При применении долот режуще-скалывающего или истирающе-режущего действия, осложнений, связанных с неустойчивостью, оказывается меньше. По мнению автора, при бурении долотами режуще-скалывающего типа порода не испытывает столь высокого напряжения, как при работе дробяще-скалывающих долот. Алмазные или лопастные

#3 March 2012

DRILL BITS g – gravity acceleration; h – height of the drill bit bounce. Having defined the original velocity of the drill bit (tool) bounce; we can calculate the kinetic energy acquired by the drilling tool under vertical bouncing:

(8)

where Uк is kinetic energy acquired during bouncing; m – tool mass; 0 – original velocity during the drill bit bounce.

The gravity acceleration in the drill fluid is half the value of that in the air. In this case, the formula (7) takes the following form:

(9)

Assumed that the height of the bounce h during the vertical bouncing equals 3 cm, then

If we take into account the mass of the drilling tool, it is apparent that the sizable sudden forces affect the drill bit, which also increases fractures and causes fatigue stress in the rock formation. When using cutting-shearing or scraping-cutting type of a drill bit, there are fewer complications related to instability. In our opinion, when drilling with the cuttingshearing drill bits, the rock formation does not undergo such high stress compared to the chipping-crushing drill bit operation. The diamond or blade drill bits have a greater rotary moment and work smoother with no extension vibrations as the bit cutting structure is in constant contact. The rock under the bit is not as stressed and the stress is not extended as much, as the diamond and STRATPAX drill bits rather cut and scrape the rock than shear it. Such types of drill bits do not require great axial load. Additionally, the area of contact for cutting drill bits is much bigger than that of the rolling cutter bits. Therefore, the pressure on the rock is significantly lower. At the present time, the drill men have various diamond, STRATPAX blade and front drill bits in their inventory. Their results in the drilling rate and durability are much better than those of the rolling cutter bits.

● Figure 2. Chart of cutting teeth penetration and stress initiation in the rock: 1 – well wall; 2 – bit leg; 3 – cone roller; 4 – bit tooth; 5 – line of equal stress; 6 – stress extent limit. ● Рис. 2. Схема вдавливания зубьев шарошки и возникновения напряжений в породе: 1 – стенка скважины, 2 – лапа долота, 3 – шарошка, 4 – зуб долота, 5 – линия ровных напряжений, 6 – граница распространения напряжения.

долота испытывают больше вращательных моментов и работают более спокойно, без продольных колебаний, так как вооружение долота находятся в постоянном контакте. Породы под долотом не так напряжены, и напряженность распространена незначительно. Алмазные или стратопаксовые долота больше режут или истирают, чем скалывают, породу. Эти типы долот не требуют больших осевых нагрузок. Кроме того, контактная площадь долот режущего типа гораздо больше, чем у шарошечных долот. Следовательно, давление на породу оказывается значительно меньше. В настоящее время в арсенале специалистов имеются разнообразные алмазные, стратопаксовые лопастные и торцевые долота. По скорости проходки и долговечности их показатели намного выше, чем у шарошечных долот.

Заключение Conclusion.

In the rock formations subject to caving it is better to use cutting-shearing or scraping-cutting type of drill bits, which would secure the roundness of a well and reduce extension vibration and alternating stress, which would prevent caving and sloughing of well walls.

В породах, подверженных обвалам и осыпям, лучше применять долота режуще-скалывающего или истирающережущего действия. Данные типы долот обеспечивают округлость скважины. Также, при их использовании снижаются продольные колебания и переменные нагрузки, что предотвращает осыпи и обвалы стенок скважин.

Bibliography

Использованная литература:

Voytenko V.S. Rock Pressure Control in Drilling. – Moscow, ‘Nedra’, 1985. – 180pp. Gorodnov V.D. Physical and Chemical Methods of Drilling Problem Prevention. – Moscow. ‘Nedra’, 1977. – 280 pp. Basarygin Yu.M. and others. Theory and Practice of Problem Prevention. – Moscow, ‘Nedra’, 2000. Seid-Pza M.K. and others. Well Wall Stability. – Moscow, ‘Nedra’, 1981. – 175pp. Baydyuk B.V., Shreyner L.A. Problems of rock straining and destruction in drilling. – Moscow, ‘GOSINTI’, 1961, -126 pp.

