August-September 2014 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#8-9 TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

Russia Pivots East for Better, or for Worse p. / стр. 1

2014 AUGUST-SEPTEMBER АВГУСТ-СЕНТЯБРЬ

Россия поворачивает на восток – кто выиграет?

p. / стр. 16

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

OGE talks Arctic with Vasily Bogoyavlensky Освоение Арктики – интервью с Василием Богоявленским

ПОЛНЫЙ СПЕКТР СОЕДИНЕНИЙ ПРЕМИУМ СЕМЕЙСТВА TMK UP* CO2

* TMK Ultra Premium

CAL-IV

Cr 13

ЗАО «Торговый Дом «ТМК» 105062, Россия, Москва, ул. Покровка, д.40, стр. 2а тел.: +7 495 775-7600, факс: +7 495 775-7601 www.tmk-group.ru

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

As Bad as the News Sounds, there is Hope as Russia Pivots East В потоке плохих новостей поворот России на Восток вселяет надежду

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

’m a bit depressed as I watch the TV news – it doesn’t matter “whose” TV news, Russian, U.S., European, Middle East. It’s all bad news! It’s August and hopefully by the time you read this, some things will change for the better. Right now, I’ve lost the plot on the mess in Ukraine, a mess that leaves Russia and the West in a standoff that affects companies trading in oilfield technologies and equipment. And the worst of it is that much of the negative effect on business is driven by human psychology and misinformation. In other words, there are “de jure” sanctions – actual legal prohibitions on some business activities; and there are “de facto” sanctions. It’s the “de facto” sanctions that are the most dangerous. These sanctions are driven by fear and a desire to be politically correct in the face of some ideology. Think of it as self-censorship. And in the end, businesses that play this game suffer and jobs are lost. Politicians these days seldom lose their jobs. And as these “Dog Days of August” roll on, Ukraine isn’t the only problem. The Middle East has gone totally nuts! Of course, the oil industry has always managed to work in the Middle East for obvious reasons – the sheer volume of hydrocarbons that are there makes this an imperative! And the more unrest in the Middle East, the higher oil prices go and when that happens, financial markets (not the oil companies) benefit. But this morning, Fareed Zakaria, host of CNN’s GPS (Global Public Square) and a columnist for The Washington Post, offered some hope, that maybe the world really is not about to end. Zakaria talked about three countries in the world that were firmly in the “big mess” category for years, but now could be turning the corner and moving towards prosperity, economic growth and opportunity both for their own citizens as well as international investors. They are Indonesia, India and Mexico. You’ll find that the Russian oil and gas industry has been seeking opportunities in all three, usually with Russian companies signing “memorandums of understanding” or similar agreements with state oil companies on the back of government-to-government agreeНефть и ГазЕВРАЗИЯ

овостные выпуски, независимо чьи – российские, американские, европейские, ближневосточные, приводят меня в депрессивное состояние, так как ничего хорошего в них не передают. На дворе август, и, надеюсь, к тому времени, когда вы будете читать мою колонку, хоть какие-то перемены к лучшему произойдут. Ибо я уже не в состоянии понять то безобразие, которое творится на Украине. Продолжающиеся в стране беспорядки стали причиной противостояния России и стран Запада, и из-за этого конфликта страдают компании, занимающиеся разработкой технологий и оборудования для нефтегазовой отрасли. Но еще больше бизнес страдает от последствий «информационной» войны, оказывающей негативное влияние на психику. Говоря иначе, есть санкции «де-юре» – существующие в настоящее время запреты на некоторые виды предпринимательской деятельности, и есть санкции «де-факто». Именно последние наиболее опасны. Санкции «де-факто» порождаются страхом и стремлением соблюдать политкорректность в свете определенной идеологии. Подобные действия можно считать некой формой самоцензуры, однако компании, ведущие себя таким образом, несут убытки, а их сотрудники пополняют ряды безработных – в отличие от политиков, которые ныне теряют работу крайне редко. Однако в эти жаркие августовские дни не только Украина охвачена беспорядками. Обострилась ситуация и на Ближнем Востоке. Конечно, нефтяные компании всегда работали в этом регионе по вполне понятным причинам – огромные запасы углеводородов делают его особо привлекательным для игроков мирового нефтяного рынка. И чем неспокойнее становится ситуация в регионе, тем выше растут цены на нефть (но от этого, в итоге, выигрывают финансовые рынки, а вовсе не нефтяные компании). Однако сегодня утром Фарид Закария, ведущий программы Global Public Square на канале CNN и обозреватель газеты Washington Post, выразил некоторую надежду на то, что, возможно, конец света в ближайшее время все-таки не наступит. Он упомянул три страны, в течение многих лет пребывавших в состоянии полного упадка, но сейчас получивших шанс добиться успеха, достичь экономического роста и обеспечить новые возможности как для внутренних, так и для зарубежных инвесторов. Речь идет об Индонезии, Индии и Мексике. Российские нефтегазовые компании уже искали возможность работать в трех упомянутых государствах. Как правило, подписывались «протоколы о намерениях» с государственными нефтяными компаниями в дополнение к межправительственным соглашениям, предусматривающим также сотрудничество и по другим направлениям (в том числе тем, о которых говорить вслух не принято, но это – общепринятая практика). Взять, к примеру, Индию. В мае ведущая индийская госкомпания ONGC подписала протокол о намерениях с «Роснефтью», предусматривающий выполнение геофизических и поисково-разведочных работ, а также оценку углеводородных запасов на российском арктическом шельфе. Кроме того, в течение ряда лет ONGC, на правах партнера, совместно с «Роснефтью», ExxonМobil и японской SODECO ведет добычу углеводородов на шельфе в арктических условиях в рамках проекта «Сахалин-1». По численности населения Индия занимает второе место в мире. Выборы, впервые за последние 30 лет обеспечившие одной партии контроль над правительством и приведшие Нарендру Моди на пост премьер-министра, выразили волю народа, проголосовавшего за создание среднего класса. По словам Закарии, приводимым в стенограмме программы CNN: «Несмотря на то, что идеологической основой его партии является индуистский фундаментализм, он

PUBLISHER’S LETTER

ments that involve other trade as well (some trade not so pleasant but that is the way of the world). The most recent example was India whose national oil major ONGC signed an MOU with Russia’s state-owned Rosneft oil company in May to affect subsurface surveys, exploration and appraisal activities in Russia’s offshore Arctic. ONGC has been a partner for years in the Sakhalin I consortium with Rosneft, ExxonMobil and Japan’s SODECO that produces hydrocarbons offshore Sakhalin Island in Arctic conditions. India is the second most populous country in the world. The election that gave control of the government to a single party for the first time in 30 years, and propelled Narendra Modi into the office of prime minister was a vote for creation of a real middle class. As Zakaria said in the CNN transcript, “Despite his party’s roots in Hindu fundamentalism, (Modi) chose to appeal to the country’s hunger for economic growth. If Modi can maintain that focus, eschew the Hindu nationalist agenda and make difficult decisions, he will likely return India to a path of high growth, thus lifting hundreds of millions of people out of poverty.” To accomplish that, India will need energy resources – imported energy which it can get from Russia (as well as other places) and it will need partners and investors to develop its own resources and energy transport infrastructure. Again, Russia is likely to play a role, especially given India’s long history of cooperation with the Soviet Union. Indonesia is another bright spot, according to Zakaria. “Indonesia is the largest Muslim country in the world,” he wrote. “It has more Muslims than Egypt, Iraq, Syria, Libya, Jordan, Lebanon, Saudi Arabia and all the Gulf States put together. Only 10 years ago, the fear was that Islamic militants were taking over the country and that it was an economic mess and an unreliable crisis spot in the region. The country has defied all skeptics and [in July] it took a big step forward.” That step was the election of Joko Widodo, which Zakaria says “marks the consolidation of Indonesia’s democracy.” Widodo defeated one of the last of the old guard of the Suharto regime. And most important, he is a businessman turned politician and he has a reputation as a competent and honest governor and mayor. He ran on a platform of economic development with virtually no reference to religion. Russia has been active in Indonesia. LUKOIL in fact has been involved in agreements with state oil company Petramina and I myself have written in the past about Indonesian interest in Russian enhanced recovery technologies for mature fields. The climate might be different – Indonesia versus West Siberia – but subsurface realities can be similar. Finally, there is Mexico, whose legislature has just approved the ambitious energy reform proposals of President Enrique Pena Nieto, ending 75 years of state control of Mexico’s energy sector. This could become a game changer for Mexico which is very near to being considered a failed state. It could bring investment, new technology and jobs into the country. Again, you find LUKOIL already signing agreements with Mexico’s national oil company PEMEX and other overtures from other Russian companies, not just operators but also technology and service providers as well as investors. I may be going out on a limb here but it occurs to me that if 70 percent of the world’s oil and gas resources are controlled by national oil companies, technology transfer and sharing of know-how is guaranteed. Whatever might be needed would be available somewhere if you have enough partners with whom you are in a dialogue. I’m sure people smarter than I have already thought this through.

#8-9 August-September 2014

решил использовать в качестве предвыборной программы обеспечение экономического роста страны. Если Моди сможет удержаться в этом русле, воздерживаться от фундаменталистской идеологии и принимать сложные решения, возможно, ему удастся вернуть Индию на путь быстрого экономического роста и, таким образом, избавить от бедности сотни миллионов людей». Для этого стране понадобятся энергоресурсы – их поставку сможет обеспечить Россия (и другие экспортеры), а также партнеры и инвесторы, которые помогут в освоении собственных ресурсов и строительстве инфраструктуры для их транспортировки. И вновь Россия, возможно, будет играть здесь главную роль, особенно если учесть многолетний опыт сотрудничества между Индией и СССР. По мнению Закарии, надежды связываются также и с Индонезией. «Из всех стран мира именно в Индонезии проживает больше всего мусульман, – пишет он. – По численности мусульманского населения она превосходит Египет, Ирак, Сирию, Ливию, Иорданию, Ливан, Саудовскую Аравию и все страны Персидского залива, вместе взятые. Еще 10 лет назад существовала реальная угроза захвата власти воинствующими исламистами, в экономике царил хаос, а страна в целом представляла собой «горячую точку» в регионе. Но, вопреки прогнозам скептиков, (в июле) Индонезия сделала большой шаг вперед». Этим шагом стало избрание на пост президента страны Джоко Видодо. Как утверждает Закария, «избрание Видодо ознаменовало укрепление демократии в стране», так как ему удалось победить последнего представителя «старой гвардии» Сухарто. Но самое главное заключается в том, что Джоко Видодо – предприниматель, ставший политиком, уже проявил себя как компетентный и честный руководитель на постах мэра и губернатора. Свою предвыборную программу он построил на стратегии экономического развития страны, практически не упоминая религию. Россия активно работает в Индонезии. «ЛУКОЙЛ» уже подписывал соглашения с государственной нефтяной компанией Petramina, а ранее я писала об интересе индонезийской стороны к российским технологиям повышения нефтеотдачи для зрелых месторождений. Конечно, с точки зрения климата Индонезия несколько отличается от Западной Сибири, но в том, что касается недр, различий у них гораздо меньше. В заключение скажем несколько слов и о Мексике. Мексиканские законодатели недавно одобрили масштабный пакет реформ в области энергетики, предложенный президентом страны Энрике Пеной Ньето. Этот пакет, положивший конец 75-летней монополии государства в сфере контроля над энергетической отраслью, может в корне изменить ситуацию в стране, уже практически признанной банкротом, и привлечь в Мексику инвесторов, обеспечив таким образом условия и для технологического прогресса, и для создания новых рабочих мест. И вновь мы встречаемся здесь с «ЛУКОЙЛом», подписывающим соглашения с мексиканской национальной нефтекомпанией PEMEX. В Мексику также стремятся и другие российские компании, причем не только добывающие, но также сервисные и разрабатывающие новые технологии. Не отстают от них и российские инвесторы. Возможно, мое мнение будет несколько отличаться от мнения большинства, но мне кажется, что если 70% мировых углеводородных запасов контролируются национальными нефтяными компаниями, всегда можно будет найти возможность обмена технологиями и «ноу-хау». И то, что вам требуется, обязательно где-нибудь отыщется – главное, чтобы у вас было достаточно готовых к диалогу партнеров. Уверена, что об этом уже подумали люди, гораздо более сведущие, чем я. Oil&GasEURASIA

Outstanding efďŹ ciency, economy and reliability. The MWM Series TCG 2020. Maximum efficiency, impressive economy and high overall availability through extended maintenance inter vals. When you want one of the best energy solutions. www.mwm.net

TCG 2020

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

As Bad as the News Sounds, there is Hope as Russia Pivots East В потоке плохих новостей поворот России на Восток вселяет надежду

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 50

ARCTIC | АРКТИКА

Vasily Bogoyavlensky: Arctic Should Stay Clean!

Василий Богоявленский: Арктика должна остаться чистой! THOUGHT LEADERSHIP | ПЕРЕДОВЫЕ ИДЕИ

ION Sees Opportunity in the Russian Arctic and Siberian Unconventionals

ION видит большие перспективы в российской Арктике и разработке нетрадиционных месторождений в Сибири FINANCE | ФИНАНСЫ

Props for the Industry How financial infrastructure influences the oil business development

Опора для отрасли

Как финансовая инфраструктура влияет на развитие нефтегазовой отрасли ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

New Pumps for Producing High-Viscosity Oil Новые насосы для добычи высоковязкой нефти

21ST WORLD PETROLEUM CONGRESS | 21-Й МИРОВОЙ НЕФТЯНОЙ КОНГРЕСС

OGE on the scene Наш фоторепортаж с места события

UPSTREAM | РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА

MOL Looks for New Opportunities in Russia MOL в России: Поиск новых возможностей

LNG | СПГ

Gazprom Keen to Become Key Gas Supplier in Asia «Газпром» стремится стать ведущим поставщиком газа в Азии

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION SIMULATION | МОДЕЛИРОВАНИЕ

What’s Behind the Numbers? Что стоит за цифрами?

НЕФТЕТАНКИ

Нефтетанки – мягкие резервуары для нефтепродуктов

OILFIELD CHEMICALS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта

DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Выбор бурового раствора для бурения неустойчивых глинистых отложений в Западной Сибири CLARIFICATION In the June-July issue (OGE #6-7), the source of the cover photo, which was part of the collage, and the photo on page 22, wasn't identified. Both photos were provided courtesy of OPRA Turbines.

58 РАЗЪЯСНЕНИЕ В предыдущем выпуске НГЕ (№ 6-7) не был указан источник фотографии, которая использовалась в оформлении коллажа на обложке, а также источник снимка, опубликованного на 22-й странице. Обе фотографии были предоставлены компанией OPRA Turbines.

Oil&GasEURASIA

ɇɟ ɨɫɬɚɜɢɦ ɜ ɩɥɚɫɬɟ ɧɢ ɨɞɧɨɣ ɤɚɩɥɢ ɧɟɮɬɢ

ɋɧɢɠɚɣɬɟ ɪɢɫɤɢ ɩɨɜɵɲɚɣɬɟ ɞɨɛɵɱɭ ɢ ɤɨɧɟɱɧɵɣ ɤɨɷɮɮɢɰɢɟɧɬ ɢɡɜɥɟɱɟɧɢɹ ɧɟɮɬɢ ɢɡ ɤɚɠɞɨɣ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɂɧɬɟɥɥɟɤɬɭɚɥɶɧɵɟ ɫɢɫɬɟɦɵ ɡɚɤɚɧɱɢɜɚɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧ ɤɨɦɩɚɧɢɢ Ȼɟɣɤɟɪ ɏɶɸɡ ɨɛɟɫɩɟɱɢɜɚɸɬ ɢɧɬɟɝɪɢɪɨɜɚɧɧɵɟ ɚɞɪɟɫɧɵɟ ɪɟɲɟɧɢɹ ɤɨɬɨɪɵɟ ɩɨɜɵɲɚɸɬ ɤɨɷɮɮɢɰɢɟɧɬ ɢɡɜɥɟɱɟɧɢɹ ɧɟɮɬɢ ɢ ɭɦɟɧɶɲɚɸɬ ɡɚɬɪɚɬɵ ɉɪɟɞɩɪɢɧɢɦɚɣɬɟ ɫɜɨɟɜɪɟɦɟɧɧɵɟ ɢ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɵɟ ɲɚɝɢ ɞɥɹ ɭɫɩɟɲɧɨɣ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɜɚɲɢɯ ɚɤɬɢɜɨɜ ɢɫɩɨɥɶɡɭɹ ɨɩɬɢɦɢɡɢɪɨɜɚɧɧɵɟ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɜɤɥɸɱɚɹ ɨɩɬɨɜɨɥɨɤɨɧɧɵɟ ɫɢɫɬɟɦɵ ɜɧɭɬɪɢɫɤɜɚɠɢɧɧɨɝɨ ɦɨɧɢɬɨɪɢɧɝɚ ɜɧɭɬɪɢɫɤɜɚɠɢɧɧɵɟ ɷɥɟɤɬɪɢɱɟɫɤɢɟ ɞɚɬɱɢɤɢ ɞɚɜɥɟɧɢɹ ɢ ɬɟɦɩɟɪɚɬɭɪɵ ɚ ɬɚɤɠɟ ɪɚɫɯɨɞɨɦɟɪɵ ɫɢɫɬɟɦɵ ɜɜɨɞɚ ɯɢɦɢɱɟɫɤɢɯ ɪɟɚɝɟɧɬɨɜ ɢ ɝɢɞɪɚɜɥɢɱɟɫɤɢɟ ɤɥɚɩɚɧɵ ɞɥɹ ɭɩɪɚɜɥɟɧɢɹ ɩɪɢɬɨɤɨɦ ɋɞɟɥɚɣɬɟ ɩɟɪɜɵɣ ɲɚɝ ɤ ɩɨɥɭɱɟɧɢɸ ɧɚɞɟɠɧɵɯ ɞɚɧɧɵɯ ɧɚ %DNHU+XJKHV FRP ,36. %DNHU +XJKHV ,QFRUSRUDWHG ȼɫɟ ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ

#8-9 August-September 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ LOGISTICS | ЛОГИСТИКА

Alexander Svistunov: Systematic Approach and Integration Pave Way to Success Александр Свистунов: Системный подход и интеграция как залог успеха

CONTROL SYSTEMS | СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

Online CHP Plant Maintenance with VPN Router Дистанционное техобслуживание когенерационных установок

SCIENCE & TECHNOLOGY | НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ

One Hundred Years of Innovations Сто лет инноваций

POWER PLANTS | ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Upgraded Mobile Gas Turbine Electric 2.5 MW Power Plants by MOTOR SICH Модернизированные передвижные газотурбинные электростанции 2,5 МВт производства АО «МОТОР СИЧ»

TECHNICAL TRAINING TOURS | ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ

Training in the USA for Russian Oilfield Specialists! Обучение в США для российских нефтяников!

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ

ИнтраСофт™ – новые технологии супервайзинга

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Drager. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка ТМК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка Caterpillar Energy Solutions GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 Monty & Ramirez LLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

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

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

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

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

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

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

www.oilandgaseurasia.com

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

e-mail: info@eurasiapress.com

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 INPEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 «Буринтех» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Ingeoservice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Sayuru Marine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47, 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 sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 2553 Fax: +7 (499) 678 2554

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

is a Member of:

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

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

115114, Россия, Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2014, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

WiBand™ Òåõíîëîãèÿ øèðîêîïîëîñíîé îáðàáîòêè äàííûõ êîìïàíèè GX Technology îòêðûâàåò òàéíû çåìëè.

Ñòàíäàðòíàÿ îáðàáîòêà*

Îáðàáîòêà ïî òåõíîëîãèè WiBand*

Ύʪ̦̦̼̖̌ ̨̪̬̖̭̯̣̖̦̼̔̌̏ ̡̨̛̥̪̦̖̜̌ WŽůĂƌĐƵƐ >ŝŵŝƚĞĚ ÖÅÍÒÐÛ ÎÁÐÀÁÎÒÊÈ ÄÀÍÍÛÕ: ÕÜÞÑÒÎÍ, ÄÅÍÂÅÐ, ÎÊËÀÕÎÌÀ, ÊÀËÃÀÐÈ, ÐÈÎ-ÄÅ-ÆÀÍÅÉÐÎ, ÏÎÐÒ-ÎÔ-ÑÏÅÉÍ, ËÎÍÄÎÍ, ÊÀÈÐ, ÏÎÐÒ-ÕÀÐÊÎÐÒ, ËÓÀÍÄÀ, ÌÎÑÊÂÀ, ÏÅÊÈÍ, ÄÅËÈ (ÃÓÐÃÀÎÍ), ÏÅÐÒ

Ðåøåíèå êîìïàíèè GXT äëÿ øèðîêîïîëîñíîé îáðàáîòêè äàííûõ, ðåãèñòðèðóåìûõ ñ ïîìîùüþ ìîðñêîé êîñû Òåõíîëîãèÿ WiBand (ïàòåíò çàÿâëåí) îáåñïå÷èâàåò óâåëè÷åíèå äèàïàçîíà ÷àñòîò â íèçêî÷àñòîòíîé è âûñîêî÷àñòîòíîé ñîñòàâëÿþùèõ ñïåêòðà çà ñ÷åò ïðèìåíåíèÿ ñîáñòâåííûõ òåõíîëîãèé äëÿ îñëàáëåíèÿ âîëí-ñïóòíèêîâ. Ýòî ïîçâîëÿåò èçâëåêàòü áîëåå øèðîêèé äèàïàçîí ÷àñòîò èç ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ, ðåãèñòðèðóåìûõ ñ ïðèâëå÷åíèåì áóêñèðóåìîé ìîðñêîé êîñû ñòàíäàðòíîé èëè ãëóáèííîé êîíôèãóðàöèè. ×òî âû èìååòå â èòîãå? Îòëè÷íûå èçîáðàæåíèÿ âûñîêîãî ðàçðåøåíèÿ, ðàñêðûâàþùèå âñå òàéíû çåìëè. Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.ru/WiBand.

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè →

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

AERO System Helps Increase Oil Recovery

Система AERO помогает повысить нефтеотдачу

AERO (Activated Environment for Recovery of Oil) System developed by U.S.-based Glori Energy enhances production from waterflooded fields by stimulating a reservoir’s naturally occurring microbes to improve water sweep and oil mobility. The system activates specific microbes that reduce the interfacial tension between the oil and water, helping loosen and free trapped oil. Subsequent to the activation of the microbes, biomass from microbial growth is produced where the oil is trapped. This biomass results in dynamic and continu- PHOTO / ФОТО: GLORI ENERGY ous changes of water flow patterns at the reservoir’s porethroat level, freeing up more pathways for oil flow. The addition of Glori’s AERO System to an ongoing waterflood can provide potential ultimate incremental recovery of an additional 9-12 percent of the original oil in place. Utilizing the existing infrastructure of wells currently under waterflood, the AERO System is installed with minimal additional footprint. The AERO System is customized to be unique to each reservoir through Glori’s implementation process. This two-step process of reservoir analysis & treatment design (1), and field deployment (2) greatly minimizes project risk.

Разработанная американской компанией Glori Energy система AERO™ (активирование окружающей среды для извлечения нефти) повышает добычу из обводненных залежей путем стимулирования изначально содержащихся в пласте микробов для улучшения охвата заводнением и подвижности нефти. Система активирует специфические микробы, уменьшающие поверхностное натяжение на границе между нефтью и водой, помогая высвободить так называемую защемленную нефть. После активации микробов, в результате их роста происходит образование биомассы в местах, где расположены нефтяные ловушки. Формирование этой биомассы приводит к динамическим и непрерывным изменениям характера течения воды на уровне поровых каналов коллектора, высвобождая пути для потока нефти. Использование системы AERO от Glori Energy дополнительно к заводнению может потенциально обеспечить дополнительную добычу порядка 9-12% начальных балансовых запасов нефти. С учетом использования существующей инфраструктуры скважин, в которых в настоящее время проводится закачка воды, для установки системы AERO System требуется минимальная дополнительная площадь. Система AERO адаптирована к конкретным потребностям. Для этого используется процесс реализации системы Glori Energy. Этот двухэтапный процесс, который включает анализ пласта и проектирование обработки (1-й этап) и размещение системы на месте проведения работ (2-й этап), существенно снижает проектные риски.

Honeywell to Upgrade Molikpaq Rig

Honeywell модернизует ледостойкую платформу «Моликпак»

Honeywell Process Solutions announced it will upgrade process control and alarm management systems at the Molikpaq platform offshore Sakhalin to improve safety, reliability and operational efficiency. The rig, owned by Sakhalin Energy Investment Co. Ltd., celebrated its 15-year anniversary last September. It produces 48,000 barrels of crude oil per day. The Molikpaq platform was installed northeast of Sakhalin, 16 kilometers offshore, at a depth of 30 meters. In the winter, the temperature, including the wind chill, can be as cold as −70 F. To modernize the process control system and improve safety at the facility, Honeywell will implement the latest version of its Experion Process Knowledge System (PKS), which will be extended by the new C300 controller including Foundation Fieldbus license. By enabling unified access to process control, production management and asset

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

Honeywell Process Solutions объявила о модернизации системы управления технологическими процессами и внедрении системы управления аварийными сигналами на морской платформе «Моликпак» на шельфе Сахалина с целью повышения безопасности, надежности и эффективности процесса эксплуатации. Принадлежащей «Сахалин Энерджи» платформе в сентябре прошлого года исполнилось 15 лет. Объем добычи составляет 48 тыс. баррелей нефти в день. Платформа расположена на севере Сахалина в 16 км от берега на глубине 30 м. Зимой температура воздуха на шельфе с учетом ветрового охлаждения может опускаться до −57 ºС. Для модернизации системы управления производством и повышения уровня безопасности на платформе Honeywell внедрит новейшую версию системы Experion Oil&GasEURASIA

#8-9 August-September 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ management, the distributed control system will help improve efficiency and profitability, reduce total cost of ownership while helping the facility achieve optimum production of oil. In addition, Honeywell will install its DynAMo Alarm Suite, which leverages more than 20 years of alarm management experience in the process industries, and can help users reduce overall alarm count by as much as 80 percent, identify maintenance issues, and increase visibility of critical alarms that require urgent attention.