Войтенко В.С. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра. 1985, 180 с. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра. 1977, 280 с. Басарыгин Ю.М. и др. Теория и практика предупреждения осложнений. М.: Недра. 2000. Сеид-Рза М.К. и др. Устойчивость стенок скважин. М.: Недра. 1981, 175 с. Байдюк Б.В., Шрейнер Л.А. Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении. М.: ГОСИНТИ, 1961,126 с. Oil&GasEURASIA

ГИРОСКОПЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Interview with SPT AB General Manager Orlando Ramirez Интервью с генеральным директором SPT AB Орландо Рамиресом Stockholm Precision Tools AB

● Orlando Rene Ramirez, SPT AB General Manager. ● Генеральный директор SPT AB Орландо Рене Рамирез.

Статья предоставлена Stockholm Precision Tools AB

OGE. How do you view today’s oilfield service market, particularly, that in Russia? O.R.: Today’s world is developing at a very fast pace and what looked like new technology yesterday is something that’s left behind today. The older engineering decisions are being replaced with innovative technological solutions. The oilfield service market’s trend toward the introduction of high-performance methods and modernization keeps gathering pace rather than slowing down. In the tough conditions of annually increasing share of the difficult oil reserves, both drilling and producing companies pay more and more attention to technologies capable of ensuring higher yield rates of the respective hydrocarbon-bearing formations and making the investments justified. It is well known that drilling operations in such oilfields require greater capital outlays and, as a result, oil companies today set their sights on even more efficient methods of exploration and drilling. Today it is possible to bring back to productive life the older low-yielding wells, in particular, by drilling horizontal and directionally inclined holes in the already discovered formations. Lateral holes are drilled and special equipment is used for completing the offshoots. In the geophysical survey sector, there has been a real breakthrough in the field of gyroinclinometry, with the development of smallsize telemetry systems that make it possible, within a very short space of time and with high accuracy and reliability, to predict possible borehole crooking in the process of drilling and to secure its real-time monitoring, while making detailed inspections of any particular section required. Our customers today are not so much interested in having a greater number of operating wells as they are more concerned with ensuring a higher quality of the earlier developed fields through the application of innovative high-performance technology. The geographic coverage of our business activities is quite wide, with our equipment being successfully used for many years now around the world both by major international corporations operating in the oil-and-gas and mining sectors and by the smaller oilfield service companies. Since late 1990s, we have worked quite closely with our Russian customers and we can see their readiness to introduce advanced geophysical survey technology and to upgrade their engineering and technological solutions and to take risks. That is something that only the bigger and stronger players can do. OGE: Please tell us more about the Stockholm Precision Tools AB own design developments. Just how technically-efficient and cost-beneficial are they when used in oiland-gas exploration and drilling projects?