PHOTO / ФОТО: HONEYWELL

Process Knowledge System (PKS), которая будет снабжена контроллером C300 и шиной Foundation Fieldbus. За счет предоставления персоналу унифицированного доступа к средствам управления технологическими процессами, производственной деятельностью и активами эта система позволит повысить рентабельность и производительность, сни● Implementation of Honywell’s Experion Knowledge Process System will зить общую стоимость modernize the process control system and improve safety at the Molikpaq rig владения и поможет ● Внедрение разработанной Honeywell системы Experion Knowledge достичь оптимального Process System модернизует систему управления производством объема добычи нефти и повысит уровень безопасности на платформе «Моликпак» на объекте. производственный процесс Кроме того, Honeywell установит систему автоматизации DynAMo Alarm Suite, которая использует накопленный в течение более 20 лет опыт управления аварийными сигналами в перерабатывающей промышленности. Система способна уменьшить общее количество аварийных сигналов на Sercel has launched QuietSea, its new passive acoustic 80 процентов, помочь в выявлении проблем с обслужиmonitoring (PAM) system designed to detect the presence ванием, а также увеличить видимость критических сиг-

Sercel Launches QuietSea Marine Mammal Monitoring System

Society of Petroleum Engineers Annual Technical Conference and Exhibition

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

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

Attracting attendees from around the world, this dynamic conference and exhibition will feature best practices, future trends, and the newest tools and technologies. Browse the Conference Preview and register at www.spe.org/go/atceogea.

Host Organisation

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

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

Schneider Electric Introduces New Input-Output Modules Foxboro of Compact 200 Series

PHOTO / ФОТО: SCHNEIDER ELECTRIC

Schneider Electric has launched a new line of inputoutput modules for the automated process control system Foxboro Evo. Field modules Foxboro of the Compact 200 series enable installation of larger amount of equipment over a smaller area, reducing the necessary space up to 50 percent. Important advantages of the field modules compared to the traditional solutions include their small size, enabling placement of the unit in restricted areas, for example, on offshore drilling platforms, and also – a possibility to expand the capacity of existing units without the expenses related to the extension of production facilities. High-density carrier cards and a possibility to avoid using cabinets make it possible to save space, significantly reduce

налов, требующих немедленного гирования.

реа-

Sercel выпустила новую систему мониторинга морских млекопитающих Sercel выпустила QuietSea, новую систему пассивного акустического мониторинга (ПАМ). Данная система позволяет выявлять присутствие морских млекопитающих при сейсмической съемке. В отличие от систем ПАМ с отдельной антенной, QuietSea эффективно интегрируется в сейсмоприемные косы Sentinel производства Sercel (Sentinel, Sentinel RD и Sentinel MS). Благодаря этому значительно повышается возможность обнаружения морских млекопитающих: расширенный диапазон прослушивания охватывает большее количество звуков, издаваемых различными видами китообразных. Преимущество системы QuietSea состоит во взаимодействии с морским сейсмическим регистратором Seal 428 и навигационной системой SeaPro Nav производства PHOTO / ФОТО: SERCEL

of marine mammals during seismic operations. Unlike other separate antenna PAM systems, QuietSea is seamlessly integrated as an add-on within the Sercel Sentinel seismic streamer (Sentinel, Sentinel RD and Sentinel MS). This allows for greatly enhanced marine mammal detection capabilities in a wide frequency listening range that covers a large variety of vocalizing cetacean species. QuietSea also benefits from synergies with Sercel’s Seal 428 marine seismic recorder and SeaPro Nav navigation system to accurately locate marine mammal positions. While enabling marine seismic contractors to fully comply with increasingly widespread marine mammal monitoring regulations worldwide, QuietSea also helps optimize the productivity of marine seismic operations. Unlike other industry PAM systems which carry the risk of their separate array becoming tangled at sea and causing downtime, QuietSea’s integrated architecture allows for easy and safe deployment, guaranteeing reliable operations.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● QuietSea system is set to revolutionize passive acoustic monitoring within the seismic industry ● Система QuietSea призвана коренным образом изменить пассивный акустический мониторинг в сейсморазведке Sercel, обеспечивающем точное определение местонахождения морских млекопитающих. QuietSea также помогает оптимизировать производительность морских сейсмических работ, позволяя подрядчикам вести работы в соответствии с требованиями по мониторингу морских млекопитающих. В отличие от других промышленных систем ПАМ, имеющих отдельные антенны, которые могут запутаться в воде и вызвать простои, интегрированная архитектура системы QuietSea позволяет легко и безопасно разворачивать ее на месте работ, обеспечивая надежность в эксплуатации.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

#8-9 August-September 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ the equipment weight and cut down the operating costs and power consumption. Input-output modules of the Compact 200 series are compatible with many generations of controllers, software and network hardware Foxboro, which makes it possible to combine various module types in one controller. The latest product of the line of input-output subsystem Foxboro Evo includes a fully software configurable input-output module, modules for competitive systems upgrading, and means for assurance of sparksafe circuits.

Shell Will Supply Russia with Motor Oil Based on Natural Gas In early June, Shell presented in Moscow the new generation Shell Helix Ultra motor oil with a breakthrough technology Shell PurePlus. The oil, produced from natural gas, is the most innovative product in the history of Shell. The product’s packaging with the use of Shell PurePlus technology is performed at Shell Group’s plant in the town of Torzhok – one of the company’s largest lubricants manufacturing facilities in Europe. In the course of development of Shell Helix Ultra, Shell integrated its proprietary technology of the active

2014 WPCE Awards for Technological Development

Schneider Electric представляет новые модули ввода-вывода Foxboro серии Compact 200 Schneider Electric выпустила новую линейку модулей ввода-вывода для автоматизированной системы управления технологическими процессами Foxboro Evo. Полевые модули Foxboro серии Compact 200 позволяют установить большее количество оборудования на меньшей площади, сокращая до 50% необходимую площадь. Важными преимуществами новых полевых модулей по сравнению с традиционными решениями являются компактность, позволяющая размещать устройства на небольших площадях, например, на морских буровых платформах, и возможность увеличения емкости действующих установок без затрат, связанных с расширением производственных мощностей. Несущие платы повышенной плотности и возможность отказаться от шкафов позволяет сэкономить место, значительно уменьшить вес оборудования и сократить производственные и энергозатраты. Модули ввода-вывода серии Compact 200 совместимы со многими поколениями контроллеров, программного обеспечения и сетевого оборудования Foxboro, что позволяет сочетать разные типы модулей на одном контроллере. Новейшее пополнение в линейке подсистемы в/в Foxboro Evo включает полностью программно-

Награды Мирового нефтяного конгресса за достижения в развитии технологий в 2014 году

Small- to medium-sized companies

Large Companies & NOCs

Небольшие и средние компании Крупные компании и ННК

Glori Energy: Activated Environment for Recovery of Oil (AERO) System LanzaTech: Gas Fermentation Process Nanto Cleantech spa: Disruptive Cleantech Technologies for CostEffective Industrial Applications

ABB: World’s first fully autonomous self-powered wireless temperature transmitter ExxonMobil: ExxonMobil and LNG Hindustan Petroleum Corporation Ltd: Smart Wireless in Oil marketing Terminals: An innovative & cost-effective solution

Glori Energy: Система активирования пород для извлечения нефти (AERO) LanzaTech: Процесс ферментации газа Nanto Cleantech spa: Прорывные экологически чистые технологии для экономически эффективного промышленного применения

ABB: Первый в мире полностью автономный беспроводной датчик температуры с собственным источником энергии ЕxxonMobil: ExxonMobil и СПГ Hindustan Petroleum Corporation Ltd: Интеллектуальная радиосвязь на нефтетоварных базах: Инновационное экономически эффективное решение

The Excellence Award is one of the most prestigious recognitions in the oil and gas industry. They are awarded every three years by the World Petroleum Council during the World Petroleum Congress. The award honors companies, institutions, public or private, for projects or innovations that promote or operate with high excellence. Награда за высокие достижения является одной из наиболее престижных в нефтегазовой отрасли и присуждается Всемирным нефтяным советом каждые три года на Мировом нефтяном конгрессе. Обладателями награды становятся компании и организации, – как государственные, так и частные, представившие проекты или инновационные разработки, – повышающие эффективность работы. PHOTO / ФОТО: WPC

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

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

detergent additives (Active Cleansing Technology) with its patented technology for the base oil Shell PurePlus. The content of the base-stock in the motor oil can reach 75-90 percent, therefore the base-stock is an important component of the end product. Compared to the base-stock produced from crude oil, the gas-toliquids technology (GTL) ensured production of a cleaner base-stock containing virtually no harmful contaminants, typical for the products of crude oil. A synthetic base-stock ensures better parameters of viscosity, friction and evaporability. For consumers, it will mean an increase of the engine lifetime, reduction of servicing costs, lower oil consumption, and a higher degree of engine cleansing.

PHOTO: ROSNEFT / ФОТО: РОСНЕФТЬ

Rosneft Produces First Pilot Batch of Fischer Tropsch Synthesis Catalysts Rosneft has produced first pilot batches of Fischer Tropsch synthesis catalysts at its Angarsk catalyst and organic synthesis plant. Today, the plant in Angarsk is the first Russian plant capable of manufacturing such catalysts on a commercial scale. The catalysts produced provide natural and oil-dissolved gas to be processed into synthetic hydrocarbons. They were tested in laboratory and have already proved its high performance properties. Possession of technology to produce high-performance FT synthesis catalysts allows Rosneft to finish the project on manufacturing the first GTL pilot unit in Russia, which is scheduled to be put into operation at Novokuibyshevsky oil refinery in 2018. The results of the test performed for GTL PPE will pave the way for construction of plant equipment aimed at natural oil-dissolved gas processing Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

конфигурируемый универсальный модуль ввода-вывода, модули модернизации конкурентных систем и средства обеспечения искробезопасных цепей.

Shell выводит на рынок моторное масло на основе природного газа В начале июня в Москве Shell представила моторное масло нового поколения Shell Helix Ultra с революционной технологией Shell PurePlus. Это моторное масло, созданное из природного газа, является самым инновационным продуктом в истории Shell. Фасовка продукта Shell Helix Ultra с технологией Shell PurePlus производится на заводе концерна Shell в Торжке – одном из крупнейших комплексов по производству смазочных материалов Shell в Европе При создании моторного масла Shell Helix Ultra, «Шелл» объединил свою фирменную технологию активных моющих присадок (Active Cleansing Technology) с запатентованной технологией создания базового масла Shell PurePlus. Содержание базового масла в составе моторного масла достигает 75-90%, поэтому первое является важным компонентом конечного продукта. По сравнению с базовым маслом из сырой нефти, технология ГЖК обеспечивает производство более чистого базового масла, которое практически не содержит вредных примесей, характерных для продуктов, полученных из сырой нефти. Синтетическое базовое масло обеспечивает более высокие показатели вязкости, трения и испаряемости. Для потребителя это означает увеличение ресурса двигателя, снижение расходов на обслуживание, меньший расход масла, меньший расход топлива и более высокую степень очистки двигателя.

«Роснефть» выпустила первую в России опытно-промышленную партию катализаторов синтеза Фишера-Тропша На принадлежащем «Роснефти» Ангарском заводе катализаторов и органического синтеза (ОАО «АЗКиОС») выпущены первые опытно-промышленные партии катализаторов синтеза Фишера-Тропша. Сегодня «АЗКиОС» – единственное в России предприятие, которое может выпускать подобные катализаторы в промышленных Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ into synthetic oil and components of synthetic fuels, including aviation fuel.

Tatneft Develops Dual Injection Technology Tatneft continues to actively apply innovative engineering solutions to ensure the efficient oil fields operation. Dual injection method is one of them. The dual injection technology is today used in 610 injection wells. The technology of dual injection was implemented in 42 injection wells of Tatneft during six months of 2013. The additional production by the influenced producing wells totaled more than 1.3 million tons. The company is implementing a program to protect the production casing in order to protect the downhole equipment from the effects of high pressure and corrosion damage. In the frame of the program there were M1-X packers installed in 243 injection wells during the first half of this year. Highly reliable M1-X packers are introduced complete with corrosion resistant tubing and anti-corrosion liquid injection, which allows for even more efficient wells production casing protection from the high pressure and corrosion impact. Since the beginning of the program implementation M1-X packers have been installed in 4,313 injection wells at Tatneft.

#8-9 August-September 2014

масштабах. Они позволяют эффективно перерабатывать природный и попутный нефтяной газ в синтетические углеводороды. Они успешно прошли испытания на лабораторном уровне и уже доказали свои высокие эксплуатационные характеристики. Промышленные технологии производства высокоэффективных катализаторов синтеза Фишера-Тропша позволят «Роснефти» завершить проект по созданию первой в России опытно-промышленной установки GTL, запуск которой запланирован на 2018 год на площадке ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод». Результаты испытаний, проведенных на ОПУ GTL, станут основой для создания промышленных установок, предназначенных для переработки попутного нефтяного газа в синтетическую нефть и компоненты синтетических топлив, в том числе авиационного топлива.

«Татнефть» развивает технологии одновременно-раздельной закачки «Татнефть» продолжает активно применять инновационные разработки, обеспечивающие эффективную эксплуатацию месторождений. Одной из них является метод одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). По технологии ОРЗ на сегодняшний день эксплуатируется 610 нагнетательных скважин. За шесть месяцев 2014 года технология ОРЗ внедрена на 42 нагнетательных скважинах компании.

ABB Technology to Power Ice-going LNG Carriers on Their Way From Siberia to Europe and Asia

Технологии ABB обеспечат энергией танкеры СПГ на пути из Сибири в Европу и Азию

ABB has secured a contract to supply electrical power and propulsion systems for the first of 16 Yamal LNG carriers. The contract, which includes options to equip 15 further vessels, is part of a project to transport LNG from the Yamal peninsula in Northwest Siberia to Asia and Europe. The order was booked in the first quarter. A consortium of partners, headed by Russian gas producer NOVATEK, have joined the Yamal project to open up gas from the Yamal peninsula, which is located inside the Arctic Circle and locked in ice for most of the year. The LNG will be shipped out of Sabetta port using the new 170,000 cubic meter capacity LNG carriers built to ice-breaking capability of ARC 7, an ice-class scale that goes up to 9. Shipment will be made to Asia via the Northern Sea Route in summer months resulting in substantially reduced delivery times when compared to transit via traditional routes, as well as cutting fuel consumption and ship fuel emissions. The new building program has been awarded to Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME), in South Korea. ABB’s scope of supply includes turbochargers, generators, switchboards, transformers, electric drives, propulsion control and the Azipod propulsion unit. The design will allow ship operations in temperatures as low as −50 C. The advanced solution facilitates ship operations predominantly without ice breaker escort.

ABB получила контракт на поставку систем обеспечения электроэнергией и движительных установок для первого из 16 ямальских танкеров. Контракт, предусматривающий возможность оснащения остальных 15 судов, является частью проекта по транспортировке СПГ с полуострова Ямал в северозападном регионе Сибири в Азию и Европу. Заказ был размещен в первом квартале этого года. Консорциум, возглавляемый российской газодобывающей компанией «НОВАТЭК», присоединился к ямальскому проекту для освоения газа Ямала, находящегося за Полярным кругом и запертого льдами в течение большей части года. СПГ будет транспортироваться из порта Сабетта новыми танкерами СПГ грузовместимостью 170 тыс. м3 усиленного ледового класса и льдопроходимостью класса ARC 7 по шкале до девяти единиц. Транспортировка в Азию будет осуществляться по Северному морскому пути в летние месяцы, что позволит существенно сократить время доставки по традиционным маршрутам, а также значительно уменьшить потребление топлива и выбросы дымовых газов. Контракт на осуществление строительства получила южнокорейская компания Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME). Объем поставок, которые должна обеспечить компания ABB, включает турбокомпрессоры, генераторы, распределительные щиты, трансформаторы, электроприводы, системы управления гребными установками и гребные установки Azipod. Конструкция позволит эксплуатировать судно при температурах до −50 oС. Инновационные решения обеспечивают возможность эксплуатировать судно преимущественно без сопровождения ледоколов.

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

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Дополнительная добыча нефти по влияющим добывающим скважинам составила более 1,3 млн т. С целью защиты подземного оборудования от воздействия высокого давления и коррозионного разрушения в компании реализуется программа по защите эксплуатационных колонн скважин. В ее рамках в первом полугодии текущего года на 243 нагнетательных скважинах внедрены пакеры М1-Х. Высоконадежные пакеры М1-Х внедряются в комплекте с насосно-компрессорными трубами в антикоррозийном исполнении и закачкой антикоррозионной жидкости, что позволяет еще более эффективно защищать эксплуатационную колонну скважин от высокого давления и коррозии. Всего с начала реализации программы пакерами М1-Х оборудованы 4 313 нагнетательных скважин «Татнефти».

PHOTO: VLADIMIR BUTENKO / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО

Will Power can turn your ambition into a career. Have you got it in you? Harness your technical experience in operations to help us build for the future during this pre-operational phase and the ongoing operation of the world-leading Ichthys LNG Project, located in the north-west of Australia. At INPEX we are looking for the following engineering professionals with proven oil and gas experience, to ﬁll a number of roles: Flow Assurance Engineer (Perth) Lead Production Engineer (Perth) Production Chemist (Perth) Senior Production Optimisation Engineer (Perth) Senior Instrumentation & Controls Engineer (Perth)

Electrical Engineer (Perth) Rotating Equipment Engineers (Darwin) Instrument / Systems Engineer (Darwin) Shutdown Planner (Perth) Information Management Coordinator (Perth)

Technical Trainer (Perth) Start Up Engineers (Perth) Start Up Superintendents (Perth)

When complete, the Ichthys Project will consist of a semi-submersible central processing facility (CPF), an inter-connected ﬂoating, production, storage and offtake (FPSO) vessel, 885km of subsea pipeline and a two train onshore LNG facility on Darwin’s Bladin Point. You will use your knowledge and experience in the development of key processes, procedures and systems during this pre-operational phase of the project through Startup and into steady state operations.

Visit INPEXcareers.com to apply now.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

ARCTIC / АРКТИКА

Vasily Bogoyavlensky:

Василий Богоявленский: Арктика должна остаться чистой! Elena Zhuk

radual depletion of onshore hydrocarbon reserves slowly but surely pushes oil and gas production offshore. And yet, production has dipped already in a number of traditional offshore basins, prompting industry majors to focus their attention on the most difficult region in terms of operating conditions, Arctic offshore. Russia’s beginning of offshore fields’ development beyond the Arctic Circle requires special attention to environmental safety issues. OGE talks with professor Vasily Bogoyavlensky, corresponding member of the Russian Academy of Science (RAS) and deputy director of Oil and Gas Research Institute of Russian Academy of Sciences (OGRI RAS), about international experience that may come in handy in implementing large-scale Arctic programs in Russia. In the Shelf lab run by the scientist, experts study not only hydrocarbon potential of key world offshore basins including Arctic but also the history of discovery and development of the most important deposits, as well as the accidents and disasters that happened during their development or during marine transport of hydrocarbons. Oil & Gas Eurasia: How heavy for today’s Russia is the financial burden of hydrocarbon reserves’ development in the Arctic?

Елена Жук

о мере истощения запасов нефти и газа на суше добыча постепенно смещается на акватории морей и океанов. Но снижение уровня добычи уже происходит в ряде традиционных морских бассейнов, и поэтому внимание отрасли направлено на регион, где условия разработки месторождений наименее комфортны – на арктический шельф. Начинающееся в России освоение шельфовых месторождений в суровых условиях за Северным полярным кругом требует повышенного внимания к обеспечению экологической безопасности работ. О мировом опыте, который может пригодиться в реализации масштабных арктических программ России, в беседе с корреспондентом НГЕ рассказал член-корреспондент РАН, профессор Василий Богоявленский, заместитель директора по науке Института проблем нефти и газа РАН. В руководимой им лаборатории «Шельф» наряду с исследованиями нефтегазоносности основных морских бассейнов мира, включая Арктику, изучается история открытия и разработки наиболее значимых месторождений, аварий и катастроф при их освоении и при морской транспортировке углеводородов. НГЕ: Василий Игоревич, насколько освоение углеводородных запасов Арктики финансово обременительно для России сегодня? Oil&GasEURASIA

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Arctic Should Stay Clean!

№8-9 Август-Сентябрь 2014

Vasily Bogoyavlensky: Several years ago, then Rosneft President Sergei Bogdanchikov said that development of Arctic fields was unprofitable if oil price in global markets dropped below $100 per barrel. Perhaps, we should avoid making such adamant statements because the Arctic offshore is rather diverse. There are offshore and near-shore deposits, as well as reservoirs that cover both onshore and offshore zones. There are also deposits located close to well-developed infrastructure facilities, for instance, near Varandei terminal, Bovanenkovskoye field or Taz Peninsula, the home of the Yamburg field that has been producing gas for decades and already has a trunk pipeline. On the other hand, if we take the Laptev Sea, the East Siberian Sea and other offshore locations with no infrastructure, the cost of production may vary significantly. Information on project costs is rarely made public, but we believe that the development of Prirazlomnoye and Yurkharovskoye fields is quite profitable. According to our unofficial estimates, the cost of production at these fields is about three to four times lower than the $100 per barrel of oil equivalent. At some other fields, production can be even more profitable. I have in mind the fields located in the land-sea transit zone such as Semakovskoye, Kharasaveiskoye, Kruzenshternskoye fields, as well as several others such as Yurkharovskoye that can be developed fully or in part via application of land-based horizontal drilling technology. Judging by my Sakhalin experience, vertical drilling from an offshore platform to a depth of 2.6 kilometers (the level of Dagi oil-bearing formation at Chaivo field) is several times more expensive than drilling from the shore with 10-11.7 kilometers horizontal deviation. In other words, drilling from the shore is more profit-

Богоявленский: Несколько лет назад Сергей Богданчиков, на тот момент занимавший пост президента «Роснефти», сказал, что при цене нефти на мировых рынках ниже $100 за баррель разработка месторождении в Арктике нерентабельна. Столь категорично, наверное, утверждать нельзя, поскольку арктический шельф неоднороден. Существуют месторождения удаленные от берега и находящиеся вблизи него, частично расположенные на суше и частично на море. Также есть месторождения, расположенные вблизи объектов c хорошо развитой инфраструктурой, например, Варандейского терминала и Бованенковского месторождения, или около Тазовского полуострова, где давно разрабатывается Ямбургское месторождение и имеется магистральный трубопровод. С другой стороны, если взять море Лаптевых, Восточно-Сибирское и другие моря, где нет никакой инфраструктуры, стоимость добычи может отличаться в разы. Информация о стоимости того или иного проекта, как правило, не афишируется, но мы считаем, что разработка Приразломного и Юрхаровского месторождений весьма рентабельна. По нашим неофициальным оценкам стоимость добычи примерно в три-четыре раза ниже, чем $100 за баррель нефтяного эквивалента. Добыча на ряде других месторождений может быть еще более рентабельной. К ним я отношу расположенные в транзитной зоне суша-море Семаковское, Харасавэйское, Крузенштернское и ряд других месторождений, которые полностью или в их большей части можно осваивать бурением горизонтальных скважин с берега, как Юрхаровского. По опыту работы на Сахалине, если сравнивать бурение вертикальной скважины с морской платформы до глубины 2,6 км, где на месторождении Чайво расположена нефтеносная дагинская свита, с бурением с

License blocks in Russian offshore Arctic and the shares of acreage owned by major license holders Лицензионные участки на акваториях России и долевое распределение их суммарной площади по основным недропользователям

SOURCE: VASILY BOGOYAVLENSKY / ИСТОЧНИК: ВАСИЛИЙ БОГОЯВЛЕНСКИЙ

● ●

ARCTIC / АРКТИКА

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#8-9 August-September 2014

Vasily Bogoyavlensky graduated from Moscow’s Gubkin Institute of Petrochemical and Gas Industry or MING, as it was known then (now the Russian State Oil and Gas University, RGUNG), majoring in “Geophysical Methods of Prospecting and Exploration of Minerals.” In 1986–1990, he served as deputy chair for science at MING’s Field Geophysics Dept. Since 1990, Bogoyavlensky has been working in various roles at the Oil and Gas Research Institute, Russian Academy of Sciences (OGRI RAS), as chief scientist, head of the Arctic Dept. and manager of the Shelf lab, deputy director for Science (Arctic and Oceans). Since 2009, he has been the director of RGUNG’s geology branch at OGRI RAS, professor. In 1998–2008, he served as president of Petroleum Geo-Services ASA (PGS, Norway) in Russia and the CIS. Bogoyavlensky holds a Doctor’s degree in Engineering and is a corresponding member of the Russian Academy of Sciences. Vasily Bogoyavlensky has authored and co-authored about 200 publications, including nine invention certificates, three monographs, the Seismics reference book, 11 atlases of regional oil and gas potential. He was a member of the panel of speakers on the topic of Arctic at the 21st World Petroleum Congress held in Moscow in June 2014. Василий Богоявленский – выпускник Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина (МИНГ, ныне Российский государственный университет нефти и газа – РГУНГ), специальность – «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых». В 1986–1990 годы – заместитель заведующего кафедрой полевой геофизики данного института по науке. С 1990 года по настоящее время работает в Институте проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), главный научный сотрудник, заведующий отделом «Арктика» и лабораторией «Шельф», заместитель директора по науке (Арктика и Мировой океан). С 2009 года заведующий филиалом кафедры геологии РГУНГ в ИПНГ РАН, профессор. В 1998–2008 годах – президент компании Petroleum Geo-Services ASA (PGS, Норвегия) в России и СНГ. Доктор технических наук, член-корреспондент РАН. Автор и соавтор около 200 опубликованных работ, включая девять авторских свидетельств, три монографии, справочник «Сейсморазведка», 11 атласов региональной нефтегазоносности. В июне 2014 года выступил с докладом по арктической тематике на 21-м Мировом нефтяном конгрессе в Москве.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

ARCTIC / АРКТИКА

able. In this regard, some offshore fields can be more than just cost-effective – they may have even higher cost-efficiency levels than neighbouring onshore fields: in Arctic conditions the latter require supply of materials either via so-called “winter trail” or by helicopter. In such cases, the operator needs to set up a site, deliver gravel and other construction materials, etc) whereas for offshore fields you only need a mobile rig. During the summer season, Gazflot used a single rig to drill up to three 1,100-1,200 m wells in Senomanian deposits, which took approximately two weeks. In my opinion, Gazprom has achieved outstanding results over a 10-year exploration campaign discovering deposits in the Ob and Taz Bays. As a result, the company added more than 1.5 trillion cubic meters of gas reserves, it’s a great result. According to Gazflot, discovery of Kamennomysskoye-Sea, North-Kamennomysskoye and several other fields dropped the cost of adding reserves to 43 kopecks per ton of oil equivalent, which is much lower than on the adjacent land deposits. I think this is the absolute world record and a very cost-effective investment by Gazprom. Rosneft controls over 40 percent of license blocks and more than 78 percent of total acreage, which, according to our estimates, totals 1.75 million square kilometers. Apparently, developing such gigantic reserves on your own isn’t feasible. That is why Rosneft has struck partnerships with many foreign majors such as ExxonMobil, Statoil and ENI, which have received 33 percent each in respective projects and will shoulder the burden of fully financing

берега с горизонтальным отклонением 10-11,7 км, то горизонтальная скважина будет стоить в несколько раз дешевле, чем вертикальная. Иными словами, скважины выгоднее бурить с берега. В связи с этим некоторые месторождения на море могут быть не просто рентабельны, а более выгодны, чем на сопредельной суше, поскольку в арктических условиях на сухопутные месторождения необходимо доставлять материалы или по так называемому «зимнику», или на вертолете, нужно отсыпать площадку, завозить гравий и прочие материалы, а в морских условиях можно использовать передвижную буровую установку. За летний сезон «Газфлот» бурил одной установкой до трех скважин на сеноманские отложения, на что уходило примерно две недели при глубине скважин 1 100-1 200 м. На мой взгляд, «Газпром» добился выдающихся результатов при открытии месторождений в Обской и Тазовской губах за 10-летний период экспедиционной деятельности. В результате проведения геологоразведочных работ прирост запасов составил более 1,5 трлн м³ газа, это прекрасный результат. По данным «Газфлота» стоимость прироста 1 т запасов условного топлива при открытии и разведке месторождений Каменномысское-море, Северо-Каменномысское и ряда других составляла 43 копейки, что намного ниже, чем на сопредельной суше. Я думаю, что это абсолютный мировой рекорд, причем не только в Арктике, и очень выгодное инвестирование средств «Газпрома». «Роснефть» контролирует более 40% лицензионных участков и свыше 78% их общей лицензионной площади, составляющей, по нашим расчетам, 1,75 млн км². Очевидно, что в одиночку осваивать такие гигантские объемы работ невозможно. Поэтому по многим лицензионным участкам «Роснефть» заключила соглашения с различными зарубежными партнерами, включая ExxonMobil, Statoil и ENI, которые получили по 33,3% долей в соответствующих проектах и будут нести финансовое бремя оплаты всего этапа геологоразведочных работ до открытия месторождения. Но, как говорится в известной поговорке, «за удовольствие придется платить».

НГЕ: С какими сложностями может столкнуться Россия при освоении запасов Арктики? Богоявленский: Главные сложности связаны с природно-климатическими условиями, ведь именно ими арктические моря отличаются от других морей мира. Это экстремально низкие зимние температуры, достигающие на ряде акваторий России −40-50 ºС, вследствие чего к качеству металла предъявляются особые требования, поскольку обычный металл при столь низких температурах может стать хрупким. Для работы в этом регионе необходимы и новые буровые установки в арктическом исполнении, так как персоналу нужно обеспечить нормальные условия для безопасной работы. НГЕ: Что еще может осложнять работу на этих широтах?

Богоявленский: В некоторых случаях бурение в тяжелых ледовых условиях хоть и возможно, но весьма ограничено. Есть опыт бурения в зимнее время на шельфе Канады и Аляски, где использовалась добывающая платформа «Моликпак» гравитационного типа, которая сейчас установлена на шельфе Сахалина. В Северной Америке также есть опыт использования буровой платформы «Куллук» округлого типа, которую в случае давления льдов выдавит на поверхность, и она уцелеет. Но с учетом того, что на Oil&GasEURASIA

exploration work up to the moment when new fields are discovered. However, as the popular saying goes, “you have to pay for pleasure.”

OGE: What difficulties could Russia face while developing Arctic reserves? Bogoyavlensky: The main difficulties are linked to climatic conditions, because Arctic seas are different from other seas of the world and characterized by extremely low winter temperatures that can drop to −40-50 C in several parts of Russia’s territorial waters in the Arctic. Consequently, special requirements for metal quality are in place here since plain metal may become fragile at these ultra-low temperatures. Projects in this region also require new Arctic-type rigs in order to provide normal working conditions for staff. OGE: What else can complicate operations at these latitudes?

Bogoyavlensky: In certain cases drilling in heavy ice conditions is conducted under very tough restrictions. There is experience of wintertime drilling offshore Canada and the United States (Alaska) using gravity-type Molikpaq production rig currently operating on Sakhalin. North American colleagues have experience in using circulartype Kulluk drilling rig, which in case of ice pressure gets squeezed out to the sea surface without being damaged in the process. But drilling with the use of conventional rigs in such environment is virtually impossible, considering that ice is drifting in open waters and can both crush the platform and even sweep it away off the drilling location. Still, examples of successful deepwater Arctic drilling include a 2004 Swedish expedition that drilled on the location just about 100 kilometers from the North Pole. To be fair, we have to note that the team was closely followed by two icebreakers continuously splitting the ice floe and breaking up the ice so that the rig can remain on the drilling location. This campaign at the depth of only 500 meters entailed enormous difficulties. It’s irresponsible to talk about industry type of drilling in such conditions. Today, several countries are developing new robotized technologies for year-round underwater and under-ice drilling. One of those rigs is SeaBed Rig, which is currently being tested in Norway as a working model. In Russia, similar work is also being carried out, albeit with some delays, but we’re in no particular hurry. We still have plenty to do and a lot of opportunities onshore.

ARCTIC / АРКТИКА открытых акваториях лед дрейфует и может не только раздавить, но и унести платформу с точки бурения, в таких условиях бурить традициоными установками практически невозможно. Хотя есть пример достаточно успешного бурения на глубоководье Арктики, которое проводила шведская экспедиция в 100 км от Северного полюса в 2004 году. Справедливости ради отметим, что ее сопровождали два ледокола, которые постоянно находились рядом и раскалывали лед, разгоняли льдины для того, чтобы буровое судно могло удерживаться на заданной точке. И это бурение всего лишь на глубину около 500 м было проведено с колоссальными трудностями. Поэтому говорить о промышленном применении бурения в таких условиях несерьезно. В ряде стран сейчас ведется разработка новых роботизированных технологий, позволяющих бурить круглогодично под водой и подо льдом. Одна такая установка, SeaBed Rig, в качестве действующего образца испытывается в Норвегии. В России аналогичные работы тоже проводятся, правда, с некоторым отставанием, но нам особенно некуда торопиться. У нас еще много дел и возможностей на суше.

НГЕ: Какие технологии вы считаете наиболее перспективными для добычи на арктическом шельфе? Богоявленский: Добыча ведется в настоящее время в США, Норвегии и России. Началась она на шельфе Аляски, сейчас там с берега горизонтальными скважинами и с искусственных островов разрабатываются девять месторождений. Им повезло, что это мелководная часть, там есть даже песчаные косы, на которые достаточно легко намыть песчаный остров. Его обычно обкладываSOURCE: VASILY BOGOYAVLENSKY / ИСТОЧНИК: ВАСИЛИЙ БОГОЯВЛЕНСКИЙ

№8-9 Август-Сентябрь 2014

OGE: What technologies are the most promising in terms of production of Arctic offshore reserves? Bogoyavlensky: United States, Norway and Russia are currently producing in the Arctic. It began on Alaska, where operators used lateral wells and artificial islands to develop nine fields. They were lucky that the deposits lay in shallow water; there are even sandy spits that can be used to make a hydraulic-fill sand island. Such island is usuНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ARCTIC / АРКТИКА ally strengthened by concrete slabs placed round it, so it can resist ice pressure and be used for year-round drilling and oil production. Norway took a different path and set up an underwater production complex at Snøhvit field in its sector of the Barents Sea. This technology is widely used already in various waters around the globe, including the Gulf of Mexico and the North Sea. However, the Norwegian sector of the Barents Sea is fundamentally different from other Arctic waters: thanks to the Gulf Stream, petroleum companies can work all year round in almost the entire sector, the only exception being the coastal zone near Spitsbergen. That is why we can’t directly use Norway’s experience, but it could help near the Kola Peninsula, on the Fedynsky dome. Experts have also studied different production options for the Shtokman field, the favorite choice being a production vessel, the so-called FPSO (Floating Production, Storage and Offloading Unit), which could treat and even liquefy produced gas, providing an alternative to shipping it to shore. The Shtokman field is characterized by borderline conditions and hasn’t been ice-covered in the last 20 years, but there exists an iceberg threat. It is widely known that icebergs in the 20th century had occasionally reached as far as the Kola Peninsula. It’s pretty difficult to predict the movement of an iceberg; it can move from one point and return to that same point after a while. Small icebergs can be towed away, but largest specimens weigh 4-5 million tons and are rather difficult to move. Moreover, surprises do occur. According to RAS Geophysical Service data, in 2010 satellites spotted from space an iceberg weighing 150-200 million tons. It was

According to RAS Geophysical Service data, in 2010 satellites spotted from space an iceberg weighing 150-200 million tons. По данным Геофизической службы РАН в 2010 году в Баренцевом море был обнаружен айсберг весом 150-200 млн т. registered following an earthquake caused by that very iceberg after it had broken off and hit the sea floor. A significant part of offshore zones in Russia and abroad (with the exception of Norway) is characterized by subaqueous paleo-congelation, which also creates many problems. There are gas hydrates, which are considered the fuel of the future, but currently pose quite a serious challenge in terms of field development. Then you’ve also got the polar day and polar night. During the polar night, fatigue of staff is higher and it subsequently increases human factor, which, according to statistics, is already reaching 80 percent of all causes of global accidents and disasters. Two of the most common causes of tanker accidents are collisions and vessels running aground. Both involve human factor and in the Arctic such cases will be more frequent than in other latitudes.

OGE: How likely to occur are emergency situations in Arctic projects? Bogoyavlensky: Up until now, neither here nor abroad have we had catastrophic spills in offshore Arctic projects, but there were tanker accidents without spillage. And yet, the signals are serious enough: what’s not happen-

#8-9 August-September 2014

ют бетонными плитами для того, чтобы не разрушило льдом, и с него можно круглогодично бурить и добывать нефть. Норвежцы пошли по другому пути − установили в своем секторе Баренцева моря на месторождении Snøhvit подводный добывающий комплекс, достаточно широко опробованный в различных акваториях мира, в частности, в Мексиканском заливе и в Северном море. Но норвежская акватория Баренцева моря кардинально отличается от других арктических акваторий: благодаря Гольфстриму здесь почти во всем секторе, за исключением прибрежной к Шпицбергену зоны, можно работать круглогодично. Поэтому опыт норвежцев у нас неприменим напрямую, но может быть использован вблизи Кольского полуострова, на своде Федынского. Также рассматривались разные варианты добывающих комплексов на Штокмановском месторождении. Главный из них был с использованием добывающего судна, так называемого FPSO, которое могло бы проводить подготовку и даже при желании сжижение газа, как возможная альтернатива транспортировке на сушу. Штокмановское месторождение – это уже пограничные условия, в последние 20 лет оно не покрывается льдом, но здесь существует айсберговая угроза. Известно, что в прошлом столетии айсберги иногда доходили даже до Кольского полуострова. Движение айсберга спрогнозировать достаточно сложно, он может уходить из одной точки и возвращаться в эту же точку спустя некоторое время. Небольшие айсберги можно отгонять буксирами, но их максимально известный вес достигает 4-5 млн т, такие отгонять уже сложно. Кроме того, бывают и сюрпризы. По данным Геофизической службы РАН в 2010 году в Баренцевом море был обнаружен айсберг весом 150-200 млн т. Его зафиксировали из космоса, после того как было зарегистрировано землетрясение, которое он вызвал, когда откололся и ударился о дно. Кроме того, на значительной части акватории как в России, так и за рубежом, за исключением Норвегии, существует субаквальная палеомерзлота, также создающая многие проблемы. Присутствуют и газогидраты, которые, с одной стороны, считаются топливом будущего, но на данном этапе представляют собой достаточно серьезную помеху при освоении месторождений. Существуют, как элемент природно-климатических условий, полярный день и полярная ночь. Во время полярной ночи повышается утомляемость персонала и возрастает человеческий фактор, который и так при статистическом анализе причин мировых аварийных и катастрофических ситуаций достигает 80%. Среди аварий с танкерами две наиболее распространенных – это столкновение и посадка на мель. И то и другое подразумевает человеческий фактор. И в Арктике частота таких случаев будет выше, чем в обычных широтах.

НГЕ: Насколько высока вероятность возникновения чрезвычайных ситуаций и аварий в зоне проведения работ на арктическом шельфе? Богоявленский: Пока что у нас и за рубежом катастрофических разливов нефти на арктическом шельфе не было, но случались аварии с танкерами, которые не приводили к разливам. Это достаточно серьезные сигналы: сегодня не приводят, а завтра могут привести. Поэтому мы должны уделить особое внимание развитию таких специализированных служб, как МЧС и Госморспасслужба. Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

SOURCE: VASILY BOGOYAVLENSKY / ИСТОЧНИК: ВАСИЛИЙ БОГОЯВЛЕНСКИЙ

ARCTIC / АРКТИКА

● 20 largest spills / 20 самых крупных разливов ● Оther spills of different scale / Разливы другого масштаба ● Аccidents without spills / Аварии без разливов

● ●

Disasters and accidental spills of oil and oil products from tankers in the sea Катастрофы и аварийные разливы нефти и нефтепродуктов из танкеров в Мировом океане

ing today could happen tomorrow. We need to give serious thought to development of specialized agencies such as the Emergency Situations Ministry and the State Marine Rescue Service. One of the key problems is insufficient knowledge of the Arctic. Every decade is marked by new discoveries, requiring complex research before launching large-scale resource development. Yurkharovskoye field has been producing since 2003 and production was launched last year at Prirazlomnoye, but these are Russia’s first fields in the Arctic and they are located near the coast. The technology used for production at Yurkharovskoye is safe enough – horizontal drilling from the shore, similar to Alaska and a number of Sakhalin fields. Prirazlomnoye field is actually an artificial caisson-type island that will be used also for drilling subhorizontal wells to reach different parts of reservoirs. A positive here is that there is no abnormal formation pressure, as was the case at the Macondo field in the Gulf of Mexico that was struck by disaster four years ago. The same abnormal pressure is characteristic of the Elgin field in the North Sea, the location of a less known accident that, according to the Financial Times, had set back the French major Total several billion pounds.

OGE: What unique features of Arctic spills would you single out and what’s the best way to contain those spills? Bogoyavlensky: The main danger is that the sea very quickly spreads spilled hydrocarbons over a huge area. In ice conditions, spilled oil can be carried away both by the ice and under the ice, which makes it extremely difficult to contain the spills. Our analysis of production projects in different regions suggests that in case of a spill in the Arctic, the existing technical and technological equipment would be able to collect only up to 20 percent of the spillage. Fortunately, this hasn’t happened yet. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Одна из главных проблем – недостаточная степень изученности Арктики. Каждое десятилетие преподносит нам новые открытия, поэтому до широкомасштабного освоения ресурсов мы должны провести комплекс научных исследований. С 2003 года уже ведется добыча на Юрхаровском месторождении, с прошлого года – на Приразломном, но это пока что первые месторождения, расположенные вблизи берега. Технология добычи на Юрхаровском месторождении достаточно безопасна – горизонтальное бурение с берега, как на Аляске и ряде месторождений Сахалина. Приразломное месторождение – это, по сути дела, искусственный остров кессонного типа, с которого бурят субгоризонтальные скважины до различных частей залежи. Есть и положительный момент – отсутствие аномально высокого пластового давления, которое было на месторождении Macondo в Мексиканском заливе, где четыре года назад произошла катастрофа. Такое же давление характерно для месторождения Elgin в Северном море, на котором произошла менее известная катастрофа, в результате которой убытки Total, по данным Financial Times, составили несколько миллиардов фунтов.

НГЕ: В чем особенности разливов на акваториях Арктики и их ликвидации? Богоявленский: Главная опасность в том, что море в короткие сроки разносит разлившиеся углеводороды на большие расстояния. В случае ледовой обстановки нефть может уноситься со льдом и подо льдом. При этом крайне трудно ее извлекать. Проведенный нами анализ опыта работы в различных регионах подсказывает, что в случае разлива при существующем уровне технической и технологической оснащенности в Арктике не удастся собрать более 20% разлившейся нефти. К счастью, пока этого не происходило. На Macondo после аварии было собрано 16%, а это гораздо более благоприятные условия, курортная зона. При этом на пике ликвидационных работ было привле-

#8-9 August-September 2014

ARCTIC / АРКТИКА PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

At Macondo, only чено около 40 тыс. про16 percent of the spill фессионалов и волонтеwas collected after the ров и было задействоваaccident, and the condiно около 6 500 судов и tions there are a lot more плавсредств. Но там favorable, it’s a resort дополнительно помогarea. As the containло то, что значительment operation peaked, ная часть нефти, котоthere were about 40,000 рая находилась в воде и of professionals and volосаждалась на дно, была unteers working there, уничтожена бактериями. and approximately 6,500 Мексиканский залив – это ships and boats. The регион, где очень много operation was further естественных выходов helped by the fact that газа и нефти на поверхmuch of the spilled oil ность, и природа научиfell to the sea floor and лась с ними бороться. was destroyed by bacteЕстественные выходы ria. The Gulf of Mexico is ● Vasily Bogoyavlensky manages a team of young researchers at the OGRI нефти есть и на Байкале, и a region with many natu- RAS Shelf lab in Moscow пока что он с ними справral exit points for hydro- ● Василий Богоявленский руководит работой молодых исследователей ляется. Но если к этим carbons and the nature в московской лаборатории «Шельф» ИПНГ РАН естественным выходам has learned how to deal нефти человек устраивает with them. Baikal Lake, дополнительные разливы too, has natural oil seeps and so far it has coped with углеводородов, может быть пройдена некая точка невозthem. But if man adds oil spills to these natural seeps, we врата, и, соответственно, произойдет катастрофическое could go beyond the point of no return resulting in cata- загрязнение. strophic pollution. Всем известна катастрофа танкера Exxon Valdez в 1989 Everyone has heard about the 1989 Exxon Valdez году¸ произошедшая в южной части Аляски. Основную disaster in southern Alaska. At the time, U.S. oil producers часть добычи американские нефтяники вели на северном favored the north coast of Alaska in the area of Prudhoe побережье Аляски, в зоне Prudhoe Bay, где был построен Bay where they installed a well-designed pipeline about хорошо спроектированный трубопровод длиной около 1,300 kilometers long, which survived a major earth- 1 300 км, выдержавший очень крупное землетрясение в quake in 2002. However, in 1989 a tanker’s hull was dam- 2002 году. Тем не менее в 1989 году этот танкер повредил aged on the rocks, producing a massive oil spill of about обшивку о скалы, и произошел мощный разлив нефти, объ37,000 tons. Exxon losses were estimated at $5-7 billion емом около 37 тыс. т. Потери Exxon были на то время оцеin 1989 dollars. Yet this isn’t the largest offshore spill as нены в $5-7 млрд. Это не самый крупный разлив на шельфе, it ranks only 35th on the all-time list. In cold waters oil он занимает лишь 35-е место в рейтинге разливов. Однако в decomposes very slowly: though the spillage has been холодных водах нефть крайне медленно разлагается, и хотя collected over many years by a huge number of trained в течение многих лет ее собирало огромное количество people and volunteers, there are still occasional finds of обученных людей и волонтеров, до сих пор на побережье large residues along the Alaskan coast. The fish popula- Аляски периодически находят крупные остатки нефти. tion has been affected, too. These are more sub-Arctic Пострадала ихтиофауна региона. Это не арктические, а than Arctic conditions. близкие субарктические условия.

OGE: Is Russia doing enough in regulatory field to create favorable conditions for producers developing Arctic fields? If not, what can be improved? Bogoyavlensky: Russian lawmakers have already shown their rather friendly attitude in regard to development of Arctic resources. Various tax benefits are available to petroleum companies, but I would be more selective when deciding who is entitled to those benefits. As I have said, some offshore fields in the Arctic may be even more profitable than onshore projects, in this case you have to provide benefits not only for offshore, but onshore fields, too... eventually, you can go quite far down this road. The government needs funds, so each field must be dealt with separately. OGE: How do you see the Arctic in 15-20 years’ time, including its contribution to Russia’s petroleum industry? What share of Russia’s total hydrocarbon production could the region provide in 2030–2035, for example?

НГЕ: Достаточно ли в России сделано в сфере законодательного регулирования, чтобы создать благоприятные условия для компаний, осваивающих Арктику? Если нет, что можно улучшить, какие инициативы выдвинуть? Богоявленский: Российские законодатели уже настроены достаточно дружелюбно по отношению к освоению арктических ресурсов, существует схема различных налоговых льгот, но я бы более избирательно отнесся к тому, в каких случаях эти льготы давать, а в каких – нет. Как я уже говорил, некоторые морские месторождения Арктики могут быть более рентабельны, чем месторождения на суше, и тогда нужно предоставлять льготы не только для шельфовых, но и для сухопутных месторождений… так можно далеко зайти. Государство нуждается в финансовых средствах, поэтому нужно с каждым месторождением разбираться отдельно. НГЕ: Какой вы видите Арктику в 15-20-летней перспективе, в том числе в отношении доли добычи УВ в Oil&GasEURASIA

Архитектура системы не должна останавливать меня от использования современной системы защиты. Мне нужна лучшая из имеющихся на сегодняшний день технологий.

ВЫ МОЖЕТЕ СДЕЛАТЬ ЭТО

Какую бы СПАЗ DeltaV вы не выбрали: автономную, сопряженную или интегрированную – она будет современной. Вы не должны быть ограничены своей существующей средой для использования самых современных технологий. СПАЗ DeltaV с электронной кроссировкой и технологией модулей CHARM упрощает проектирование, установку, электромонтаж и ввод в эксплуатацию проектов СПАЗ. Современная технология повышает производительность вашей системы СПАЗ и снижает занимаемую ей площадь за счет устранения стандартных кроссовых шкафов. Теперь вы можете внедрять автономную систему защиты или интегрировать ее с вашей текущей системой управления и получать еще больше преимуществ. Так или иначе, выбор остается за вами. Посетите сайт. Более подробная информация на сайте: www.emersonprocess.com/ru/deltaVSIS

ARCTIC / АРКТИКА Bogoyavlensky: In a word, I hope it will be clean. Currently there are many large discoveries, mainly gas, in Russia’s offshore. This doesn’t mean that the situation couldn’t change in coming decades. But in order for changes to occur it is necessary to increase the drilling depth and to enter new regions such as the North-Kara region, the Laptev Sea, which may hold more liquid rather than gaseous hydrocarbons. What we have today is mostly gas, but gas-wise we’re in a pretty comfortable situation onshore, too. Talking about oil, there are four fields in the Pechora Sea: Prirazlomnoye, Dolginskoye, Varandei-Sea and Medynskoye-Sea; some experts also include the relatively small North Gulyaevskoye field. There is also the Shtokman gas condensate field, but that project has been frozen. If we talk about these four or five fields, under an optimistic scenario they could produce a maximum of 16-18 million tons in 2025–2030. Higher production levels would require new discoveries and this is exactly what Rosneft, Gazprom Neft Shelf and Gazprom plan to do. On the other hand, the track record shows that at least 10-15 years separate a field’s discovery and its development launch. For example, Snøhvit and its satellites had been discovered back in 1981–1984, but production began only in 2007. The sub-Arctic Kashagan field, with its difficult ice conditions, was discovered in 2000, yet the production began only last year and was immediately stopped due to serious problems with pipelines. The same goes for Sakhalin and the majority of overseas offshore projects.