НГЕ.: Каким Вам видится современный нефтесервисный рынок, в частности в России? О.Р.: Современный мир развивается весьма стремительно, и сегодня позади остается то, что еще вчера было новой технологией. На смену старым техническим решениям приходят инновации. Тенденция роста нефтесервисного рынка в сторону высокоэффективных методов и модернизации не только сохраняется, но и растет. В жестких условиях, когда ежегодно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, буровые и добывающие компании уделяют особое внимание технологиям, способным обеспечить более высокий дебит нефтегазоносных пластов и оправдать экономические затраты. Не секрет, что буровые работы на подобных месторождениях требуют больших инвестиций, и сегодня нефтяники делают ставку на эффективные методы разведки и бурения. Стало возможным «реанимировать» старые низкодебетные скважины: бурятся горизонтальные, наклоннонаправленные стволы на уже открытых месторождениях. Применяется бурение боковыми трубами, используется специальное оборудование для закачивания боковых стволов. В сегменте геофизической разведки произошел большой скачок в области гироинклинометрии – усовершенствованы малогабаритные телеметрические системы, при помощи которых можно в кратчайшие сроки с большой точностью и надежностью спрогнозировать возможное искривление ствола скважины во время бурения и обеспечить его оперативный контроль, детально обследовать любой участок. Наш заказчик сегодня не стремиться к большему количеству скважин, а добивается качества ранее разработанных месторождений при помощи инновационных высокоэффективных технологий. География деятельности компании достаточно широка, наше оборудование долгие годы успешно эксплуатируется по всему миру как гигантами, крупными монополиями нефтегазового и горнодобывающего сектора, так и небольшими сервисными компаниями. С конца 1990-х годов мы довольно плотно работаем с российскими клиентами и видим готовность к использованию прогрессивных технологий в области геофизических исследований, готовность к модернизации своих инженерно-технических решений и готовность идти на риски. Это могут себе позволить только сильные игроки.

he Swedish-based company Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) holds a leading position on the international market for gyroscopic inclinometers used in oil-and-gas and mining sectors. Among the SPT AB customers are both the bigger state-owned corporations and the smaller oilfield service companies. Equipment made by SPT AB has been used actively in projects to develop productive pools in oil-and-gas provinces on five continents and in more than 25 countries around the world. Our today’s talk is with Orlando Rene Ramirez, SPT AB General Manager.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ведская компания Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) занимает одну из лидирующих позиций на мировом рынке производства гироскопических инклинометров для нефтегазового и горнодобывающего сектора. Среди заказчиков SPT AB – как крупные государственные, так и небольшие сервисные компании, оборудование SPT AB активно используется в проектах по разработке продуктивных залежей в нефтегазоносных провинциях на пяти континентах, в более чем 25 странах мира. Наша сегодняшняя беседа – с генеральным директором SPT AB Орландо Рене Рамирезом.

НГЕ: Расскажите, пожалуйста, о разработках Stockholm Precision Tools AB. Насколько они технически и экономически эффективны в проектах по бурению и разведке нефтегазовых залежей? O.P.: Сегодня объемы бурения растут, а вот добыча, к сожалению, падает. По большей части, освоенными остаются только крупные месторождения, а небольшие все чаще

ADVERTORIAL SECTION

O.P.: The volume of drilling operations today keeps growing, while production is declining, which is a pity. For the most part, only the bigger fields are being developed, while the smaller ones tend to be neglected, with a constantly growing number of hard-to-reach oil-and-gasbearing deposits. Today’s advanced oilservice operations are capable of justifying the higher costs involved in field development, while maintaining fairly high production volumes. One of the strategic tasks facing oil companies in reworking the earlier discovered fields is the possibility to precisely and quickly determine the three-dimensional position of the borehole axis and length and also to get real-time data on the borehole direction and the drilling tool’s orientation and to forecast the continued drilling trajectory. Such tasks require accurate inclinometry, especially in conditions of geological uncertainty or distortion of the Earth’s geomagnetic field due to the presence of ferromagnetic nodules in the rock. Our company’s design developments fully meet those requirements. The newgeneration gyroscopic inclinometer SPT GyroTracer™ has been developed taking into account present-day requirements on the operations: high-precision reliable inclinometric survey of the borehole, including the magnetically-unstable zones, the instrument’s small size (external diameter just 46 mm), stability of operations in extreme conditions of work (rated temperature up to 100 degrees Celsius, service pressure up to 103 MPa) and low energy consumption. Besides, it is the world’s only gyroscopic inclinometer capable of gyrocompassing at high inclination angles of up to 70 degrees. Those are exactly the type of performance characteristics that make the SPT GyroTracer™ inclinometer the most advanced instrument of its type available on the market, while ensuring that it is in such a high demand. The use of this inclinometer makes it possible to increase the accuracy of the borehole routing in accordance with the design, shows the precise position of the borehole and excludes the possibly of mutual interference of the boreholes. Apart from drilling and exploration of the newer and older oil and gas deposits, SPT GyroTracer™ has been used with much success in the conduct of geonavigational operations when drilling killer wells, in the orientation of downhole motors, in the introduction of slips and in the making of casing exits. OGE: Late last year, your company announced the opening of its branch in Russia. What will be that unit’s mission? O.R.: It should be emphasized that one of the SPT AB most important tasks is to make sure that we deal with our customers on a case-by-case basis, while taking into account the specific conditions of their operations and making available to them the last-generation high-precision reliable instrumental equipment to be used for inclinometric survey, combined with high-quality services. All that becomes more readily achievable when you operate in close proximity to your customers. And that is exactly why we are now opening an SPT AB branch in Moscow. To optimize work with our customers in Russia and the CIS, two units will be set up, viz. a service center and a training center. All our customers there will be able to receive aftersales service and maintenance of instruments, while the respective customer companies’ personnel will be trained in operating the new equipment. But that is not all that Stockholm Precision Tools AB is out to achieve. We have plans for new design developments and projects.