Various tax benefits are available to petroleum companies, but I would be even more selective when deciding who is entitled to them. Существует схема различных налоговых льгот, но я бы даже более избирательно отнесся к тому, в каких случаях эти льготы давать, а в каких – нет. OGE: It’s no secret that Arctic subsoil is rich in gas hydrates. Is there a chance to find such deposits in Russia’s Arctic? Bogoyavlensky: Arctic waters are considered as a major gas hydrate province. According to the U.S. Geological Survey, gas hydrate deposits dot the map of the region. They have been proven to exist in the Arctic waters of Norway, Canada and the United States, though not yet in Russia’s sector – not because there are none but because no serious targeted studies have been conducted. There are certain assumptions that require special research work to be done. This indicates the lack of knowledge about our offshore. OGE: Next year, Russia will hand over to the UN a revised submission regarding extension of its continental shelf in the Arctic Ocean. In case the document is approved, how do you think it’s going to increase Russia’s oil and gas potential? Bogoyavlensky: With regard to territory – quite significantly, but not so much in terms of resources, I would assume no more than 5 percent compared to our other offshore areas. According to preliminary data, we do not expect to discover large fields in this area, with the exception of the continental slope where we see very promising targets.

#8-9 August-September 2014

России? Какая доля в общем объеме добычи углеводородов будет приходиться на этот регион в 2030–2035 годах, к примеру? Богоявленский: Если одним словом, надеюсь, что чистой. На данный момент на российском шельфе открыты достаточно крупные месторождения, главным образом газа. Это не значит, что в ближайшие десятилетия здесь не произойдут серьезные изменения. Но для того, чтобы они произошли, необходимо, во-первых, увеличить глубинность бурения, во-вторых, выйти в новые регионы, например, в Северо-Карский регион, в море Лаптевых, где составляющая жидких углеводородов может быть выше, чем газообразных. Но если говорить о том, что мы сейчас имеем, это, в основном, газ, но с ним у нас все весьма благополучно и на суше. Если говорить о нефти, то это четыре месторождения в Печорском море: Приразломное, Долгинское, Варандейское-море и Медынское-море, можно еще учесть относительно небольшое Северо-Гуляевское месторождение. Есть еще и газовый конденсат на Штокмане, но там проект заморожен. Если говорить об этих четырех-пяти месторождениях, то в обозримом будущем, при достаточно оптимистичном сценарии, они могут дать максимум 16-18 млн т в 2025–2030 году. Для того чтобы добыча была больше, необходимо открыть новые месторождения, чем и планируют заниматься «Роснефть», «Газпром нефть шельф» и «Газпром», но история вопроса показывает, что с момента открытия месторождения до начала его освоения, как правило, проходит не менее 10-15 лет. К примеру, Snøhvit и его спутники открыли в 1981–1984 годы, а добыча началась в 2007 году. Кашаган со сложной ледовой обстановкой, находящийся в субарктических условиях, открыли в 2000 году, а добыча началась в прошлом году, но была тут же остановлена из-за серьезных проблем с трубопроводами. Такая же история с сахалинскими и большинством зарубежных морских месторождений.

НГЕ: Не секрет, что недра Арктики богаты газогидратами. Есть ли шанс найти их на арктическом шельфе России? Богоявленский: Арктические акватории считаются одной из крупных газогидратоносных провинций. По данным Американской геологической службы, наличие газогидратов прогнозируется там практически повсеместно. Их существование доказано в Арктике на акватории Норвегии и на акваториях Канады и США, но на российском шельфе газогидраты пока не обнаружены, и не потому, что их нет, а потому, что серьезные целенаправленные исследования не проводились. Есть предположения, которые требуют постановки специальных научно-исследовательских работ. Это говорит о недостаточной изученности нашего шельфа. НГЕ: Россия в следующем году передаст в ООН пересмотренное Представление в отношении расширенного континентального шельфа России в Северном Ледовитом океане. В случае если заявка будет одобрена, насколько это увеличит нефтегазовый потенциал? Богоявленский: В отношении территории – очень сильно, а в плане ресурсов, я думаю, не более чем на 5%, если сравнивать с другими нашими шельфовыми территориями. По предварительным данным, мы не ожидаем открытия в этой зоне крупных месторождений, за исключением континентального склона, где видим очень перспективные объекты.

Oil&GasEURASIA

THOUGHT LEADERSHIP

ION Sees Opportunity in the Russian Arctic and Siberian Unconventionals

ION видит большие перспективы

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

Oil&Gas Eurasia: How would you describe ION’s position in the market today? Grant MacRae: Today, ION is one of the premier marine processing providers in Russia. We have multiproject experience in the Black Sea with our JV partner

позицию ION на рынке?

s director of International Operations, Eastern Hemisphere, for ION Geophysical’s GX Technology (GXT) data processing group, Grant MacRae is challenged with growing GXT’s business into such frontier areas as the Russian Arctic offshore and West Siberian unconventionals. As a leading provider of seismic imaging technologies and services to the exploration and production industry, ION offers Russian operators technologies and other know-how to improve seismic imaging to grow the operator’s bottom-line. Here, MacRae speaks with Oil&Gas Eurasia about ION’s position in the market today and its plans for the future.

PHOTO / ФОТО: ION

в российской Арктике и разработке нетрадиционных месторождений в Сибири

рант МакРей, директор по международным проектам подразделения обработки данных GX Technology (GXT) корпорации ION Geophysical в Восточном полушарии, руководит растущим бизнесом GXT в таких передовых направлениях, как разработка арктического шельфа России и нетрадиционных месторождений Западной Сибири. Ведущий поставщик технологий и услуг для построения изображений геологической среды для геологоразведочной и добывающей отраслей, ION предлагает российским операторам технологии и «ноу-хау», позволяющие улучшить качество изображений, что способствует увеличению прибыли. Недавно Грант МакРей рассказал НГЕ о текущей позиции ION на рынке и планах компании на будущее.

«Нефть и газ Евразия»: Как бы Вы оценили сегодня

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

LARGEO, and we are active in the Arctic. As a company, we also have a long history in the Arctic, starting with our first seismic acquisition in 2006. ION has multiple business units, including our GeoVentures group, which manages ION’s multi-client business, and our GXT data processing group. GXT’s partnership with LARGEO focuses primarily on proprietary work. Over the last five or six years, we’ve established ourselves, together with our partner LARGEO, as one of the preferred marine seismic processing providers in Russia. In addition to the Black Sea, we have worked in the Kara Sea and offshore Sakhalin. LARGEO is also supporting exploration in the Barents Sea.

OGE: So how would you characterize ION’s Arctic capabilities? MacRae: ION has extensive capabilities in the Arctic including seismic acquisition under ice, software applications that specifically allow one to analyze and predict ice movement, to processing and imaging seismic data acquired near or under ice. From a processing and imaging perspective, our diverse applications tool kit and experienced staff are available to address the geophysical challenges in this frontier area, such as permafrost, scattered and diffracted noise, and shallow water multiples. Our experience is that LARGEO, together with ION, is well positioned to support, on a technical level, the growing business in the Russian Arctic. That’s where all the emphasis is. OGE: What are ION’s current business and technology goals?

MacRae: Business and technology are actually linked together. Our focus is to be more active in the Arctic in 2014, and we have technologies that are applicable to shallow water areas of the Arctic. As an example, our Short Period Multiple Attenuation (SPMA) workflow has proven to be a robust and effective demultiple technique in shallow water areas commonly riddled with ringing multiples. Also, demand for good quality land processing solutions continues to grow, driven by IOC’s and NOC’s who

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПЕРЕДОВЫЕ ИДЕИ Грант МакРей: Сегодня ION является одним из основных поставщиков услуг по обработке морских данных в России. Мы выполнили множество проектов в Черном море в рамках альянса с компанией ЛАРГЕО. Мы также активно работаем в Арктике, где ION провела первые сейсморазведочные работы еще в 2006 году. В корпорации много подразделений, включая GeoVentures, выполняющее мультиклиентные проекты, и подразделение обработки данных GXT. Альянс GXT и ЛАРГЕО в основном занят обработкой эксклюзивных заказов. За последние пять-шесть лет наша компания, совместно с нашим партнером ЛАРГЕО, завоевала репутацию одного из ведущих поставщиков услуг по обработке морских сейсмических данных в России. Помимо Черного моря, у нас есть опыт работы в Карском море и на шельфе Сахалина. ЛАРГЕО также содействует выполнению разведочных работ в Баренцевом море. НГЕ: Как бы Вы охарактеризовали арктический потенциал ION? МакРей: ION обладает значительными возможностями для работы в Арктике, включая подледную сейсморазведку, программное обеспечение, позволяющее анализировать и предсказывать движение льдов, а также технологии для обработки и построения изображений по сейсмическим данным, полученным вблизи или подо льдами. С точки зрения обработки данных и построения изображений, наш многопрофильный инструментарий и опытный персонал способны решать сложнейшие геофизические задачи в арктическом регионе, такие как вечная мерзлота, рассеянные и дифрагированные шумы, кратные волны на мелководье. Наш опыт показывает, что ЛАРГЕО совместно с ION занимают хорошую позицию для оказания технической поддержки растущему объему работ в российской Арктике. На это и делается основной упор. НГЕ: Расскажите о текущей деятельности и технологических задачах ION. МакРей: Бизнес и технологии связаны между собой. Наша цель на 2014 год – это расширение деятельности в Арктике, и у нас есть технологии, применимые в мелководных арктических зонах. Например, алгоритм обработки SPMA (подавление короткопериодных кратных волн) доказал свою репутацию надежной и эффективной технологии подавления кратных волн в мелкодводных зонах, обычно характеризующихся сложными условиями. Кроме того, растет потребность в качественных решениях для обработки данных наземной сейсморазведки; заказчиками выступают международные и национальные нефтегазовые компании, разрабатывающие нетрадиционные

#8-9 August-September 2014

THOUGHT LEADERSHIP are working on unconventional fields in Russia. So in summary, we have two key Russian-related areas of focus – the Arctic for marine processing and unconventionals on land.

месторождения в России. Таким образом, у нас два ключевых направления деятельности в России: обработка морских данных в Арктике и обработка наземных данных нетрадиционных месторождений.

OGE: What do you mean by “robust?” MacRae: By robust I mean the solution and product

НГЕ: Что Вы имеете в виду под словами «надежная технология»? МакРей: Под «надежной» я подразумеваю технологию и продукт, обладающие геофизической целостностью и воспроизводимостью. То есть, если у вас есть надежный алгоритм или рабочий процесс, вы можете применить его в любых условиях и получить геофизический результат высокого качества. Это не решение, специально созданное для одной задачи. Это безотказное решение, отвечающее всем геологическим критериям, приносит реальную пользу без компромиссов.

have geophysical integrity and repeatability. So if you have a robust algorithm or work flow you can apply it in essentially any environment and you’re going to get a high quality geophysical result. It is not a one-off thing that means you’ll try it somewhere else and fail. It is reliable, meets all geophysical criteria, doesn’t take any short cuts, and brings value.

OGE: Can you be more specific about the offshore? MacRae: Decreasing exploration risk is one of the key requirements for any operator. As such, our previously mentioned SPMA workflow is a robust and reliable technology revealing primary seismic events which are frequently masked by dominant, ringing multiples. Robust velocity model building techniques are also very important but require multiple-free seismic data as input to deriving a reliable velocity model. Hence, this highlights the need to have a diverse toolkit to address the many geophysical challenges.

Over the last five or six years, we’ve established ourselves, together with our partner LARGEO, as one of the preferred marine seismic processing providers in Russia. За последние пять-шесть лет наша компания, совместно с нашим партнером ЛАРГЕО, завоевала репутацию одного из ведущих поставщиков услуг по обработке морских сейсмических данных в России. Through both of these examples we are giving clients comfort that they have access to the most up to date technology. Partnership agreements between Russian companies and both international oil companies and services companies (such as the GXT LARGEO partnership) allow oil and gas companies to access technology and associated workflows not commonly available from purely local companies.

OGE: Can you comment on unconventionals? MacRae: Companies are actively exploring the vast unconventional oil shale potential in Western Siberia. This focus requires either revisiting existing seismic data or acquiring new datasets specifically designed to understand the distribution and extent of the oil shales. Recent multi-billion dollar investment commitments by E&P explorers underline the importance of this alternative source of hydrocarbon resources. This is a liquids-rich opportunity that can significantly enhance the diversity in assets for any operator.

OGE: What can ION bring to the party? MacRae: We’ve had a lot of experience working on North American unconventionals. Our multi-client 3D

НГЕ: Расскажите подробнее о морских проектах. МакРей: Снижение риска при проведении разведочных работ является одной из ключевых задач любого оператора. В этой связи, уже упомянутый мной технологический процесс SPMA является надежным решением для выявления основных сейсмических событий, которые зачастую маскируются доминирующими кратными волнами. Надежные способы построения скоростной модели также очень важны, но для них нужны свободные от кратных волн сейсмические данные. Это подчеркивает необходимость наличия многофункционального набора инструментов для решения различных геофизических задач. В обоих случаях наши клиенты могут быть уверены, что у них есть доступ к самым передовым технологиям. Партнерские соглашения между российскими и международными нефтяными или сервисными компаниями (такие как альянс GXT LARGEO) позволяют нефтегазовым предприятиям получать доступ к технологиям и методикам их применения, которыми, как правило, не владеют местные компании.

НГЕ: Могли бы Вы прокомментировать ситуацию с нетрадиционными месторождениями? МакРей: Компании активно исследуют огромный потенциал залежей сланцевой нефти в Западной Сибири. Для этого требуется либо повторная интерпретация существующих сейсмических данных, либо получение новых наборов данных, специально спроектированных для получения информации о количестве и распределении нефтяных сланцев. Недавние многомиллиардные инвестиционные обязательства нефтедобывающих компаний демонстрируют важность этого альтернативного источника углеводородов. Разработка этих ресурсов – возможность, позволяющая значительно диверсифицировать активы любого оператора. НГЕ: Каким может быть вклад ION в эти исследования?

МакРей: У нас большой опыт разработки нетрадиционных месторождений в Северной Америке. Наши мультиклиентные 3D программы ResSCAN™ и связанные с ними проекты обработки данных были разработаны специально для этих целей. НГЕ: Есть ли какие-то конкретные технологии, применимые к нетрадиционным месторождениям, о Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

ПЕРЕДОВЫЕ ИДЕИ

Grant MacRae – Man at the Top of the ION GXT JV with LARGEO

Грант МакРей – руководитель совместного предприятия ION GXT с компанией ЛАРГЕО

Grant MacRae is director, Joint Ventures with ION GX Technology EAME Ltd. He completed a B.Sc. Honours in Geology from the University of Cape Town (1983). He then spent several years in mineral and mining exploration and also worked for SOEKOR (Southern Oil Exploration Corporation) drilling appraisal and exploration wells offshore South Africa. Grant received a Ph.D. in Oceanography (1994) from Texas A&M University, the latter focusing on salt tectonics and the evolution of the eastern Gulf of Mexico basin. Thereafter he joined the oil services sector working as a depth imaging and interpretation geophysicist gaining worldwide experience in both extensional basins and thrust belt terranes. He joined GX Technology in 1999. He is a member of SEG and AAPG.

Грант МакРей – директор совместных предприятий компании ION GX Technology EAME Ltd. В 1983 году закончил Кейптаунский университет, получив диплом бакалавра по геологии с отличием. В течение нескольких лет работал в области разведки минеральных ресурсов и горного дела, а также в SOEKOR («Южной корпорации нефтяной разведки»), принимал участие в бурении морских оценочных и разведочных скважин в акватории Южной Африки. В 1994 году Грант получил степень доктора наук в области океанографии в Техасском сельскохозяйственном и инженерном университете и занимался тектоникой соляных куполов и эволюции восточного бассейна Мексиканского залива. Затем перешел в сферу нефтесервиса и специализировался в области глубинного преобразования и интерпретации данных, благодаря чему получил международный опыт работы в сложных геологических условиях. В компании GX Technology Грант начал работать в 1999 году. Он является членом Общества специалистов по разведочной геофизике (SEG) и Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG).

ResSCAN™ programs and associated processing products have been specifically designed for this area of exploration.

которых Вы бы хотели поговорить, неважно, будь то мультиклиентные или эксклюзивные проекты? МакРей: Поскольку ION разработала несколько программ ResSCAN для нетрадиционных месторождений в США, у нас есть понимание того, какой должен быть технологический процесс, какие инструменты необходимо использовать, как улучшить сейсмическое изображение и т. п. Конечная цель – получение характеристики коллектора и выявление верных точек для бурения. Не существует единственной и уникальной технологии, которая решает все, скорее, это использование эффективного и оптимального рабочего процесса, помогающего успешно выполнить оконтуривание и бурение нетрадиционных месторождений.

OGE: Are there any particular technologies you’d like to talk about in the unconventional space whether they are multi-client projects or proprietary projects? MacRae: Because ION has developed several ResSCAN programs in the U.S. unconventionals, we have an understanding of what the workflow needs to be, what tools need to be applied, how to improve the seismic image, etc. The overall objective is ultimately to characterize the reservoir and identify sweet spots for successful drilling. There is no single or unique technology that makes the difference, but rather it’s the efficiency and effectiveness of the entire workflow that contributes to successful delineating and drilling of an unconventional reservoir. OGE: Are the drillers and drilling contracts playing a role these days in demanding quality seismic data? MacRae: In the unconventional world, the drillers need to be confident that seismic is bringing value. We demonstrate that seismic data provides value by allowing engineers to more effectively design the drilling program, fracture and complete their wells. It’s only 30 percent of wells that produce 80 percent of the hydrocarbons, and today in the United States, 50 percent of wells are uneconomic. It’s the seismic data that can help improve the success of drilling programs. At the end of the day, the drillers want to make sure they have good data when they drill. If we can help them improve their economics, then they can become powerful supporters of seismic. Ultimately, it’s the oil companies, the operators, who buy our product. They have the acreage and they need quality seismic products to help determine where they actually need to drill. We’re trying to reduce risk. Historically, production was driven by drilling on a grid and using drilling information as a guide to guide the drill bit. Seismic can now provide additional and valuable information for more efficient and effective drilling programs. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Являются ли буровики и буровые подрядчики теми, у кого сегодня есть потребность в качественных сейсмических данных? МакРей: При разработке нетрадиционных месторождений буровики должны быть уверены в пользе сейсмики. Мы демонстрируем полезность сейсмических данных, позволяя инженерам более эффективно проектировать программы бурения, ГРП и заканчивания скважин. Всего 30% скважин производят 80% углеводородов, а 50% скважин в США являются экономически неэффективными. Именно сейсмические данные могут повысить эффективность буровых программ. В итоге, буровики хотят быть уверены в том, что у них есть качественные данные, когда они приступают к бурению. Если мы сможем помочь им улучшить свои экономические показатели, они окажут мощную поддержку при проведении сейсмических работ. В конечном итоге, покупатели наших продуктов – это нефтяные компании или операторы. У них есть площадь и нужны качественные сейсмические результаты, чтобы понять, где именно бурить скважины. Мы стараемся снизить их риски. Исторически, бурение делалось по сетке с использованием буровой информации для принятия решений о точках следующего бурения. Сегодня сейсморазведка может дать ценную дополнительную информацию для проведения более эффективных и рациональных программ бурения.

Props for the Industry How financial infrastructure influences oil business development

SOURCE / ИСТОЧНИК: АZCAPITOLTIMES.COM

FINANCE

Опора для отрасли Как финансовая инфраструктура влияет на развитие нефтегазовой отрасли Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

he importance of Russia’s finance system’s development in regard to oil and gas companies topped the agenda of the “Financial Sector in the Oil Exporting Countries” that was held in Moscow on June 3. The forum’s organizers included the Center for Energy Studies of the Global Economy and International Relations Institute of the Russian Academy of Sciences (IMEMO RAS); the Eurasian Research Center of the University of Reading (UK); Henley Business School of the University of Reading, and the Emerging Markets Finance & Trade magazine. One of the main reports was entitled “Factors of Economic Growth and Requirements to Finance Systems” and it was jointly prepared by professor Stanislav Zhukov, head of Strategic Research Center at IMEMO RAS, and Kazakhstan National Bank chief Kayrat Kelimbetov. In the course of research the authors conducted comparative analysis of economies of Kazakhstan, Russia and other countries that are dependent on oil exports, and also analyzed development of their finance sectors. “Long-term development of Kazakhstan’s economy depends on two factors – the physical volume of oil export and fuel prices,” said Zhukov. In his opinion, the government’s expenditure and investments into local economy have a lesser impact on its development.

ажность развития российской финансовой системы применительно к нефтегазовым компаниям стала основной темой обсуждения на семинаре «Финансовый сектор в странах-экспортерах нефти», который прошел в Москве 3 июня. В качестве организаторов форума выступили Центр энергетических исследований ИМЭМО РАН, Центр Евроазиатских исследований Университета Рединга (Великобритания), Henley Business School Университета Рединг и журнал Emerging Markets Finance & Trade. Одним из ключевых докладов форума стало исследование под названием «Факторы экономического роста и требования к финансовым системам», совместно подготовленное профессором, руководителем Центра стратегических исследований ИМЭМО РАН Станиславом Жуковым и руководителем Национального банка Казахстана Кайратом Келимбетовым. В рамках исследования авторы провели сравнительный анализ экономик Казахстана, России и других, столь же зависимых от экспорта нефти стран, а также рассмотрели развитие финансового сектора в этих государствах. «Долгосрочное развитие экономики Казахстана зависит от двух факторов: физического объема экспорта нефти и цен на топливо», – сказал Жуков. По его мнению, расходы правительства и инвестиции в местную экономику оказывают меньшее влияние на ее развитие.

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

ФИНАНСЫ

Либерализация банковского сектоLiberalization of Kazakhstan’s ра в Казахстане привела к раздуванию banking sector resulted in creating a «пузыря» долговых обязательств перед “bubble” of debts to foreign financial иностранными финансовыми институinstitutions. “So, in 2007 the debt in тами. «Так, в 2007 году был достигнут пик Kazakhstan's banking sector reached объема этой задолженности в банковits peak, accounting for 44 percent of ском секторе Казахстана – 44% к ВВП по GDP. For the sake of comparison, durсравнению с 13% к ВВП за этот же период ing the same period this index in Russia в России», – добавил Жуков. В реальном stood at 13 percent,” Zhukov added. секторе экономики пик пришелся на In the real sector of economy the debt 2009 год, когда долги перед иностранцаpeaked in 2009, topping 69 percent ми превышали 69% к ВВП против 24% в of GDP against 24 percent in Russia. России. Сейчас этот показатель составляCurrently, this indicator in Kazakhstan ет 25% в Казахстане и 18% в России. stands at 25 percent and in Russia – at После того, как долговой «пузырь» 18 percent.” лопнул в глобальной финансовой систеAfter the debt “bubble” burst in ме, его негативное влияние продолthe global finance system, its negative жается. Наиболее сложная ситуация с impact continued. At the end of 2013, проблемными долгами была на конец Greece and Cyprus found themselves 2013 года в Греции и на Кипре, где на in the most difficult debt situation with долю «токсичных» активов приходилось “toxic assets” accounting for nearly порядка 30%. «Чуть лучше обстояла ситу30 percent in these countries. “In the ация в странах с сырьевыми экономиcountries with resource-based econo- ● According to Stanislav Zhukov, the share ками: доля проблемных долгов в России mies the situation is slightly better: the of distressed debts in Russia slightly exceeds составляет чуть больше 5%, а в Казахстане share of distressed debts in Russia slight- 5 percent чуть менее 20%», – заявил Жуков. По его ly exceeds 5 percent; in Kazakhstan, ● По словам Станислава Жукова, доля it’s under 20 percent,” Zhukov said. проблемных долгов в России составляет чуть словам, помимо отрицательного влияния долговой нагрузки большое негативAccording to him, in addition to the больше 5% ное влияние было вызвано раздуванием negative impact of the debt burden, the банковского сектора, которое привело inflation of banking sector added up to the adverse impact, causing reduction in the support of indus- к снижению поддержки промышленности и сельского хозяйства. try and agriculture. Основной вызов для экономики Казахстана в текущей Today, the main challenge that Kazakhstan’s economy faces is the need to overcome the disintegration of finance ситуации – преодоление дезинтеграции финансового и реальand real sectors. According to Zhukov, achievement of this ного секторов. Для этого, как считает Жуков, требуется стабиgoal requires stabilization of the national currency, creation of лизировать курс национальной валюты, создать устойчивый банковский сектор, а также сохранить активы пенсионного a stable banking sector and retention of pension fund assets. Professor Yelena Kalyuzhnova, the founder and head фонда. Потом слово взяла профессор Елена Калюжнова, of the Eurasian Research Center at Reading University, took the floor next presenting her report, prepared in coopera- основатель и директор Центра Евроазиатских исследоtion with Ali Koutan, professor at the University of Southern ваний Университета Рединга. Ее доклад, подготовленный Illinois, Edwardsville. The paper covered strategies of modern совместно с профессором Университета Южного Иллинойса sovereign wealth funds (SWF) and, particularly, Kazakhstan (Эдвардсвиль) Али Кутаном, был посвящен стратегиям совреNational Fund. “Currently, the SWF assets created through менных суверенных фондов и, в частности, Национальному oil and gas sales make up $2.7 trillion,” Kalyuzhnova said. фонду республики Казахстан. «В настоящее время активы The largest of these is the Abu Dhabi fund holding $600 bil- суверенных фондов, сформированные благодаря продаже lion, followed by the national funds of Norway and Saudi нефти и газа, составляют $2,7 трлн», – заявила Калюжнова. Arabia. Russia’s SWF exceeds $100 billion, while Kazakhstan’s Самым крупным из них является фонд Абу-Даби размером is slightly less. Compared to Kazakhstan, where the entire rev- более $600 млрд, на втором месте располагается Норвежский enue goes to the fund and then – to the budget, Russia’s SWFs фонд, третье занимает фонд Саудовской Аравии. Размер суверенных фондов России составляет более $100 млрд, а размер receive only a part of the oil export revenue. Unlike Kazakhstan, Russia has set up its Pension Fund as фонда Казахстана несколько меньше. Отечественные сувеa separate entity, similar to those of New Zealand, Chile and ренные фонды отличаются тем, что в них попадает только часть выручки от экспорта нефти в отличие от Казахстана, Australia. где вся выручка проходит через фонд, а потом направляется в бюджет. The domestic banking sector is extremely fragmented, Пенсионный фонд России, в отличие от Казахстана, выдеand five out of 1,000 banks hold more than a half of all лен в отдельную структуру так же, как в Новой Зеландии, Чили assets. и Австралии. Национальный фонд Республики Казахстан инвестируОтечественный банковский сектор отличается ет в инструменты с фиксированной доходностью и акции, а крайней степенью фрагментации, где на 5 из 1 000 также имеет возможность покупать и другие классы активов. банков приходится более половины всех активов. «Такая политика помогает смягчить последствия возможного изменения цен на нефть», – рассказала Калюжнова. Похожая Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

FINANCE

#8-9 August-September 2014

Kazakhstan’s SWF invests only задача стоит, по ее словам, и перед остальныinto fixed-income instruments and ми суверенными фондами. stocks. Also, it can buy assets of О роли и проблеме мегарегулироваother class. “This policy helps alleния банковского сектора в России и в мире viate the consequences of possible рассказала профессор, заведующая кафеoil price fluctuations,” Kalyuzhnova дрой «Банки, денежное обращение и креsaid. According to her, other SWFs дит» МГИМО Галина Панова, в частности, have to deal with the same issue. отметившая, что она первой смогла создать Galina Panova, professor and институт мегарегулирования на финансовом head of Banks, Currency Circulation рынке Норвегии в 2006 году. Затем этому and Credit Dept. at the Moscow примеру последовали Дания, Исландия и State Institute of International Швеция. «Среди крупных государств идея Relations (MGIMO), spoke about мегарегулирования была воплощена в жизнь the issue of mega-regulation in the в Великобритании в 1997 году и в Германии в banking sector in Russia and glob2002-м», – рассказала Панова. ally. Panova noted that she was the В России мегарегулятор на базе ЦБ был first to create the mega-regulation создан осенью 2013 года, в основном для concept in Norway’s finance marоптимизации издержек на регулирование, ket back in 2006. Then Denmark, для создания платформы для консолидироIceland and Sweden followed suit. ванного надзора, а также для минимизации “As for large countries, the megaсистемных рисков. regulation concept was first intro«Отечественный банковский сектор duced in the United Kingdom in отличается крайней степенью фрагмента1997, then in Germany in 2002,” ● Russia's mega-regulator will function effiции, где на пять из 1 000 банков прихоciently if independent experts are involved she said. дится более половины всех активов», – заяUsing the Central Bank as a in the decision-making process, says Galina вила Панова. Она также привела данные platform, the mega-regulator was Panova Международного валютного фонда (МВФ), created in Russia last fall, mostly to ● По мнению Галины Пановой, работа согласно которым Россия по общей стоимоoptimize regulation costs, to build мегарегулятора в России будет эффективна сти чистых активов у банков находится на a platform for consolidated regula- в случае привлечения независимого 14-м месте с $342 млрд по сравнению с $9,04 tion, and also to minimize system экспертного сообщества к принятию трлн у США и $7,201 трлн у Великобритании. решений risks. «Численность же сотрудников в системе отеAs Panova said, “The domestic чественного надзора составляет 4 324 челоbanking sector is extremely fragmented, and five out of 1,000 века, проигрывая по этому показателю только Китаю, где рабоbanks hold more than a half of all assets.” Also, she quoted IMF тают 16 546 человек», – подчеркнула Панова. statistics that ranked Russia 14th with $342 billion of banks’ По ее мнению, работа мегарегулятора в России будет net worth, compared to the United States with $9.04 trillion эффективна в случае привлечения независимого экспертноand the United Kingdom with $7.201 trillion. “However, the го сообщества к принятию решений. Помимо этого, также domestic control system employs 4,324 people, trailing only необходимо учитывать опыт регулирования в других странах. behind China with 16, 546 employees,” she stressed. «Здесь также важно, чтобы ЦБ строил регулирование без ущерIn Panova’s opinion, the mega-regulator would function ба для небанковских финансовых компаний, в число которых efficiently in Russia if independent experts were involved in входят брокеры, негосударственные пенсионные фонды, страthe decision-making process. Other countries’ experience in ховые компании и многие другие», – добавила Панова. regulation should be considered, too. “Also, it is important that Главный экономист по суверенным рынкам Moody’s the Central Bank practices regulation without causing any Лусио Винхас де Соуза, в совместном докладе с Анной damage to non-banking financial institutions, such as bro- Цибулиной из МГИМО рассказал о важности развития финанkers, non-government retirement funds, insurance companies, совых рынков в странах с сырьевыми экономиками. «Для etc.,” she added. определения стран, зависимых от сырья, мы использовали Lucio Vinhas de Souza, Moody’s chief economist on методологию Международного валютного фонда, которая SWF, presented a report prepared jointly with MGIMO’s Anna опирается на величину доли экспорта и доли выручки, полуTsibulina, focusing on the importance of financial markets’ ченной от экспорта сырья, в общей доле выручки», – расскаdevelopment in the countries with resource-based economy. зал де Соуза. Размер доли экспорта говорит о степени дивер“To identify the countries dependent on raw materials, we used сификации экономики, которая, по мнению авторов доклада, the methodology developed by the International Monetary непосредственно влияет на устойчивость в случае кризисных Fund, which relies on the share of exports and the share of явлений. revenue generated via raw materials from the total revenue,” В качестве наиболее подходящего индикатора оценки he said. The size of the share of exports shows the scale of the финансовых центров докладчики выбрали The Global Financial economy’s diversification, which, according to the authors, Centres Index (GFCI, см. таблицу), включающий 83 города по directly impacts its stability in case of crises. всему миру. Согласно этой классификации Россия находится The speakers chose “the Global Financial Centres Index” на 73-м месте, уступая Осло (33-е место), Бахрейну(40-е) и (GFCI, see table) as the most suitable instrument to assess Алматы (58-е). financial centers. GFCI includes 83 cities worldwide, and ranks В качестве главного ориентира в этом индексе выступают Moscow 73rd, behind Oslo (33rd), Bahrain (40th) and Almaty финансовые центры стран так называемой «Большой десят(58th). ки», среди которых традиционно представлены Нью-Йорк (1-е

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

ФИНАНСЫ

SOURCE / ИСТОЧНИК: LONGFINANCE.NET

место), и расположившиеся следом за ним The “Big Ten’s” financial centers Лондон, Гонконг, Сингапур, Цюрих, Токио are used as the main reference point и Сеул. for this index. Among them New York Объем капитала, оборачивающегоis ranked #1, followed by London, Hong ся в странах «Большой десятки», составKong, Singapore, Zurich, Tokyo and ляет порядка $31 трлн против $3,7 трлн в Seoul. странах с экономиками, зависимыми от Capital turnover in the “Big Ten” экспорта сырья. Ко второй группе стран countries amounts to $31 trillion, comотносится и Россия, в которой объем pared to $3.7 trillion in the countries капитала составляет $875 млрд, уступая with resource-based economies. The только лидеру – Канаде, на которую приlatter group of countries includes Russia ходится чуть более половины общего which, with capital turnover of $875 объема оборачивающегося капитала. billion, ranks second, preceded only by Позиции стран в индексе GFCI осноCanada whose share slightly exceeds a ваны на показателях других индикатоhalf of the total capital turnover. ров: World Bank’s Doing Business и World The countries’ positions accordEconomic Index, Global Competitiveness ing to GFCI are based on other indicaIndex, примерно одинаково ранжируюtors, such as the World Bank’s Doing щих Россию. Business, World Economic Index, and Среди важных факторов, которые Global Competitiveness Index, all of обычно учитываются, следует отметить which rank Russia almost identically. обращение ценных бумаг компаний на The significant factors that are торговых площадках. Примером здесь usually considered include circulation ● According to Moody's chief economist on служат биржи США и Западной Европы. of company stocks on trading floors, SWF Lucio Vinhas de Souza, the countries with Большую роль также играет возможwith U.S. and European stock exchanges resource-based economies could have large ность заключения сделок в глобальных serving as the best examples. The possifinancial centers, but they don’t have them yet резервных валютах. bility to conduct transactions in global ● По словам главного экономиста Moody's «Страны с сырьевыми экономиками reserve currencies is also very imporпо суверенным рынкам Лусио Винхаса де могут иметь большие финансовые ценtant. Соузы, страны с сырьевыми экономиками тры, но в настоящее время их пока нет», “The countries with resourceмогут иметь большие финансовые центры, – сказал де Соуза. Одной из возможных based economies could have large но в настоящее время их пока нет причин, по его мнению, здесь являетfinancial centers, but they don’t have ся связь с уровнем институционального them yet,” de Souza said. One of the potential reasons why this is so is the link, level of institutional развития. Этот показатель, по мнению экспертов, у России development, he added. According to experts, in Russia it is тоже находится на очень низком уровне. Важными факторами still very low. Also important is the use of electronic and other здесь являются и уровень использования электронных и друadvanced technologies, as well as the reserve currency’s status гих высоких технологий, а также статус резервной валюты по отношению к валютам других стран. against currencies of other countries. Представители ИМЭМО РАН, в лице члена-корреспонденIMEMO RAS corresponding member and professor Ivan Korolev and senior researcher Sergei Dmitriyev questioned та, профессора Ивана Королева, и старшего научного сотрудthe fairness of those conclusions in regard to Russia’s low ника Сергея Дмитриева, усомнились в объективности выводов rank. “It’s obvious that Kazakhstan can’t be ranked higher относительно столь низкого положения России среди других than Russia on the list of global financial centers,” said Korolev стран. «Казахстан явно не может быть выше России в рейтинге and IMEMO RAS’ Energy Research Center representative Ivan международных финансовых центров», – заявил Королев, а Kopytin shed light on mutual dependence of the stock market представитель Центра энергетических исследований ИМЭМО and world oil prices, citing Norway and Russia as examples. “Specifics of the Russian stock market’s reaction to oil prices result from high market risks, low volume of free-floating shares, low dividend payments, special tax regime for oil and gas companies, and insufficient transparency of corporate procedures,” Kopytin said. Arriving at one of his most substantial conclusions, Kopytin implied that oil prices and the information regarding changes of the refinancing rate, the U.S. dollar index and S&P500 affect stock market. The oil prices today depend on global risks as the actual oil market has been deeply integrated into financial market; that is why it is impossible to single out factors that would affect oil prices only. Norway’s stock market is predominantly influenced by the changes of U.S. dollar and S&P500 indices, whereas rises and falls of global Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

FINANCE and local interest rates do not have a significant impact on its operation. The Russian stock market, however, has stopped reacting to system risks recently, and its operation currently depends on factors that are hard to classify. Alexander Maslennikov, another representative of IMEMO RAS' Energy Study Center, told the audience about the U.S. experience in creating its gas market and how that experience could be applied in Russia. In his opinion, Russia’s gas market is currently going through the earliest stage of liberalization. The fact that the pricing policy is dual proves this assertion right: the government controls Gazprom’s gas prices while independent gas producers are allowed to charge consumers whatever they want. However, most often they quote the prices that are almost identical to Gazprom’s. Another negative feature of Russia’s gas market is the restricted access to gas for independent producers, as well as the poorly developed gas transportation infrastructure. “Russia’s experimental attempt to set up online trade of gas in 2006–2008 ultimately failed because the solvency of this type of trade required reforms [that didn’t happen],” he said.

Specifics of the Russian stock market’s reaction to oil prices result from high market risks, low volume of free-floating shares, low dividend payments, special tax regime for oil and gas companies, and insufficient transparency of corporate procedures. Специфика реакции российского рынка акций на нефтяные цены связана с высоким рыночным риском, с малой долей акций в свободном обращении, с низкими дивидендными выплатами, со специальным налоговым режимом для нефтегазовых компаний, а также с низкой долей прозрачности корпоративных процедур. According to Maslennikov, the hurdles hindering development of Russia’s gas market include substantial consumer debt, the market’s high concentration in the manufacturing sector, and the buyers’ ability to consume more gas than contracted without getting fined. Maslennikov also believes that Gazprom’s role in the market is questionable since the company, by virtue of its affiliation with the state, can’t be considered a standard market player. “The market’s development is also hindered by Gazprom’s strategy that compensates losses in gas sales to local households and companies at the expense of other consumer groups,” he said. In Maslennikov’s opinion, the United States has an advantage in building up its gas market guaranteed by the high degree of integration between financial and energy markets. Such kind of integration provides for price hedging via terminal market instruments such as swaps, futures and options. The degree of risk in transactions hedging is determined on the basis of company size, ownership structure and debt burden on capital. The author of the report believes that infrastructure development also may be useful, citing as an example the construction of Rocky Express gas pipeline: the pipeline linking Wyoming and New Jersey helped reduce the fixed-term contract price for Henry Hub from $77 per 1,000 cubic meters in 2006–2008 to $6 in 2010–2013.

#8-9 August-September 2014

РАН Иван Копытин рассказал о взаимозависимости рынка акций и мировых цен на нефть на примере Норвегии и России. «Специфика реакции российского рынка акций на нефтяные цены связана с высоким рыночным риском, с малой долей акций в свободном обращении, с низкими дивидендными выплатами, со специальным налоговым режимом для нефтегазовых компаний, а также с низкой долей прозрачности корпоративных процедур», – считает Копытин. Одним из его главных выводов стало то, что нефтяные цены влияют на рынок акций вместе с информацией об изменении ставок рефинансирования, изменении индекса доллара и S&P500. Сами же цены на нефть в настоящее время зависят от глобальных рисков, так как физический рынок нефти сильно интегрирован в рынок финансовый, поэтому невозможно выделить негативные факторы, которые бы влияли только на цены на нефть. Для рынка акций Норвегии наибольшее значение имеет изменение индекса доллара и S&P500, а повышение или понижение глобальных и локальных процентных ставок не столь значимо. Российский же рынок ценных бумаг в последнее время перестал реагировать на системные риски и стал подвержен специфическим факторам, которые сложно классифицировать. Об американском опыте создания газового рынка применительно к России участникам семинара рассказал еще один представитель Центра энергетических исследований ИМЭМО РАН, Александр Масленников. По его мнению, наша страна сейчас находится на самой ранней стадии либерализации газового рынка. Подтверждением тому является двойная структура ценообразования: правительство регулирует цены на газ «Газпрома», а независимые компании, в свою очередь, могут продавать предприятиям газ по любой цене, но в реальности их цена часто практически совпадает с ценой «Газпрома». Отрицательной чертой также является ограничение доступа независимых компаний к газу, а также слабое развитие рынка газотранспортной инфраструктуры. «Отечественный эксперимент 2006–2008 годов по созданию электронных торгов газом оказался неудачным, так как необходимы реформы для поддержки ликвидности такого вида торговли», – утверждает Масленников. По его словам, препятствиями для развития газового рынка в России являются большая задолженность потребителей, высокая концентрация рынка в сфере производства, возможность без штрафных санкций потреблять больше газа, чем прописано в контракте. Роль «Газпрома», как считает Масленников, тоже вызывает вопросы, так как эта компания из-за своего положения не может рассматриваться в качестве стандартного игрока. «Развитию рынка мешает и стратегия „Газпрома“, которая допускает убытки при продаже газа отечественным домохозяйствам и локальным предприятиям, компенсируя это за счет других групп покупателей», – заявил докладчик. По его мнению, преимуществом США в построении газового рынка является высокая степень интеграции финансового и энергетического рынков, которая позволяет хеджировать цены благодаря инструментам срочного рынка: свопам, фьючерсам и опционам. Степень риска при хеджировании операций здесь определяется, исходя из размера компании, структуры собственности и размера долговой нагрузки на капитал. Другим полезным примером, как считает автор доклада, является развитие инфраструктуры: так, строительство газопровода Rocky Express от Вайоминга до Нью-Джерси помогло снизить цену по срочным контрактам на Henry Hub за 1 тыс. м³ газа с $77 в 2006–2008 годах до $6 в 2010–2013 годах. Oil&GasEURASIA

ARTIFICIAL LIFT

New Pumps for Producing High-Viscosity Oil Новые насосы для добычи высоковязкой нефти Мikhail Мokhov, Yuri Sazonov, Gubkin Russian State University of Oil&Gas (RGUNG), Аnton Shakirov, Vitaly Koropetsky, PumpTek East

evelopment of oil production techniques and technology is closely linked to solutions of a number of relevant issues that deal with the industry’s shift toward producing fields characterized by complex development conditions. Among these, particularly important are the issues related to the manufacturing of efficient pumps and pump systems used to produce highviscosity oil. Based on experience and track record of pump use at wells that contain heavy oil, RGUNG and PumpTek experts have joined forces to conduct research and development work at RGUNG labs, striving to create a new type of pump and technology for production of oil in complex environments, as well as to determine the most in-demand types of new generation equipment used in artificial lift. Figures 1-3 portray one of the topics of our research, a new pump. Test prototypes of new pumps and the research stand were manufactured jointly with Tekhnologiya company. In its construction we have used the simplest, high technology geometric shapes with flat and cylindrical surfaces serving as the basis for execution. This opens broad ● ●

Fig. 1 New pump Рис. 1 Новый насос

Михаил Мохов, Юрий Сазонов, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Антон Шакиров, Виталий Коропецкий, ООО «ПампТек Восток»

азвитие техники и технологии добычи нефти тесно связано с решением актуальных вопросов по переходу к освоению месторождений углеводородов с осложненными условиями разработки. Особо важное место занимают вопросы по созданию эффективных насосов и насосных систем для добычи высоковязкой нефти. Исходя из опыта насосной эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью в лабораториях РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина совместно со специалистами компании «ПампТек» ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию новых насосов и технологий для добычи нефти в осложненных условиях и определяются наиболее востребованные типы оборудования нового поколения в области механизированной добычи. На рисунках 1-3 представлен один из объектов исследований – новый насос. Экспериментальные образцы новых насосов и исследовательский стенд созданы в сотрудничестве с ООО «Технология». В конструкции нового насоса использованы наиболее простые и высокотехнологичные геометрические формы, выполненные на основе плоских и цилиндрических поверхностей. Это открывает широкие возможности для применения наиболее твердых и износостойких конструкционных материалов, пригодных для использования при самых сложных условиях добычи нефти. Насос (гидравлическая машина), содержит корпус (1) с входным (2) и выходным (3) патрубками, обойму (4) с винтообразными каналами и винтообразный ротор (5), эксцентрично размещенный в обойме, с возможностью радиального смещения обоймы относительно ротора. Обойма выполнена по форме спиральной пружины, концентрично размещенной в расточке корпуса (6) с образованием щелевых уплотнений (7) в зазоре между обоймой и корпусом. Ротор размещен вблизи от поверхности расточки корпуса с образованием щелевого уплотнения (8) в зазоре между наружной поверхностью ротора и поверхностью расточки в корпусе, с возможностью образования внутри корпуса следующих друг за другом спиралевидOil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

opportunities for the implemen10 tation of the hardest wear-resistant construction materials that are fit for use in the most complex oil production conditions. 5 The pump (hydraulic machine) has a casing (1) with an upstream end (2) and a pump head (3), a thrust ring (4) with 8 screw channels and a screw rotor (5), eccentrically placed in the thrust ring, with the ring’s ability 1 for radial movement in regard to the rotor. The thrust ring has the shape of a spiral spring, located 4 concentrically in the casing’s boring (6) with neck rings (7) in the 6 gap between the thrust ring and the casing. The rotor is located 10 near the surface of the casing’s boring with a neck ring (8) in the gap between the rotor’s external 11 surface and the surface of the casing’s boring, with a possibility to form consecutive screw chambers inside the casing that are separated by neck rings. The rotor is fitted with lock members, which limit the movement of the thrust ring in relation to the rotor. The thrust ring consists of separate sections that follow each other, with a possibility of angular deviation (displacement) of separate sections in regard to each

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА ных камер, отделенных друг от друга щелевыми уплотнениями. Ротор оснащен стопорными элементами, ограничивающими перемещение обоймы относительно ротора. Обойма выполнена из отдельных секций следующих друг за другом, с возможностью углового сме9 щения отдельных секций друг относительно друга и с образованием щелевого уплотнения 9 в зазоре между соседними секциями. Каждая секция обоймы 7 оснащена стопорным элементом, выполненным на роторе. 9 Секции в обойме расположены вдоль винтовой линии с образованием ступенчатой структуры, подобно ступеням на винтовой лестнице. ● Fig. 2 Section Гидравлическая машина в of new pump 2 режиме насоса работает следу● Рис. 2 Схема ющим образом: от вала двиганового насоса теля (на рисунках двигатель не показан) механическая энергия передается на ротор, установленный на подшипниках (10). При вращении ротора во вращательное движение вовлекается и обойма. При вращении ротора в спиралевидных камерах (9) обеспечивается силовое воздействие на жидкость, заполняющую полости в камерах. Таким

1 Casing / Корпус 2 Upstream end / Входной патрубок 3 Pump head / Выходной патрубок 4 Thrust ring / Обойма 5 Screw rotor / Винтообразный ротор 6 Casing boring / Расточка корпуса 7-8 Neck rings / Щелевые уплотнения 9 Screw chambers / Спиралевидные камеры 10 Bearings / Подшипники 11 Rotor’s revolution axis / Ось вращения ротора

#8-9 August-September 2014

ARTIFICIAL LIFT other and a neck ring ● Fig. 3 New pump’s rotor in the gap between ● Рис. 3 Ротор нового насоса neighboring sections. Each section is fitted with a lock member on the rotor. Sections in the ring are located along the screw line and form a multistage structure resembles steps of winding stairs. In the pumping mode the hydraulic machine performs in the following way: from the engine shaft (the engine is not pictured in these figures) mechanical energy is transferred to the rotor, which is located on the bearings (10). When the rotor turns, the thrust ring starts turning, too. Rotation provides for forceful impact via screw chambers (9) on the liquid which fills the chambers. Thus, a flow of liquid is formed running from the upstream end to the pump head. Neck rings reduce volumetric losses since the rotor is placed near the surface of the casing’s boring with a neck ring in the gap between the external surface of the rotor and the surfact of the casing’s boring. Inside the casing, screw chambers that follow one another are separated by neck rings. The hydraulic machine is also able to operate in the engine mode by pumping operating fluid (or gas-and-liquid mix) under excess pressure into the upstream end. The results of numerical experiments are confirmed by the data obtained during physical experiments. Currently, the research work is performed on stands using model environments whose viscosity ranges from 1 to 1,000 centistokes. A series of tests has been conducted at up to 3,000 revolutions per minute. Delivery rate of the pump’s experimental sample – up to 0.001 cubic meters per second. Pump pressure up to 10 megapascal. The results of numerical and physical experiments confirm the promising outlook for a new research area that aims to create high efficiency pumps and technology for oil production in complex conditions. Along with this – based on received performance results – the issue of manufacturing new downhole drilling motors is being considered, including motors used in offshore drilling. Today, engineering design and technological analysis are being done in order to increase the pump’s lifting efficiency to 60 percent, its delivery rate to 1,000 cubic meters per day, and study the possibility of application of this type of hydraulic machine as a downhole drilling motor (as an alternative and replacement for a positive displacement motor). The team of experts also studies the possibility of using the KN pump as a multiphase pump for overland pumping of oil and gas mixes (as an alternative and replacement for two-screw and onescrew multiphase pumps).

образом, формируется поток жидкости в направлении от входного патрубка к выходному патрубку. Щелевые уплотнения уменьшают объемные потери, поскольку ротор размещен вблизи от поверхности расточки корпуса с образованием щелевого уплотнения в зазоре между наружной поверхностью ротора и поверхностью расточки в корпусе. Внутри корпуса следующие друг за другом спиралевидные камеры, отделены друг от друга щелевыми уплотнениями. Гидравлическая машина также способна работать в режиме двигателя. При этом режиме работы, во входной патрубок подают под избыточным давлением рабочую жидкость (или газожидкостную смесь). Результаты численных экспериментов подкреплены данными, полученными в ходе физических экспериментов. На стендовых установках в настоящее время выполняются исследовательские работы с использованием модельных сред с различной вязкостью, в диапазоне от 1 до 1 000 сСт. Выполнены серии испытаний при частоте вращения ротора до 3 тыс. оборотов в минуту. Подача экспериментального образца насоса – до 0,001 м³/с. Давление насоса – до 10 МПа. Результаты численных и физических экспериментов подтверждают перспективность нового научного направления, нацеленного на создание высокоэффективных насосов и технологий для добычи нефти в осложненных условиях. Вместе с тем, с использованием полученных результатов, рассматриваются и вопросы по созданию новых забойных двигателей для бурения скважин, в том числе для морских условий бурения. ● Rotor of an experimental sample of the new pump ● Ротор экспериментального образца нового насоса

В настоящее время ведутся конструкторские и технологические проработки: для повышения КПД насоса до уровня 60%, для повышения подачи насоса до уровня 1 000 м³ в сутки, для изучения возможностей применения данной гидравлической машины в качестве забойного двигателя (альтернатива и замена винтовому забойному двигателю). Также изучаются возможности применения насоса КН в качестве мультифазного насоса для наземной перекачки нефтегазовых смесей (альтернатива и замена двухвинтовым и одновинтовым мультифазным насосам).