GYROSCOPES не разрабатываются, постоянно увеличивается число труднодоступных нефтегазоносных залежей. Современный нефтесервис способен оправдать высокие затраты на разработку и сохранить объемы добычи. Одна из стратегических задач нефтяных компаний при повторной разработке ранее открытых месторождений – это возможность точно и быстро определить пространственное положение оси скважины наряду с измерением протяженности ствола, а также получить в режиме реального времени данные о направлении скважины и ориентации бурового инструмента и спрогнозировать траекторию дальнейшего бурения. Подобные задачи требуют точной инклинометрии, особенно в условиях геологической неопределенности или искажения магнитного поля земли за счет наличия ферромагнитных включений в породе. Разработка нашей компании полностью отвечает этим требованиям. Гироскопический инклинометр нового поколения SPT GyroTracer™ разработан с учетом современных требований к эксплуатации: высокоточная и надежная инклинометрическая съемка скважин, в том числе в магнитно-неустойчивых зонах, малые габариты прибора (наружный диаметр прибора 46 мм), устойчивость к экстремальным условиям работы (номинальная температура до 100 °С, рабочее давлении до 103 МПа), малая энергозатратность. Кроме того, это единственный гироскопический инклинометр в мире, который имеет способность гирокомпасировать при больших зенитных углах до 70°. Именно эти характеристики и делают гироинклинометр SPT GyroTracer™ самым прогрессивным прибором на рынке, обеспечивая его высокую востребованность. Применение гироинклинометра увеличивает точность проводки скважин по проекту, дает точно расположение забоя и исключает интерференцию скважин. Помимо бурения и разведки новых и ранее разработанных залежей нефти и газа, SPT GyroTracer™ успешно применяется при проведении геонавигационных работ при бурении глушащих скважин, при ориентации забойных двигателей, вставке клиньев, вырезке окна. НГЕ: В конце прошлого года возглавляемая Вами компания заявила об открытии филиала на территории России. Какова миссия этого подразделения? О.Р.: Следует подчеркнуть, что важнейшей задачей для SPT AB является обеспечение индивидуального подхода каждому клиенту, учитывая специфику его деятельности, предоставление высокоточной и надежной аппаратуры для гироинклинометрической съемки последнего поколения и высококлассный сервис. Все это легче обеспечить в непосредственной близости к клиенту, именно поэтому мы открываем подразделение SPT AB в России, в Москве. Для оптимизации работы с заказчиками из России и стран СНГ будет сформировано два подразделения: сервисный и обучающий центр. Здесь все наши клиенты смогут получить сервисное обслуживание и ремонт приборов, а персонал предприятий получит возможность обучиться работе с новым оборудованием. Но Stockholm Precision Tools AB не останавливается на этом. На очереди новые разработки и проекты.

Oil&GasEURASIA