Oil&GasEURASIA

Margarita Island, Venezuela October 15 - 17, 2014

Oil For The Future Register now Conference | Exhibition | Networking Enter reference code: OGEUR

heavyoillatinamerica.com

Organizado por / Organized by:

Stakeholder anfitri贸n / Host Stakeholder:

21ST WORLD PETROLEUM CONGRESS

OGE on the scene Наш фоторепортаж с места события PHOTOS: PYOTR DEGTYAREV, WPC / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ, WPC

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

21-Й МИРОВОЙ НЕФТЯНОЙ КОНГРЕСС

UPSTREAM

PHOTO / ФОТО: MOL

MOL Looks for New Opportunities in Russia MOL в России: Поиск новых возможностей

Matyushkinskoye field Матюшкинское месторождение

Bojan Šoć

Боян Шоч

hough it may not be the best of times for EU-based companies to invest in Russia’s petroleum industry, Hungary’s MOL Group is ready to seize a chance and expand its upstream portfolio in this part of the world. CEO Jozsef Molnar talked to OGE on the sidelines of the 21st World Petroleum Congress held in Moscow in late June, mapping out the group’s expansion strategy in Russia and Kazakhstan, MOL’s most important markets in the former Soviet Union.

отя нынешний момент вряд ли можно назвать идеальным для инвестиций в российскую нефтегазовую отрасль со стороны компаний, прописанных в ЕС, венгерская MOL Group по-прежнему ждет шанса, чтобы расширить портфель добывающих активов в этой части света. В конце июня, когда в Москве проходил XXI Мировой нефтяной конгресс, корреспондент НГЕ встретился с главным исполнительным директором MOL Group Йожефом Молнаром, который рассказал о стратегии по расширению присутствия группы в России и Казахстане – наиболее важных для MOL рынках на постсоветском пространстве.

OGE: MOL Group has gradually become a multinational with an E&P portfolio that spans more than a dozen countries on three continents. What does Russia bring to the table? Jozsef Molnar: Russia is the region in which we have a tradition in upstream and we regard it as a potential place of the investment in the future. Currently, we have two companies operating in Russia. One of them is located in the Volga-Urals region and the other is in West Siberia. Besides these two companies we are also looking for new investment opportunities in the upstream sector as we target to increase production in Russia up to 20,000-40,000 barrels per day.

НГЕ: MOL Group постепенно становилась мультинациональной компанией, и сегодня владеет добывающими активами в 13 странах мира на трех континентах. Какова роль России в этом раскладе? Молнар: У нас уже есть опыт работы в области разведки и добычи на территории России, и мы готовы инвестировать здесь и впредь. В настоящее время в стране уже работают две наших компании – одна в Урало-Поволжье, другая – в Западной Сибири. Помимо этого, мы параллельно ищем новые возможности для капиталовложений в «апстрим»,

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

OGE: Is there a timeline for execution of this plan? How quickly can you raise output and meet these targets? Molnar: We can’t say exactly, but these are medium-term plans. A lot will depend on acquisition opportunities since it’s not possible to reach these targets based on our current portfolio of upstream assets in Russia. We are currently producing just below 7,000 barrels per day, out of which circa 4,000 barrels per day is coming from Baitugan, 3,000 barrels per day from Matyushkinskoye.

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА так как планируем повысить объемы добычи в России до 20-40 тыс. баррелей в сутки.

НГЕ: Каковы сроки реализации этого плана? Как быстро вы сможете увеличить добычу, чтобы достичь запланированных показателей? Молнар: О точных сроках говорить сложно, но речь идет о среднесрочной перспективе. Многое будет зависеть от того, удастся ли приобрести дополнительные активы, поскольку сегодня у нас недостаточно добывающих мощностей в России, чтобы достичь поставленных целей. В настоящее время мы суммарно добываем чуть меньше 7 тыс. баррелей в сутки – около 4 тыс. баррелей на Байтуганском месторождении и 3 тыс. баррелей – на Матюшкинском.

OGE: Last year, MOL decided to offload a couple of upstream assets in Russia as part of the company’s divestment strategy. What was behind the decision to НГЕ: В прошлом году MOL sell the 50-percent stake in West решила избавиться от ряда Malobalykskoye plc, which owned добывающих активов в России в a license to produce the oilfield of рамках стратегии по оптимизации the same name? портфеля. Чем руководствовались ● According to Jozsef Molnar, in the former Soviet в компании принимая решение о Molnar: We are always opti- Union MOL Group's investment focus is on Russia and продаже 50%-й доли в ООО «Западноmizing our portfolio, not only Kazakhstan Малобалыкское», владеющем in Russia, but in all parts of the ● По словам Йожефа Молнара, на территории лицензией на добычу нефти на world. We are constantly trying to бывшего СССР в центре внимания MOL Group с одноименном месторождении? find new investment opportuni- точки зрения инвестиций в нефтегазовый сектор ties and in certain cases we occa- находятся Россия и Казахстан Молнар: Мы всегда оптимизируsionally have to sell some assets. ем наш портфель, не только в России, Looking at our operation at West но и в других странах мира. Кроме Malobalykskoye oilfield, after it reached its peak in 2005, того, постоянный поиск новых инвестиционных возможwe saw that production there is declining and decided to ностей заставляет нас время от времени продавать некотоexit that project rather than stay in the business due to lim- рые активы. Что касается Западно-Малобалыкского местоited room for further value-added for us. рождения, добыча на нем достигла пика в 2005 году, а затем начала снижаться. Поэтому мы предпочли выйти из проOGE: You also sold MOL West Siberia, which held an екта, перспективность которого с точки зрения создания exploration license for the Surgut 7 block holding up to 6 mil- добавленной стоимости в дальнейшем нам представлялась ограниченной. lion tons of recoverable oil reserves. Why was that? Molnar: MOL West Siberia was sold together with our stake in the West Malobalykskoye field because the Surgut НГЕ: В прошлом году вы также продали «МОЛ– 7 block strongly linked to the infrastructure of the West Западная Сибирь», владевшую лицензией на разработку Malobalykskoye field and thus was part of a favorable pack- блока «Сургут-7», извлекаемые запасы которого age deal. составляют 6 млн т нефти. Почему? Молнар: «МОЛ–Западная Сибирь» продавалась вместе OGE: Are you conducting talks for the purchase of new с нашей долей в Западно-Малобалыкском месторождении. Дело в том, что блок «Сургут-7» тесно связан с инфраструкproduction assets elsewhere? Molnar: We intend to buy new assets and we are looking for them, but at this point we haven’t yet reached the MOL has been selling approximately 15,000 tons phase when we can announce any deals. OGE: Between 2009 and 2011, Russian oil major Surgutneftegaz owned a substantial chunk of MOL shares – 21.22 percent – and then MOL decided to buy them back, losing over 400 million euros in the process. Why was it so critical to complete that buyback and bring the stock back into Hungary? Molnar: Well, to be precise, MOL wasn’t the buyer, the Hungarian government bought the stock. It was the government’s decision, not ours. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

of lubricants annually and the total sales from our refineries is around 18 million tons of petroleum products.

MOL продает около 15 тыс. т масел в год, тогда как общий объем реализуемой продукции наших НПЗ составляет примерно 18 млн т нефтепродуктов в год.

#8-9 August-September 2014

SOURCE / ИСТОЧНИК: MOL

UPSTREAM

OGE: Do you personally share the government’s stance on that issue? Molnar: From my point of view, there is no difference between the shareholders. We have to act in favor of all of our shareholders, we can’t make a difference between them. If they make a transaction, it’s their decision, not ours. OGE: Another part of MOL’s Russian business is lubricants sales. What kind of impact do you intend to make in the local lubricants market? How big is MOL’s market share in Russia? Molnar: Frankly speaking, lubricants constitute a very small part of our business. If I remember well, MOL has been selling approximately 15,000 tons of lubricants annually and the total sales from our refineries is around 18 million tons of petroleum products, so the economic effect of lubricants sales is negligible. In terms of our market share in Russia, I don’t think it’s bigger than 1-2 percent. Russia is an interesting market for us, but the biggest one is Hungary, followed by Slovakia, Croatia and other central European countries. There is a big competition there, because all major players have sales points in Central Europe and it means that if somebody can produce quality at a good price, he can participate in the market.

OGE: What sector holds most promise for MOL’s lubricant product lines in Russia? Molnar: I’m not familiar with details, but taking into consideration the big distance between Russia and Hungary, I would think that industrial consumers would be the most suitable target over a long term, not FMCG consumers. OGE: How would you rate the current investment situation in Russia? Molnar: We think that Russia is one of the good places to invest into upstream, if we are speaking about companies of our size. We are ready to invest in this segment if we can find good opportunities. However, we don’t want to expand our activities in Russia in the refining business, we haven’t studied the situation in that sector. OGE: What about other markets in the former Soviet

турой этого месторождения и, таким образом, он стал частью выгодной комплексной сделки.

НГЕ: Компания сегодня ведет переговоры о приобретении новых добывающих активов в России? Мы намерены приобретать новые активы и на данный момент заняты их поиском, но пока еще не вступили в ту стадию, когда можно было бы объявить о заключении каких-либо сделок.

НГЕ: С 2009 по 2011 год российский нефтяной гигант «Сургутнефтегаз» владел значительной долей акций MOL – 21,22%, однако MOL впоследствии решила выкупить этот пакет, потеряв при этом свыше 400 млн евро. Почему было настолько важно выкупить бумаги и вернуть их Венгрии? Молнар: Если быть совсем уж точным, не MOL выкупала акции, а венгерское правительство. Это было его решение, не наше. НГЕ: Вы лично разделяете позицию правительства по этому вопросу? Молнар: Для меня не существует никакой разницы между акционерами. Мы должны действовать в интересах каждого из них и не можем делить их по какому-либо признаку. Если они совершают сделку, то это их решение, а не наше. НГЕ: Еще один сегмент бизнеса MOL в России – торговля смазочными материалами. Чего хотите добиться на российском рынке масел? Какова доля на нем MOL? Молнар: Откровенно говоря, смазочные материалы составляют лишь незначительную часть нашего бизнеса. Насколько помню, MOL продает около 15 тыс. т масел в год, тогда как общий объем реализуемой продукции наших НПЗ составляет примерно 18 млн т нефтепродуктов в год. Соответственно, экономический эффект от продаж масел незначителен. Что касается нашей доли на российском рынке масел, не думаю, что она превышает 1-2%. Россия для нас – рынок интересный, но самый большой наш рынок – это Венгрия, а также Словакия, Хорватия и другие страны Центральной Европы. Там очень высокая конкуренция, так как у всех ведущих компаний есть точки продаж в Центральной Европе. И любой производитель, выпускающий качественную продукцию по приемлемым ценам, может реализовывать ее на этом рынке. НГЕ: Какой сегмент российского рынка масел наиболее перспективен для продажи смазочных материалов MOL? Молнар: Я не очень хорошо знаком с его особенностями, но, учитывая расстояние между Россией и Венгрией, могу предположить, что в долгосрочной перспективе наиболее перспективным целевым сегментом с точки зрения сбыта этой продукции будет промышленный сектор, а не потребители товаров повседневного спроса.

Union?

Molnar: Our other major target in the FSU is Kazakhstan where we have two ongoing projects. In the

НГЕ: Как бы вы оценили инвестиционную ситуацию в России в настоящее время? Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

ИНТЕРВЬЮ Молнар: Если говорить о компаниях такого размера, как наша, то мы считаем Россию одной из стран, где инвестиционный климат наиболее благоприятен для вложений в геологоразведку и добычу. И мы готовы инвестировать средства в этот сектор, если представятся хорошие возможности. Однако мы не намерены расширять свою деятельность в сфере нефтепереработки, так как еще недостаточно хорошо изучили ситуацию в этом сегменте рынка.

PHOTO / ФОТО: MOL

●

Today, MOL produces around 4,000 barrels per day at Baitugan field ● Сегодня MOL добывает на Байтуганском месторождении около 4 тыс. баррелей в сутки

НГЕ: Что можете сказать о других рынках на постсоветском пространстве? Молнар: На территории бывшего СССР интерес для нас также представляет Казахстан, где мы участвуем в двух проектах. Наша доля в проекте по разработке блока «Федоровский» составляет 27,5%, 50% принадлежат «КазМунайГазу», а оставшиеся 22,5% – FIOC. Таким образом, мы поставили на баланс 37 млн баррелей нефти, и есть хороший шанс увеличить этот объем до 50-52 млн баррелей. Несколько недель назад мы обнаружили нефть на Рожковском месторождении блока «Федоровский». Пока рано говорить о размерах месторождения и его потенциальных запасах, но это – очень перспективное открытие (согласно пресс-релизу MOL, был зарегистрирован приток высококачественной легкой нефти и газа с максимальным дебитом 1,9 млн баррелей в сутки и 6 млн фут3 в сутки соответственно, – НГЕ). В Казахстане, с учетом потенциала еще одного нашего проекта, – компания владеет 49%-й долей в блоке «Карповский Северный» – мы планируем довести добычу до 12-14 тыс. баррелей в сутки в среднесрочной перспективе.

40,000 barrels per day – MOL’s oil production target in Russia баррелей в сутки – максимальный запланированный показатель по добыче нефти MOL в России Fedorovsky block, where we have 27.5-percent stake while 50 percent is owned by KazMunaiGaz and the remaining 22.5 percent is held by FIOC, we have booked reserves 37 million barrels of oil. We have a good chance to book additional reserves, which could increase it to 50-52 million barrels. A few weeks ago, we had a new discovery at the Rozhkovsky field in the Fedorovsky block. It is too early to define its size and potential reserves, but it’s a very promising discovery (according to а MOL press release, inflow of high quality light crude oil and gas with maximum flow rates of 1.9 million barrels per day and 6 million cubic feet per day, respectively, was recorded – OGE). In Kazakhstan, taking into account the potential contribution of our other project, as we have 49-percent stake in North Karpovsky block, we are planning to reach 12,000-14,000 barrels per day production in midterm. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

LNG

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Gazprom Keen to Become Key Gas Supplier in Asia «Газпром» стремится стать ведущим поставщиком газа в Азии

Bojan Šoć

azprom, the world’s largest natural gas producer and exporter, is eyeing Asia’s growing LNG market and strives to become one of key LNG suppliers in the region, Gazprom deputy chairman of the management board Alexander Medvedev told the World Petroleum Congress held in Moscow in June. In recent years, Russia has stepped up efforts to expand its presence in Asia’s energy market and growing demand for LNG in this part of the world has spurred Moscow’s hopes for establishing itself as a major player here. Calling LNG the “most dynamic segment of gas trade,” Medvedev focused his speech on the “region that drives and leads global demand of this fuel – Asia.” According to Medvedev, Asia is the world’s largest LNG consumer accounting for 75 percent of the global LNG trade and its share in the global energy trade has increased by 20 percent over the last five years. “Last year, Asia imported about 178 million tons of LNG, which is over five times more than Europe did,” he said, adding that the fast pace of growth of regional economies requires gas as the most reliable and cleanest energy source. Speaking about the Asian market’s attractiveness, Medvedev mentioned its dynamics, but also put an emphasis on pricing. “Today, the prices for LNG in Asia are 40-60 percent higher than in Europe under term contracts and up to two times higher than on the spot market. The effect of the Asian premium stimulates gas traders to divert LNG cargoes from Europe to Asia. Since 2010, volumes of short-term and spot LNG imported to Europe have decreased 20-fold. During the same period Asia has managed to increase

Боян Шоч

«Г

азпром» – крупнейший в мире производитель и экспортер природного газа, внимательно следит за растущим рынком СПГ в Азии и стремится стать одним из ключевых поставщиков этого вида сырья в регионе. Такую позицию газовой монополии озвучил заместитель председателя правления «Газпрома» Александр Медведев в своем выступлении на Мировом нефтяном конгрессе, проходившем в Москве в июне нынешнего года. В последние годы Россия все более интенсивно пытается расширить свое присутствие на энергетическом рынке азиатского региона, а рост спроса на СПГ в этом уголке планеты только усиливает стремление Москвы утвердиться здесь в качестве ведущего игрока. Назвав СПГ «наиболее динамичным сегментом в торговле газом», Медведев обратил особое внимание на то, что «Азия является регионом, который стимулирует потребление этого вида топлива и выступает основным его потребителем». По его словам, Азия сегодня лидирует в списке потребителей СПГ, закупая 75% от общего объема сырья, реализуемого на мировом рынке. За последние пять лет ее доля на мировом рынке энерготорговли увеличилась на 20%. «В прошлом году Азия импортировала около 178 млн т СПГ, более чем в пять раз превысив объем закупок этого топлива в Европе», – сказал Медведев, добавив, что газ, являющийся наиболее надежным и экологичным источником энергии, необходим для поддержания быстрых темпов роста экономик стран Азии. Говоря о привлекательности азиатского рынка, Медведев упомянул его динамичность, подчеркнув при этом и такой аспект, как ценообразование. Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

СПГ

volumes of LNG delivered under the flexible contracts by 20 percent. Asian dragon will continue flying high!” the executive said. According to energy analysts’ forecasts, Asia is bound to become the world’s largest gas consumer in 20 years and China shall record the largest increase in the gas demand in any single country. By the middle of the 2030s, China’s gas consumption will skyrocket to more than 500 billion cubic meters per year, Medvedev said, citing the latest IEA forecast. According to the same expert outlook, India’s gas consumption is expected to grow up to 170 billion cubic meters per year by 2035. “Some of these huge incremental needs will be satisfied by the imported LNG,” the Gazprom official said. Referring to Russia and Gazprom as “still emerging, but ambitious players on the Asian gas market” Medvedev said that Gazprom’s LNG plant on the Sakhalin Island has safely and uninterruptedly produced and delivered to consumers over 50 million tons of LNG since 2009. Today, Sakhalin-produced gas accounts for 10 percent of Japan’s LNG imports. Within the same context, the recent Russia-China gas deal, which has been dubbed by some industry specialists as “contract of the century,” has seen Moscow “open for the first time in history the door for East Siberian natural gas to the gas market of the future, the Chinese market.” Under the 30-year contract more than 1 trillion cubic meters of gas will be delivered to China via the eastern route.

9.6 million tons of LNG is the current output of two processing trains at Sakhalin-2 LNG plant in Prigorodnoye млн т СПГ – производственная мощность СПГзавода в Пригородном (проект «Сахалин-2») “This contract will satisfy a fraction of Chinese future gas demand, but this is still huge, about a quarter in current figures and about 10 percent in 2020. However, we believe that besides pipeline gas there will be enough space for Russian LNG exports both in the Chinese market and in Asia in general. Our new project, like Vladivostok LNG and the construction of the third train at Sakhalin-2 plant will serve to meet the demand of the energy-hungry Asia,” Medvedev explained. He added that the investment decision on Vladivostok LNG with the plant capacity of up to 15 million tons per annum was taken already and the plant would be put into operation at the end of 2018. Medvedev also singled out the future plant’s excellent geographic position, which gives it a clear competitive advantage. The official also said that Gazprom and Shell, the partners in Russia’s only LNG-producing project to date, Sakhalin-2, had in February signed a road map for the FEED documents, paving the way for the project’s expansion. “Our country is able to provide our partners in the East with reliable and environmentally-friendly energy Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

LNG

#8-9 August-September 2014

«Сегодня стоимость СПГ в Азии по срочным договорам на 40-60% выше, чем в Европе, ● According to Alexander и почти вдвое превышает его цену на спотовых Medvedev, geographical рынках. Как следствие, более высокая маржа proximity to consumers’ заставляет поставщиков перенаправлять СПГ market in Asia is an из Европы в Азию. С 2010 года объемы СПГ, advantage for Russian LNG реализуемые в Европе по срочным договорам exports и на спотовых рынках, сократились в 20 раз. За ● По словам Александра Медведева, географическая этот же период объемы поставок СПГ в Азию по договорам, заключенным на гибких условиях, близость к азиатскому увеличились на 20%. Азиатский дракон продолрынку сбыта обеспечивает жит стремиться ввысь!» – отметил зампредправРоссии преимущество в ления «Газпрома». экспорте СПГ По прогнозам аналитиков энергетического сектора, Азия через 20 лет должна стать крупнейшим потребителем газа в мире, а Китай – продемонстрировать рекордный рост потреPHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ бления газа в отдельно взятой стране. Согласно source for decades or even centuries. Just a small example: последнему прогнозу МЭА, к середине 2030-х газопотре[Siberia’s] Kovykta and Chayanda gas fields possess dis- бление в Китае превысит 500 млрд м³ в год, тогда как в covered resources of 3 trillion cubic meters, which can be Индии его рост к 2035 году достигнет отметки в 170 млрд м³ compared to total gas reserves of such a mature LNG player в год. «Импорт СПГ сможет частично удовлетворить этот in Asia-Pacific as Indonesia. The future production at the огромный растущий спрос», – сказал руководитель. two fields will be not only used for pipeline gas supply to Говоря о России и «Газпроме» как «пока еще новых, China and local consumption in Russia, but also to source но амбициозных игроках на азиатском газовом рынке», our LNG projects,” Medvedev said. Медведев сообщил, что, начиная с 2009 года, принадлеHe stressed that the Sakhalin Island is no less promis- жащий «Газпрому» завод по производству СПГ на острове ing hydrocarbon province with a great potential to increase Сахалин обеспечивает непрерывную и безопасную поставproven reserves. According to the executive, geographi- ку конечного продукта потребителям, и на сегодняшний cal proximity to consumers’ market is an advantage for день объем этих поставок уже превысил 50 млн т. В настоRussian LNG exports. Today, an average shipping leg for ящее время СПГ с сахалинского завода закрывает 10% от Sakhalin LNG is about 1,000 nautical miles versus more общего объема импорта этого вида топлива Японией. than 5,000 nautical miles for Qatari LNG and 13,000 nautiВ примерно тот же контекст ложится и недавнее соглаcal miles for future U.S. LNG via Suez Canal or more than шение о поставках газа между Россией и Китаем, уже 9,000 nautical miles via Panama. окрещенное некоторыми специалистами отрасли «сделкой The outlook for Russia is good, believes Medvedev, as века». Это соглашение, по словам Медведева, дает возможeconomic growth in Asia’s leading gas-consuming coun- ность Москве «впервые в истории открывает дорогу приtries continues to fuel demand. “The share of gas in power родному газу, добываемому в Восточной Сибири, на рынок generation is gradually growing in Japan and inter-fuel будущего – в Китай». По условиям соглашения, Россия на competition remains strong. China, which has recently протяжении 30 лет поставит в Китай более чем 1 трлн м³ become the top oil importer in the world is now placing газа по восточному маршруту. an even higher emphasis on the use of natural gas. Gas and «Поставки по этому договору лишь частично удовлетoil compete in all the sector of the South Korean energy ворят спрос на газ на китайском рынке, но, тем не менее, market. India, with the gas market still in infancy, is con- это – существенный прорыв: речь идет об удовлетворении sistently gaining momentum and oil vs. gas competition is примерно 25% китайского спроса на газ сегодня, и 10% – в also emerging here,” the official said. 2020 году. Мы также полагаем, что помимо трубопровод“Nowadays, gas finds more and more previously ного газа Россия сможет экспортировать СПГ в Китай unused or underestimated market niches like gas for trans- и другие страны азиатского региона. В частности, наш portation, not only in cars and trucks, but also in maritime новый проект строительства завода по производству СПГ transportation as well as a small-scale LNG. Asia is not an во Владивостоке, а также строительство третьей технолоexception. We witness the fastest-growing interest for gas гической линии в рамках проекта „Сахалин-2“ позволят as a motor fuel in China, the City Bus Company in Beijing обеспечить энергоносителями азиатский регион, где спрос operating the world’s largest energy-fueled bus fleet with на них столь велик», – пояснил Медведев. more than 6,000 vehicles. The demand for LNG-fueled Он добавил, что уже принято инвестиционное решеtrucks in China outstrips demand on traditional petrol- ние по владивостокскому заводу, мощность которого состаdriven trucks twofold. We also see an enormous potential вит 15 млн т СПГ в год. Ожидается, что завод будет введен в for LNG as a bunkering fuel for the river and marine ves- эксплуатацию в конце 2018 года. Медведев также подчерsels in Asia. Traditional and non-traditional spheres of gas кнул выгодное местоположение будущего завода, гарантиapplications are heating up the Asian market. Gazprom is рующее ему явное преимущество над конкурентами. ready to satisfy these needs, we are coming to the Asian Представитель «Газпрома» напомнил, что «Газпром» market with a firm confidence in our professionalism and и Shell, являющиеся партнерами по «Сахалину-2» – единcompetitiveness and we have already made the first step ственному на сегодня проекту в России, который уже проon our eastward pathway to become a key supplier in Asia,” изводит СПГ – в феврале подписали меморандум-дорожconcluded Medvedev. ную карту, предусматривающую разработку документации

Oil&GasEURASIA

№8-9 Август-Сентябрь 2014

СПГ

по предварительному проектированию (FEED) третьей технологической линии по производству сырья. «Мы можем обеспечить наших партнеров на Востоке надежным и экологически безопасным источником энергии в течение десятилетий, даже столетий. Вот маленький пример: разведанные запасы Ковыктинского и Чаяндинского газовых месторождений составляют 3 трлн м³, что сопоставимо с общими запасами Индонезии – опытного игрока на рынке СПГ в азиатскотихоокеанском регионе. Газ, добытый на двух упомянутых месторождениях будет не только поставляться по трубопроводам в Китай и на внутренний рынок, но и в качестве источника сырья для наших СПГ-проектов», – сказал Медведев. Кроме того, он подчеркнул, что Сахалин является не менее перспективным источником углеводородного сырья и с точки зрения увеличения доказанных запасов обладает большим потенциалом. По словам Медведева, географическая близость к рынку сбыта обеспечивает России преимущество в экспорте СПГ. Сегодня протяженность среднего судоходного этапа для сахалинского СПГ составляет около 1 тыс. морских миль, в то время как для катарского СПГ она составляет 5 тыс. морских миль. Что касается поставок американского СПГ в Азию в будущем, то поставщикам сырья придется преодолеть 13 тыс. морских миль при доставке через Суэцкий канал или свыше 9 тыс. морских миль при доставке через Панаму. Медведев уверен в хороших перспективах России, поскольку экономический рост в азиатских государствахпотребителях газа, стимулирует спрос на этот вид топлива. «Доля газа в производстве электроэнергии постепенно растет в Японии, и конкуренция между разными видами топлива остается жесткой. Китай, недавно ставший ведущим импортером нефти в мире, теперь проявляет повышенный интерес к природному газу. Конкуренция между газом и нефтью наблюдается во всех секторах энергетического рынка Южной Кореи. В Индии газовый рынок еще находится на стадии становления, но при этом демонстрирует стабильный рост, и соперничество между нефтью и газом уже проявляется и здесь», – отметил Медведев. «Сегодня на рынке появляется все больше новых возможностей для природного газа – эти ниши ранее не использовались или использовались недостаточно. Например, в качестве топлива газ можно использовать не только для легковых и грузовых автомобилей, но также для морского транспорта. И азиатский регион – не исключение. В Китае интерес к газу как автомобильному топливу растет наиболее быстро, особенно если учесть, что крупнейшим в мире автобусным парком, включающим 6 тыс. единиц, владеет пекинская City Bus Company. На китайском рынке спрос на грузовые автомобили, использующие СПГ в качестве топлива, вдвое превышает спрос на обычные грузовики, заправляемые бензином. Кроме того, мы считаем, что в Азии у СПГ есть огромный потенциал его использования для бункеровки речных и морских судов. Возможность использовать газ как в традиционных, так и в нетрадиционных областях его применения стимулирует спрос на азиатском рынке, и „Газпром” готов его удовлетворить. Мы выходим на азиатский рынок с твердой уверенностью в своем профессионализме и конкурентоспособности и уже сделали первый шаг в восточном направлении с тем, чтобы стать ведущим поставщиком газа в Азии», – резюмировал Александр Медведев. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

July / Июль 2013

July / Июль 2014

Production (including gas condensate) / Добыча (включая газовый конденсат) Supply to Russian refineries / Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia / Первичная переработка на НПЗ в России

44.11 24.20 19.06 24.10

43.95 24.72 18.23 24.61

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -0.4 +2.1 -4.4 +2.1

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

July / Июль 2013

July / Июль 2014

Petrol / Бензин Diesel / Дизтопливо Heating oil / Топочный мазут Jet fuel / Авиакеросин

32.95 64.81 63.01 9.75

31.39 64.08 64.97 10.18

Unit of measurement (bcm) / Единица измерения (млрд м3)

July / Июль 2013

July / Июль 2014

Production (total) / Добыча газа (всего) Domestic consumption / Внутреннее потребление Export / Экспорт

46.51 25.15 14.93

42.68 24.20 11.87

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -4.7 -1.1 +3.1 +4.4

Gas / Газ Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -8.2 -3.8 -20.5

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of July 2014* Количество буровых установок в мире, июль 2014 года*

World total | Всего в мире 3,608

Europe | Европа 153 Canada | Канада 350

USA | США 1,876

Middle East | Ближний Восток 432

Africa | Африка 137 Latin America | Латинская Америка 407

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 253 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Oil&GasEURASIA

SIMULATION

ADVERTORIAL SECTION

What’s Behind the Numbers?

Что стоит за цифрами? Оleg Oleinikov, head of Organizational Processes and IT Infrastructure Dept., Parma-Telecom (ITPS Group) Pavel Chentsov, head of branch of Organizational Processes and IT Infrastructure Dept., Parma-Telecom (ITPS Group)

Олег Олейников, руководитель департамента организационных процессов и ИТ-инфраструктуры ООО «Парма-Телеком» (ITPS Group) Павел Ченцов, руководитель направления департамента организационных процессов и ИТ-инфраструктуры ООО «Парма-Телеком» (ITPS Group)

ntegrated simulation is one of the key elements of a digital field. It makes it possible to integrate separate models of production chain facilities, assess their mutual effect and create a complex mathematical representation of ongoing processes. However, generation of graphs and summary data is just the first step toward efficient field management. It is important to correctly interpret calculation results in order to understand the essence of the problem, and timely make proper decisions. Today, many leading companies involved in development of industry software – such as Schlumberger, Roxar, Petroleum Experts and others – have tools for integrated simulation in their portfolio. These products are platforms for fulfilment of complex mathematical calculations. At the field development planning stage they make it possible to plan bringing on stream new wells, select optimal well designs and modes of operation, design pipelines and oil treatment facilities, pick downhole and compressor equipment and analyze the system’s total throughout capacity. At the development stage, these systems provide monitoring of well flow rates and optimization of operating practices of the wells, systems of well product transportation and formation pressure sustainment, enable scheduling of current administrative and technical operations and well interventions, including well recompletion or or abandonment. The world’s leading oil and gas producers already apply integrated simulation methods and their assessments prove the efficiency of such approach. For example, BP’s official data suggest that the implementation of the “digital field” program, with integrated simulation as one of its chief Oil&GasEURASIA

МОДЕЛИРОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

нтегрированное моделирование – один из ключевых элементов цифрового месторождения. Оно позволяет связать воедино отдельные модели объектов цепочки добычи, оценить их взаимное влияние и создать комплексное математическое представление происходящих процессов. Но получение графиков и сводных данных – лишь первый шаг к эффективному управлению месторождением. Важно правильно интерпретировать результаты расчетов, чтобы понять суть проблемы и своевременно принять верные решения. Сейчас многие ведущие компании-разработчики отраслевого ПО (такие, например, как Schlumberger, Roxar, Petroleum Experts и др.) имеют в своем портфеле инструменты интегрированного моделирования. Эти продукты представляют собой платформы для выполнения сложных математических расчетов. На этапе проектирования месторождений они позволяют планировать ввод новых скважин, подбирать для них оптимальные конструкции и способы эксплуатации, проектировать трубопроводный транспорт и объекты системы подготовки, подбирать скважинное и компрессорное оборудование, анализировать общую пропускную способность системы. На этапе разработки такие системы обеспечивают мониторинг производительности и оптимизацию технологических режимов скважин, систем транспорта и поддержания пластового давления, позволяют планировать сроки проведения ОТМ и ГТМ, в том числе перевода и ликвидации скважин. Методы интегрированного моделирования уже активно применяют на практике ведущие мировые нефтегазодобывающие компании, и их оценки убеждают в эффективности такого подхода. Например, согласно данным из опубликованной отчетности ВР, реализация программы «цифрового месторождения», одной из важнейших составляющих которой является интегрированное моделирование, позволила увеличить суточный объем добычи нефти на 2-3%. Внедрение аналогичных инструментов дополнительно принесло Shell около $5 млрд дохода. Оценка потенциальных эффектов от внедрения интегрированного моделирования, рассчитанная по усредненным результатам проектов передовых компаний отрасли, представлена на рис. 1. Однако наш многолетний опыт внедрения подобных систем свидетельствует о том, что прочитать с листа многостраничные таблицы цифр и перенасыщенные информацией графики, интерпретировать полученные результаты и быстро сделать правильные выводы непросто даже квалифицированным инженерам. Кроме того, модели необходимо непрерывно адаптировать

components, has brought about a 2-3-percent ● Fig. 1 Average results in global application of integrated simulation methods increase of daily oil output. Shell’s implemen- ● Рис. 1 Усредненные результаты мирового опыта применения методов tation of similar tools has helped the Anglo- интегрированного моделирования Dutch major rake in an additional $5 billion in revenue. Assessment of the potential effect stemming from the implementation of integrated simulation and calculated by the industry leaders’ average results is shown in Fig. 1. However, our long-term experience of use of similar systems shows that it is difficult even for skilled engineers to comprehend immediately multi-page spreadsheets of numbers and data-laden diagrams, interpret received results and quickly make correct conclusions. Moreover, it’s necessary to provide ceaseless adjustment of models as new data from production systems keep pouring in. And for this purpose, it is important as much as possible to automate routine operations on loading and initial processing of this data. Thus, in order not to wipe away the value of integrated simulation, it’s necessary to have a powerful and convenient tool for working with data: on the one hand, for online collection of initial data to Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ADVERTORIAL SECTION

SIMULATION ● Fig. 2 Role and position of the AVIST platform (a Parma-Telecom (ITPS Group) product) in the process of the “digital field” construction ● Рис. 2 Роль и место платформы AVIST (разработка компании «ПармаТелеком» (ITPS Group)) в построении «цифрового месторождения»

be used in calculations, and on the other – for visualization and quicklook analysis of the calculation results. Setup of a rapid response expert system is an efficient way of solving this issue. The basic functionality of this system ensures monitoring of key indicators characterizing the field status and its development processes, and also delivery of proactive (anticipatory) signals on potential problems. A more advanced version of the expert system also includes tools for simulation modeling – capabilities for quick analysis of several various “what if” scenarios and selection of the optimum method of problem solving or, rather, problem prevention. In particular, the AVIST platform – the product of Parma Telecom, which is part of ITPS Group – is used at the Karakuduk field in Kazakhstan, operated by LUKOIL Overseas. Automated interfaces for on-line telemetry data loading from the production systems were created with the help of this platform, and there was also adjusted visualization of calculation results by the integrated model and its separate components, and their publication at the unified management portal. Actuality and visualization of data provided by AVIST facilitate making decisions on optimization of particular elements of the production chain and the entire field (Fig. 2). With the help of AVIST, LUKOIL Overseas experts daily analyze well operation in real-time mode, simulate operating practices taking into account interaction of system elements (starts and switches) and formation pressure dynamics, perform multiple calculations of the time for recompleting producer wells into injector wells, identify “bottlenecks” in the gathering and transportation system, select downhole pumping equipment, and make short-term forecasts. As a result, it becomes possible to form the optimum sequence of actions aimed at maximizing the cumulative output at the field, reduce the time required to identify loss-occurring zones, and, thanks to proactive monitoring of production equipment operation, the efficiency of scheduled preventive maintenance increases. The first results achieved via this approach were unveiled in 2014 at Schlumberger Information Solutions’ annual forum, showcasing a 2012–2014 pilot project at Karakuduk field with a $17 million forecast (and partially achieved already) effect from integrated simulation, while spending $3.7 million on the project. Thus, the integrated simulation platform, supplemented by the AVIST data integration and visualization tools, provided substantial support to LUKOIL Overseas in making decisions that aim to address the issues of problem prevention and proactive response, reduction of capital and operating expenses and the most efficient use of resources.

с учетом данных, поступающих из производственных систем. А для этого важно максимально автоматизировать рутинные операции по загрузке и первичной обработке этих данных. Таким образом, чтобы не свести «на нет» ценность интегрированного моделирования, нужен мощный и удобный инструмент для работы с данными: с одной стороны, для сбора исходных данных для расчетов в режиме онлайн, а с другой – для визуализации и оперативного анализа результатов расчетов. Эффективным способом решения этой задачи является создание экспертной системы быстрого реагирования. Базовая функциональность такой системы обеспечивает мониторинг ключевых индикаторов, характеризующих состояние месторождения и процессы его разработки, а также выдачу проактивных (упреждающих) сигналов о потенциальных проблемах. В более «продвинутом» варианте экспертная система содержит еще и инструментарий для имитационного моделирования – возможности быстро проанализировать несколько различных сценариев «что если» и выбрать оптимальный способ устранения или, вернее, предотвращения проблем. В частности, на месторождении «Каракудук» в Казахстане, оператором которого является «ЛУКОЙЛ Оверсиз», используется платформа AVIST, собственная разработка «Парма-Телеком» (ITPS Group). С ее помощью созданы автоматизированные интерфейсы для оперативной загрузки данных телеметрии из производственных систем, а также настроена визуализация результатов расчетов по интегрированной модели и ее отдельным компонентам и публикация их на едином портале управления. Актуальность и наглядность данных, предоставляемых AVIST, позволяют принимать решения по оптимизации отдельных элементов производственной цепочки и всего месторождения в целом (рис. 2). С помощью AVIST эксперты «ЛУКОЙЛ Оверсиз» ежедневно анализируют работу скважин в режиме реального времени, моделируют технологические режимы с учетом взаимовлияний элементов системы (пусков и переключений) и динамики пластового давления, проводят многовариантные расчеты сроков перевода добывающих скважин в нагнетательный фонд, выявляют «узкие места» в системе сбора и транспорта, подбирают ГНО, строят краткосрочные прогнозы. В результате формируется оптимальная последовательность мероприятий для максимизации накопленной добычи по месторождению, сокращаются сроки выявления областей потерь, а благодаря проактивному мониторингу работы производственного оборудования повышается эффективность планово-предупредительных ремонтов. Первые результаты такого подхода были представлены в 2014 году на ежегодном форуме Schlumberger Information Solutions – на пилотном проекте, реализуемом в 2012–2014 годах, прогнозируемый (и уже частично достигнутый) эффект от внедрения интегрированного моделирования на месторождении «Каракудук» составил $17 млн при затратах $3,7 млн. Таким образом, платформа интегрированного моделирования, дополненная инструментами интеграции и визуализации данных AVIST, стала для «ЛУКОЙЛ Оверсиз» мощной поддержкой в принятии решений, ориентированных на предупреждение проблем и проактивное реагирование, сокращение капитальных и операционных затрат и максимально эффективное использование ресурсов. Oil&GasEURASIA

НЕФТЕТАНКИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Нефтетанки – мягкие резервуары для нефтепродуктов

овременная нефтегазовая промышленность нуждается не только в инновационных технологиях добычи и переработки сырья, но и в эффективных способах хранения нефтепродуктов. Наиболее модернизированные предприятия давно используют нефтегазовое оборудование, в котором сочетаются последние научные достижения и высокая практичность. Это позволяет существенно оптимизировать затраты и повышать производственные показатели. В частности, для хранения нефтепродуктов все чаще и чаще применяются нефтетанки – мягкие резервуары, которые прекрасно зарекомендовали себя у многих компаний, работающих в отрасли.

Вопрос о том, какой резервуар для нефтепродуктов наиболее оптимально подходит для хранения, является чрезвычайно важным. До недавнего времени в нефтегазовой отрасли применялись, преимущественно, металлические резервуары (РВС, РГС). Они использовались не только для хранения сырой нефти, но и как емкости для дизеля или бензина. Однако использование таких резервуаров всегда было связано с большими технологическими и временными затратами. Подобные резервуары для нефтепродуктов достаточно сложно перемещать, кроме того, для их оборудования требуется возведение фундамента и весьма продолжительное время. Прекрасным решением этих проблем стали нефтетанки для нефтепродуктов, применение которых позволяет избежать многих сложностей. Мягкая оболочка, которую имеет такой резервуар, дает возможность без труда установить его в любом месте без специального фундамента. Помимо этого, мягкие резервуары для нефтепродуктов весят в десятки раз меньше металлических резервуаров, что позволяет при необходимости легко перемещать конструкцию. По мнению специалистов, нефтетанки для нефтепродуктов, изготовленные из эксклюзивного немецкого материала, компании Mehler Technologies GmbH, стали незаменимыми при организации складов горючего и транспортировке широкого перечня продукции нефтегазовой отрасли. Резервуар имеет подушечную форму и не уступает по прочности металлическим емкостям. Однако мобильность и скорость установки таких резервуаров для нефтепродуктов остается вне конкуренции. Фактически с их помощью можно за один день оборудовать склад объемом 3-5 тыс. м3, не пользуясь услуНефть и ГазЕВРАЗИЯ

гами специального транспорта. Для нужд компаний, связанных с нефтяной промышленностью, такое решение является поистине оптимальным.

Преимущества нефтетанков На практике нефтетанки для нефтепродуктов обладают заметными преимуществами. Мягкие емкости для дизеля, бензина и сырой нефти уже неоднократно подтверждали свою эффективность в самых разных условиях, особенно, при создании мобильных нефтебаз, в том числе, в труднодоступных районах. Во-первых, мягкие резервуары для нефтепродуктов предназначены именно для длительного хранения нефтепродуктов. Они устойчивы к сейсмическим и температурным колебаниям. Например, хранение нефтепродуктов в мягкой емкости может осуществляться при температуре от -60 до +60 °С (временное хранение до +85 °С). Это делает их в полной мере универсальными. Во-вторых, нефтетанки обладают легким весом и высокой компактностью, что выгодно отличает их от металлических резервуаров и цистерн для горюче-смазочных материалов. Соответственно, их установка и транспортировка требует минимальных ресурсов. Так, пустая мягкая емкость объемом 25 м3 имеет вес приблизительно 100 кг. В сложенном виде резервуар умещается в обычный легковой автомобиль. Наконец, благодаря простой и удобной конструкции мягкие емкости для нефтепродуктов имеют неоспоримые преимущества при оборудовании мобильной нефтебазы. Высокая скорость монтажа и практичность позволяет использовать их в самых суровых климатических условиях и в неподготовленных местах. При этом нефтетанки для нефтепродуктов имеют длительный срок эксплуатации вне зависимости от воздействия различных внешних факторов.

Таким образом, при необходимости быстро развернуть емкости для дизеля или иных нефтепродуктов, нефтетанки подходят наилучшим образом. К месту установки они могут доставляться вертолетом или же простым автомобилем. К тому же, не стоит забывать о том, что подобный резервуар для нефтепродуктов может иметь различный объем, вплоть до 500 м3.

Нефтетанки для нефтегазовой отрасли России Нефтетанки позволяют наиболее эффективно хранить и транспортировать нефтепродукты, что создает предпосылки для развития всей нефтегазовой отрасли, увеличения объемов добычи и удобства доставки конкретного товара для потребителя. Единственным производителем нефтетанков в России является компания «Нефтетанк». Нефтетанки производятся из эксклюзивного полимерного материала, что дает гарантию уникальности готового изделия. Запатентованная технология «двойного шва» гарантирует безупречное качество резервуара. Добыча и первичная переработка сырой нефти в России зачастую ведется в труднодоступных регионах и требует от работников и специалистов немалых усилий. Именно поэтому нефтетанки широко востребованы крупнейшими нефтяными компаниями, при проведении разведочных мероприятий и при развертывании мобильных складов нефтепродуктов. Очевидно, что экономическое развитие России еще долгое время будет напрямую зависеть от рационального использования природных ресурсов. И в этом вопросе ключевое значение приобретает удобство их хранения и транспортировки. А значит, нефтетанки – это не только огромный шаг вперед, но и насущная потребность сегодняшнего дня.

OILFIELD CHEMICALS

ADVERTORIAL SECTION

Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта Сергей Демахин, Андрей Меркулов, Дмитрий Касьянов (ООО «Зиракс») Сергей Малайко (ООО «Зиракс-нефтесервис») Дмитрий Анфиногентов (ЗАО «ИКФ-СЕРВИС», M-ISWACO) Евгений Чумаков (M-I SWACO)

ри эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин время от времени возникает необходимость проведения ремонтных работ, что подразумевает необходимость в осуществлении операций глушения. При использовании традиционных жидкостей глушения (водно-солевых растворов) может происходить их поглощение в продуктивный пласт, что приводит к увеличению объема жидкости глушения и росту стоимости этих работ. Кроме того, даже незначительное поглощение жидкости в коллектор приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта и осложняет освоение скважин после ремонта. Поглощение жидкости в пласт может наблюдаться при глушении скважин с различным пластовым давлением, но особенно интенсивно происходит в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД). Глушение таких скважин, как правило, связано с особыми сложностями, вызванными значительным поглощением жидкости глушения в продуктивный пласт. Для восстановления притока углеводородов из пласта в этом случае требуются дополнительные работы по воздействию на ПЗП, связанные с большими затратами средств и времени. При наличии интенсивного поглощения, глушение скважин обычными жидкостями глушения становится невозможным в связи со значительным увеличением объема солевого раствора и риском нефтегазопроявлений. Похожие сложности возникают и при глушении многопластовых скважин с различным пластовым давлением.

●

Рис. 1 Фильтрационная корка временно блокирующего состава на поверхности пористой среды

К примеру, по данным авторов статьи «Повышение эффективности глушения скважин Уренгойского месторождения» (журнал «Нефтяное хозяйство», № 4 за 2009 год), дебиты газоконденсатных скважин на Уренгойском месторождении снижались после глушения в процессе капитального ремонта на 60-63%, а «сеноманских» газовых скважин – в среднем на 20%. В каждой третьей скважине проводилось повторное глушение из-за поглощений жидкостей глушения в высокопроницаемых коллекторах сеноманской залежи. Объемы поглощаемой жидкости в 3-4 раза превышали объемы скважин. Наличие таких осложнений в ходе эксплуатации скважин обуславливает необходимость внедрения технологий щадящего глушения скважин направленных на минимизацию потерь жидкости в продуктивный пласт. Для решения этой проблемы компания Zirax, являющаяся ведущим производителем и поставщиком жидкостей глушения в России и СНГ, совместно с M-I SWACO (принадлежит Schlumberger) реализует проект по широкому внедрению в практику глушения скважин, специальных блокирующих составов (блок-пачек), позволяющих контролировать поглощение жидкости в продуктивный пласт. Первоочередными объектами для применения блокирующих составов являются скважины с АНПД, многопластовые скважины, скважины с высокопроницаемыми коллекторами, комплексные глушения с проведением работ на нижележащие пласты, РИР. Блокирующие составы REABLOCK и DIPRO представляют собой специально подобранные системы на основе водно-солевого раствора, которые позволяют осуществлять глушение скважин в широком диапазоне проницаемостей продуктивного горизонта за счет инженерного подбора фракционного состава кольматанта. Правильно подобранный фракционный состав обеспечивает формирование

плотной, тонкой непроницаемой фильтрационной корки (~0.006мД) на поверхности ствола скважины при создании репрессии на пласт (рис. 1). Особенностью фильтрационной корки является органофильность компонентов входящих в ее состав, благодаря которым при выводе скважины на режим после проведения ремонта корка пропускает углеводородную часть флюида, облегчая вывод скважины на режим и сокращая сроки запуска. Фракционный состав кольматанта подбирается индивидуально под каждую скважину, с использованием специально разработанной компьютерной программы для оптимального расчета состава и концентрации кольматанта OPTIBRIDGE. В процессе глушения скважины такая фильтрационная корка создается в зоне продуктивного пласта (рис. 2), тем самым предотвращая глубокое проникновение

●

Рис. 2 Принцип работы блок-пачки при глушении скважины а) при глушении скважины без блок-пачки наблюдается поглощение б) скважина заглушена с применение блок-пачки, поглощения нет в) скважина запускается в работу и быстро выходит на режим Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ при использовании растворов с бромидом жидкости глушения в пласт. При запуцинка и до 2,1 г/см3). ске скважины в эксплуатацию, блокируДля системы DIPRO подбор фракционющий состав легко удаляется из скважиного состава происходит тем же образом, ны при минимальной депрессии (вызове что и для состава REABLOCK. притока) и выносится пластовым флюиСоставы производятся по принцидом на поверхность. Для удаления фильтрационной корки не требуется каких-либо пу «один мешок – одна пачка», т.е. все разрыхлителей или разрушителей, но при компоненты состава находятся в одном необходимости все составляющие блокимешке. Они расфасованы по 20 и 30 кг в рующего состава растворимы в кислотах. зависимости от используемой марки карФильтрационная корка блокирующего боната кальция. Приготовление блок-пачсостава сохраняет свои свойства не менее ки не требует наличия специализиро20 дней при температурах до 150 °С, что ванного оборудования приготовления и позволяет производить широкий спектр может проводиться в полевых условиях, работ в скважинах с различными геологическими и температурными условиями. Также нужно отметить, что составы полностью совместимы со всеми видами пластовых флюидов и типами пород, что было доказано в ходе проведения тестирования данных составов в ведущих НИПИ России. Состав REABLOCK в первую очередь предназначен для глушения скважин с АНПД, с применением водно-солевых растворов. Максимальная плотность состава – 1,4 г/см3. Объем блок-пачки зависит от конструкции скважины и в среднем составляет 5-10 м3. ● Процесс приготовления блокирующего состава Долив скважины при этом обязательно должен осуществляться водно-сов том числе при пониженных температулевым раствором необходимой плотности. рах. Для приготовления блокирующего Система DIPRO предназначена для глусостава необходим агрегат типа ЦА-320, шения скважин с высоко проницаемыв котором и производится смешивание ми коллекторами в условиях АВПД, в (см. фото). Для затворения пачки глушетом числе многопластовых и рассчитания возможно использование подтоварна на применение водно-солевых раствоной воды или рассолов с необходимой ров с плотностями от 1,4 до 1,82 г/см3 (а плотностью.

●

Рис. 3 Пример многопластовых скважин, успешно заглушенных временно-блокирующим составом REABLOCK

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Все вышеперечисленные характеристики REABLOCK и DIPRO позволяют добиться следующих преимуществ: ● снижение времени на приготовление; ● упрощение приготовления и снижение влияния человеческого фактора; ● облегчение логистики; ● отсутствие необходимости использования дополнительной техники; ● отсутствию необходимости задействования растворных узлов; ● сокращение транспортных затрат. Особенно актуально применение щадящих блокирующих составов при глушении многопластовых скважин, в том числе с ОРЭ. Проведение работ на таких скважинах порой сопряжено с повышенными сложностями, особенно при наличии высоко-проницаемых пропластков и значительном различии в пластовом давлении. Компания «Зиракс-неф те сервис» имеет опыт успешного применения блокирующего состава REABLOCK для глушения многопластовых скважин на месторождениях Волгоградской области (рис. 3). Глушение этих скважин обычными жидкостями глушения, а также с помощью блок-пачек других производителей не давало эффекта, приводило к интенсивным поглощениям, газоводонефте-проявлениям, необходимости постоянного долива жидкости глушения. Работа с составом REABLOCK привела к успешному глушению скважин с первого раза без всяких проблем, что позволило провести необходимые ремонтные работы и в последующем быстро их освоить и вывести на режим в кратчайшие сроки. Таким образом, глушение блокирующими пачками REABLOCK и DIPRO позволяет: ● снизить или полностью предотвратить проникновение жидкости из ствола скважины в продуктивный пласт во время проведения ремонтных работ в скважине; ● максимально сохранить коллекторские свойства пласта; ● обеспечить возможность безопасного проведения работ в скважинах, глушение которых ранее было затруднено; ● снизить риски по контролю за скважиной; ● существенно сократить время освоения и вывода скважины на режим; ● сократить затраты на проведение капитального ремонта скважин; ● сократить время на приготовление блокирующего состава.

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

Выбор бурового раствора для бурения неустойчивых глинистых отложений в Западной Сибири Владимир Мосин, Aлександр Меденцев, M-I SWACO

охранение стабильности ствола скважины при бурении глинистых отложений в Западной Сибири, несмотря на накопленный многолетний опыт, до сих пор остается актуальной проблемой. С одной стороны, это связано с многообразием глинистых отложений в западносибирском бассейне, одном из самых глинистых по геологическому разрезу. С другой, исторически сложилось так, что первоначальный положительный опыт бурения этих отложений не был в достаточной степени проанализирован и закреплен в документах для дальнейшего использования. Сумятица в этом вопросе также возникает по причине противоречивости требований к буровым растворам, диктуемых со стороны экологов, эксплутационников и других служб заказчиков и контролирующих органов, и опыта, накопленного предыдущими поколениями буровиков. В настоящее время также приходится сталкиваться с большим количеством проблем вследствие существенных техногенных воздействий на разрез большинства месторождений, что приводит к поиску новых систем буровых растворов, способных улучшить ТЭП. В этой статье мы попытались проанализировать с точки зрения литогенеза глини●

стых отложений опыт бурения в Западной Сибири, накопленный за последние годы как М-I SWACO, так и другими компаниями по буровым растворам. В табл. 1* представлены стадии литогенеза глин, характерные для месторождений Западной Сибири. Верхнюю границу этапа раннего катагенеза мы определили по началу люлинворской свиты на основании анализа известных фактов по течению этих глин при незначительном их обводнении (Самотлор). То есть, в обычном состоянии они еще находятся в полутвердом состоянии. При попадании в них пресной воды начинается их течение как высоковязких жидкостей. Интенсивность этого течения зависит от количества воды и величины вязкости. Граница между средним и ранним катагенезом определена условно по границе между покурской и алымской свитам (апт). Понятна условность этих границ, так их местоположение в сильной степени зависит от минералогического состава глин и фациальных условий образования осадков. Для осадков, образовавшихся в условиях глубокого моря (300-500 м) и преимущественно состоящих из смектитов, границы стадий лито-

генеза будут сильно углублены. И наоборот – для фаций дельты и прибрежного моря глубины стадий литогенеза будут значительно меньше. Тем не менее, условно границы нами определены так, как это указано в табл. 1. Из этой таблицы можно сделать следующие выводы: ● До конца покурской свиты (альб-апт) практически для всех типов глинистых покрышек сохраняется полутвердое состояние с преобладанием коагуляционных контактов и высокой степенью гидратации; ● Удаление адсорбционно-связанной воды, переход коагуляционных контактов в переходные, развитие микротещиноватости начинается в основном с этапом среднего катагенеза, как правило с алымской свиты (кошайская пачка) и ниже, усиливаясь особенно в его середине при переходе температурной границы 65-70 °С. Следует отметить следующие основные процессы в ходе литогенеза, определяющие устойчивость глинистых отложений: ● Механические свойства породы, в свою очередь, зависящие от таких показаталей, как пористость, содержание воды,

Рис. 1 Типы контактов

1 – коагуляционный контакт (с тонкой равновесной прослойкой дисперсионной среды) 2 – псевдоконденсационный «точечный» контакт( переходный) 3 – конденсационно-кристаллизационный контакт срастания или спекания (фазовый)

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ Табл. 1 Стадии и этапы литогенеза глинистых осадков и пород

Стадии литогенеза

●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ТемпеОбщая Глубина ратура на пористость Этапы нижней Консистенция нижней на нижней литогенеза границы, границе, границе, % м °С

8-15

0-5

60-75

Диагенез

Ранний

80-300 (500)

Поздний

Ранний

900-1800 (2000)

5-10

50-60

16-25

4-12

Удаление свободной воды при геостатическом скрытотекучая уплотнении к концу этапа диагенеза. Удаляется до 70-80% всей воды. Влажность осадка приближается к пределу текучести пластичная (или чуть ниже его) 30-45%

полутвердая

твердая

Катагенез

Средний 2100-3600 80-100

35-45

Поздний 2600-5000 150-200

тип контактов между структурными элементами, минералогического состава; ● Степень дегидратации породы; ● Тип контактов между структурными элементами; ● Степень развития микротрещиноватости, обусловленная литогенезом (но не тектоникой, это отдельный вопрос). Очень важной характеристикой глинистой породы, определяющей по большому счету, реакцию ее на воду, является тип контактов между частицами глины. В свое время классификацию этих контактов ввел академик Петр Ребиндер. На рис.1 представлены эти типы контактов. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

2-4

Условия дегидратации

твердая

Удаление слабосвязанной воды (осмотической и капиллярной). Температурная граница этой стадии – 65-70 °С. Влажность породы приближается к 5-8% Удаление адсорбционносвязанной воды при температурах более 65- 70 °С вследствие ее постепенного перехода в свободную. Это способствует увеличению прочности и хрупкости породы и развитию микротрещиноватости. В конце остаточная влажность не превышает 1-2%

Рассмотрим проблемы неустойчивости глинистых отложений, основываясь на указанных выше процессах, имеющих место в ходе литогенеза. Стадия диагенеза (до начала люлинворской свиты). Породы на этой стадии имеют низкую механическую прочность, высокую пористость и водосодержание. Глины представляют собой фактически спрессованные глинистые пасты (можно сказать – спрессованный буровой раствор, особенно если учесть наличие в них органики, например, гуматов). Вместе с тем, в отличие от песков, которые на этой стадии очень слабо сцементированы и легко

Преобладающий тип контактов

Глинистые минералы

Стратиграфия ЗападноСибирского бассейна

Дальний и ближний коагуляционный

Монтмориллонит, Гидрослюда, Каолинит и ССО

Четвертичные

Ближний коагуляционный

МонтмоНижняя граница риллонит, – начало Гидрослюда, люлинворской Каолинит и свиты ССО

Коагуляционный и переходный

Гидрослюда, МонтмоЛюлинворская – риллонит, Покурская свиты ССО и Каолинит

Переходный и фазовый (цементационный)

Гидрослюда, Алымская свита ССО –Юрская система и хлорит

Фазовый (кристаллизационный и цементационный)

Гидрослюда, Палеозой и ниже хлорит

обрушиваются в ходе бурения (особеннно при низкой вязкости за счет размыва потоком), глины все-таки сохраняют на какое-то время свою целостность. На этой стадии для сохранения их устойчивости важно выполнить следующие технологические мероприятия: ● Недопущение длительного контакта пресной воды с глинами, что может привести к их избыточному увлажнению, снижению вязкости породы и началу течения под действием горного давления. Это требование обычно легко осуществимо из-за очень высоких скоростей бурения в данных интервалах,

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

низкой проницаемости глин (не более 1 мд), использованию вязких буровых растворов; ● Использование буровых растворов с сравнительно высокими плотностями (до 1,18 г/см3) и вязкостями (до 60 сек, иногда и выше). Это позволяет при низкой механической прочности глин сохранить их целостность. Следует отметить еще одну особенность таких глин, с которой пришлось столкнуться при использовании соленасыщенных растворов на Самотлоре. При длительном контакте с фильтратом такого раствора происходит, по-видимому, осушение люлинворских глин за счет осмотического переноса воды и их осыпание в виде аргиллитоподобных пластинок. Этот осмотический перенос воды происходил не в ходе бурения (слишком мало время для протекания подобных процессов), а при последующем воздействии в случае гидроразрыва пластов при бурении предыдущих скважин на кусте и проникновении минерализованного раствора по возникшим трещинам. Стадия раннего катагенеза (до алымской свиты). Отличительная особенность этого этапа – незначительное повышение механической прочности при сохранении в основном коагуляционных контактов и сохранении адсорбционно свя●

занной воды в составе глинистых пород. Сохранение коагуляционных контактов в этот период литогенеза важно учитывать в двух аспектах. Во-первых, сохраняется сравнительно невысокая механическая прочность глин, что требует поддержания стабильных достаточных забойных давлений при бурении. Во-вторых, в породах, в которых преобладают коагуляционные контакты между структурными элементами, не происходит образование микротрещин. Микротрещины не могут возникать в пределах зоны диагенеза и начала раннего этапа катагенеза, где в глинистых породах любого фациального происхождения преобладают коагуляционные контакты. Но эти положения совершенно справедливы для глинистых фаций глубокого и среднего моря (покрышки 1-4 классов). Для глин с высоким содержанием песчанистых фракций (фаций мелководья и континентальных отложений с низким содержанием набухающих минералов – большая часть покурской свиты) на этой стадии возможно уже образование переходных контактов и микротрещин Присутствие в породе песчаных и пылеватых зерен, а также крупных микропор и микроагрегатов, характерных для осадков иллитового, каолинитового и хлоритового составов, повышает неоднородность микроструктуры и вероятность образования в ней концентратов напряже-

ний, что способствует развитию микротрещин.* Стадия среднего катагенеза (апт-юрская система). Наиболее характерной чертой этой стадии является потеря глинами адсорбционно-связанной воды, появление переходных контактов и развитие микротрещиноватости на фоне в целом повышения механической прочности пород. Важной особенностью переходных контактов является их метастабильность по отношению к воде, т.е способность гидратироваться и терять прочность. Ситуация усугубляется тем, что до стадии среднего катагенеза произошло уже почти максимальное уплотнение пород и при адсорбции воды начинают расти стрессовые напряжения в породе. Отсюда и проистекает такая важная особенность пород на стадии среднего катагенеза (когда переходные контакты особенно развиты) – высокая их способность к набуханию при увлажнении. Обратимость переходных контактов исчезает при достижении ими прочности порядка 3х10-7 Н.. При большей прочности они уже ведут себя как необратимые фазовые контакты. Это будет происходить в том случае, если площадь переходного контакта достигнет примерно 3% от общей поверхности взаимодействующих частиц.* В отличие от переходных, фазовые контакты уже не гидратиру-

Рис. 2 Глинистые покрышки неокома средней части Западно-Сибирского бассейна

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ются, вследствие чего они же не реагируют на воду и полностью теряют способность к набуханию. Этот процесс наблюдается на стадии позднего катагенеза, большей частью почти не представленного в Западной Сибири (за исключением районов Крайнего Севера и Востока). При достижении температурной границы 65-70 °С, при которой начинается процесс перехода адсорбционно-связанной воды в свободную, резко увеличивается прочность и хрупкость глинистых пород, что ведет к усилению образования микротрещин. Однако даже в этих условиях развитие микротрещин для глинистых покрышек 1-2 класса (с очень высоким содержанием набухающих минералов) крайне маловероятно. При медленном накоплении осадков, что имеет место в глубоководной зоне бассейна, условия для диссипации напряжений в структуре осадка более благоприятны, чем для мелководья или средней части шельфа, где осадконакопление идет более быстрыми темпами. Но для покрышек 3-4 класса, наиболее характерных для Западной Сибири, развитие микротрещиноватости уже происходит на этой стадии литогенеза. Причем, максимальная микротрещиноватость наблюдается на крыльях поднятий, где происходит наибольшая деформация пород и действуют растягивающие напряжения. Теперь обратимся к условиям образования глинистых покрышек в ЗападноСибирском бассейне и опыту применения различных систем буровых растворов для сохранения их устойчивости. В ходе формированиия осадочного чехла ЗападноСибирской платформы шло чередование наступлений (трансгрессии) и отступлений моря. Условия максимумов трансгрессии отразились в накоплении тонкодисперсных глин морского глубоководья и привели к образованию покрышек I-IV классов. На протяжении мезозойской истории эти условия повторились по крупному примерно пять раз – волжское время (марьяновская свита), валанжин (надачимовские глины, чеускинская и другие пачки), готерив (быстринская и пимская пачки), апт (кошайская пачка), турон и выше (кузнецовская, березовская и ганькинская свиты). Для примера, на рис. 2 показаны глинистые покрышки неокома центральной части Западно-Сибирского бассейна. Волжский ярус (баженовская, марьяновская, яновставская свиты) – глинистая покрышка юрских продуктивных отложений. Особенно неустойчивы глинистые отложения этой свиты (если не брать в расчет отложения с АВПД – Салымское, Ульяновское и другие подобные местоНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

рождения) в районе северо-восточной части Западно-Сибирской провинции, например, Северо-Харампурское, Кынское, Ванкорское и т.д. Опыт бурения марьяновской свиты на Харампурском месторождении с использованием растворов на водной основе показал, что наиболее эффективным оказались растворы типа Sildrill с хлоридом калия. Использование пресных растворов с любыми добавками не обеспечивает устойчивость глин этой свиты. Аналогичный опыт имеется по Кынскому месторождению. Берриас-Валанжинские глинистые пачки. К ним относятся надачимовские глины, широко распространенные в Сургутском районе (Конитлорское, Федоровское месторождения), асомкинская пачка (Еты-Пуровское), «шоколадные» глины (Восточно-Уренгойское, Юрхаровское), покрышка нижнехетского горизонта (Ванкор). Совершенно четко определена отзывчивость этих глинистых пачек на ингибирование буровых растворов. Например, бурение надачимовских глин на Конитлорском месторождении на пресных растворах, несмотря на все их модификации (повышенные концентрации инкапсулирующих реагентов, использование полигликолей и др) не дало ощутимых положительных результатов. И лишь использование хлоркалиевых растворов (концентрации хлорида калия более 50-70 кг/м3) позволило вскрывать эти отложения под углами более 60°. По асомкинской пачке на месторождении Еты-Пур можно сказать почти то же самое. Бурение с использованием пресных растворов (включая ДрилПлекс) не дало положительного результата – осыпи и обвалы глин требовали длительных проработок и сильно увеличивало затраты времени на прохождение интервала. Лишь использование Sildrill позволило проходить эту пачку без значительных затрат времени на проработки. То же самое получено при бурении шоколадных глин на Юрхаровском месторождении. Их устойчивость обеспечивал Sildrill с содержанием КС1 свыше 50-70 кг/м3. Использование же Sildrill без хлорида калия уже не давало необходимый эффект. Особенно впечатляющим выглядит опыт применения хлоркалиевых растворов при бурении боковых стволов в Сургутском регионе. За период с 2002 года набурено свыше 6 000 боковых стволов с использованием этого типа раствора для вскрытия разных глинистых покрышек среднего катагенеза и в основном получены положительные результаты по стабильности ствола.

Глинистые пачки нижнего апта–готерива. В эту группу входит прежде всего кошайская пачка алымской свиты, неустойчивость которой сильно проявляется в западной зоне бассейна (Приобское, Красноленинское, Рогожниковское и другие месторождения). Сюда же можно отнести быстринскую глинистую пачку, неустойчивость которой характерна для Тянской группы месторождений (Мурьяунское, Восточно-Перевальное и другие). Также как и другие глинистые пачки стадии среднего катагенеза, эти также весьма чувствительны к ингибированию. Опыт применения Sildrill и КС1-полимерного раствора на Приобском месторождении, а также раствора ИКАРБ на Мурьяунском месторождении это положение подтвердил. Следует отметить одну общую характерную черту для неустойчивости всех этих глинистых пачек стадии среднего катагенеза – она особенно проявляется при углах более 60°. Собственно, проблема нестабильности этих отложений резко обозначилась тогда именно, когда начали бурить горизонтальные стволы, как в первичном бурении, так и при зарезке боковых стволов. Связано это скорее всего именно с тем, что на этой стадии литогенеза уже более отчетливо (в связи с потерей адсорбционно-связанной воды, образованием переходных контактов и развитием микротрещиноватости) формируется сланцевый характер глин. Поэтому, именно при углах более 60° при гидратации микротрещин осыпание и обваливание их проявляется особенно резко. Вместе с тем, следует отметить, что кошайская пачка находится как бы в переходной зоне от раннего и среднего катагенеза и не всегда эта зависимость ее устойчивости от угла вскрытия проявляется так четко, как, например, для быстринской пачки. В большинстве случаев использование ингибированных растворов обеспечивает сохранение стабильности ствола даже при углах более 60°. Однако в некторых случаях, осложненных, по-видимому, существенной микротрещиноватостью пород, отягощенной тектоническими нарушениями (например, Тянская группа месторождений, Харампурское, Ванкорское месторождение), только использование ингибированных растворов не решает полностью проблемы. В таких случаях необходимо идти по пути комбинирования всех известных в настоящее время способов предотвращения осыпания сланцев в следующей последовательности: КС1-полимер + Сульф.асфальтены + Полигликоли (с подобранной точкой росы)

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

+ Sildrill с КС1 + Полигликоли и асфальтены + Утяжеление. На Конитлорском месторождении, например, при бурении нескольких скважин на крыльях поднятия пришлось утяжелять раствор с обычных 1,16 до 1,25 г/см3, чтобы предотвратить осыпание надачимовских глин на хлоркалиевом растворе. Хотя при бурении большинства остальных скважин достаточной была плотность 1.16 г/см3. Глинистые отложения маастрихт-альб (ганькинская, березовская, кузнецовская, покурская свиты) относятся к стадии раннего катагенеза и характеризуются, прежде всего низкой механической прочностью и сильной зависимостью их устойчивости как от абсолютной величины забойного давления, так и от его колебания. Опыт бурения сеноман-альб-аптских отложений на таких месторождениях, как Приобское. СреднеХулымское, Юрхаровское, ВерхнеколикЕганское, почти на всех месторождениях Томской области, показал, что устойчивость их мало зависит от природы раствора (ингибированный, инкапсулирующий, пресный полимер-глинистый и т.д.) и осыпания имеют место на всех типах раствора. При этом следует отметить, что природа раствора все-таки влияет на устойчивость глин, часто приводя к временному закреплению их при использовании, например, Sildrill. Однако в итоге решающее воздействие оказывает все-таки величина забойного давления, что зачастую приводит при использовании ингибирующих и инкапсулирующих растворов не к равномерному осыпанию, а ●

к обвалам (при недостаточной плотности). Способствуют таким осложнениям в этом интервале помимо самой недостаточной величины плотности бурового раствора и такие факторы, как недолив скважины (особенно при длительных остановках), поглощения, эффект свабирования при подъемах и т.д. Во многих случаях это заставляет операторов идти на значительное удлинение кондукторов с тем, чтобы перекрыть хотя бы отложения турона (кузнецовской свиты). Анализ опыта бурения обсуждаемых отложений на стадии открытия многих месторождений Западной Сибири в 60-70 годы показал, что их устойчивость и номинальный характер ствола в этом интервале в те годы обеспечивался прежде всего за счет достаточно высокой плотности, доходившей до значений порядка 1,25 г/см3. В последние годы из-за стремления операторов любой ценой снизить плотность (изза благих намерений улучшить качество вскрытия продуктивного пласта) до значений 1,08-1,10 г/см3 ситуация с устойчивостью этих отложений резко ухудшилась. «Поспособствовали» этому также: Появление новых высокоэффективных систем очистки бурового раствора, что позволило иметь низкие значения плотностей; Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, в которых заложено ограничение репрессии на пласты не более 3 МПа. Вместе с тем, учитывая невысокую механическую прочность глинистых пород в этом интервале, их высокую прегидрати-

Рис.3 Группы факторов, влияющих на стабильность ствола

рованность, очень легкий переход в буровой раствор в ходе даже промывки, высокую степень наработки коллоидной фазы, целесообразно в этом интервале использовать для бурения инкапсулирующие буровые растворы типа Poly-Plus. Это позволяет предотвратиь диспергирование выбуренного шлама и размыв ствола скважины. Однако обязательным условием использования таких систем является тщательный подбор плотности бурового раствора с запасом на свабирование в ходе СПО. Как правило, неустойчивость этих отложений мало зависит от угла и проявляется как при бурении вертикальных скважин, так и наклонно-направленных. Вывод о превалирующем влиянии на устойчивость глин стадии раннего катагенеза величины забойного давления был подтвержден при бурении этих отложений с использованием растворов на углеводородной основе на Юрхаровском месторождении. При недостаточной плотности бурового раствора, несмотря на отсутствие влияния раствора на физико-химическое состояние глин, происходило сужение ствола с последующими обвалами глин в кузнецовской свите. Хотя по времени, вследствие отсутствия физико-химического влияния бурового раствора на глины, этот процесс растягивался, образование каверн происходило не сразу после вскрытия, а спустя какое-то время. Сложный комплес факторов, влияющих на стабильность глинистых отложений представлен на рис. 3. Природа неустойчивости глин определяется соотношением двух основных групп факторов – напряжениями в прискважинной зоне после разбуривания массива горной породы и прочностью самой породы. Эти две группы факторов находятся в тесном взаимодействии. Если кольцевые напряжения превышают прочность породы, то она начинает разрушаться. И наоборот, если кольцевые напряжения меньше прочности породы, то порода сохраняет стабильность до тех пор, пока не скажется влияние бурового раствора, если оно имеет место (например, при использовании пресных растворов в глинах среднего катагенеза). Причем в большинстве случаев, когда нестабильность ствола проявляется сразу после вскрытия, прочность глинистой породы оказывается меньше кольцевых напряжений чисто по литогенетической причине, а не в результате воздействия бурового раствора. Между этими двумя группами факторов нет резкой границы. Более того, они находятся в таком тесном взаимодействии и взаимосвязи, что зачастую в ходе анализа достаточно сложно их раздеOil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Табл. 2 Соотношение стадий и этапов литогенеза глинистых пород и систем буровых растворов на водной основе

Стадии Литогенеза

Этапы литогенеза Ранний

Нет

Есть

Есть (до 1,18)

Стандартный глинистый раствор

Поздний

Нет

Есть

Есть (до 1,18)

Стандартный глинистый раствор

Ранний

Нет

Есть

Есть (до 1,16-1,35)

Инкапсулирующий типа Poly-Plus

Средний

Есть

Нет

Локально при наличии тектонических нарушений

Ингибирующий КС1-полимерный, PolyGard, Sildrill, микрокольматанты

Поздний

Нет

Есть

Нет

Есть для уравновешивания поровых давлений и тектонических нарушений

Буровой раствор ( пресный или минерализованный) с достаточной плотностью и микрокольматантами

Катагенез

Диагенез

Необходимость в: МикроИнкапИнгибировании* кольматантах** сулировании

Повышении плотности

Система бурового раствора (на примере систем M-I Swaco)

* подразумевается электрохимическое ингибирование солями, прежде всего солями калия и солями органичсеких катионов типа холинхлорида и др ** в качестве микрокольматантов используются сульфонированные асфальтены и полигликоли с точкой росы , соответствующей температурным условиям пластов

лить и понять, что является первичным и что вторичным фактором. Из-за этого до сих пор существует некая неопределенность в определении причин неустойчивости. Некоторые инженеры полагают, что проблему неустойчивости во всех случаях можно решить повышением плотности раствора. Другие же, наоборот полагают, что все дело в физико-химическом взаимодействии раствора с глинистой породой, и плотность (особенно в Западной Сибири) вообще никакой роли не играет. На самом же деле в большинстве случаев в процессе задействованы обе группы факторов – лишь меняется вклад каждой из групп. Причем зачастую вклад одной группы увеличивается по сравнению с другой в динамике развития процесса именно по причине отрицательного действия последней. В любом случае, необходимо при выборе плотности бурового раствора учитывать результаты геомеханических исследований. Если это не делается, то зачастую использование лучшего вроде бы раствора (более инертного к глинистой породе) приводит к отрицательным результатам, иногда даже более тяжелым последствиям, чем при использовании диспергирующего глины раствора. В табл. 2 представлены обобщающие данные по выбору водных систем буровых растворов и добавок, повышающих стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений в Западной Сибири. Следует иметь в виду, что отображенный в таблице выбор продиктован только требованием сохранения устойчивости ствола скважин и не касается, например, таких Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

важных требований по выбору системы, как обеспечение качества вскрытия продуктивного пласта, охрана окружающей среды, обеспечение качества крепления, обеспечение выполнения некоторых методов ГИС и т.д. Итоговый выбор должен быть компромиссом между всеми этими требованиями, иногда взаимоисключающими друг друга. Но это отдельная тема для обсуждения и в данной статье она не затрагивается.

Выводы ● Устойчивость глинистых отложений определяется не только коллоидно-химической активностью глинистых минералов, их слагающих, но прежде всего условиями литогенеза. ● На стадиях диагенеза и раннего катаганеза для глинистых покрышек 1-4 классов отсутсвует необходимость использования кольматирующих добавок типа полигликолей и асфальтенов, так как они обладают очень низкой проницаемостью и характеризуются отсутствием процесса образования микротрещин. ● Для этих глин на этих стадиях литогенеза нет необходимости в использовании ингибированных растворов, так как практически нет процесса набухания этих глин (они и так находятся в достаточно высокой степени набухания и гидратации ). ● На стадии раннего катагенеза необходимость в использовании инкапсулирующих полимеров возникает для предотвращения диспергирования малопрочных частиц глинистого шлама, сохраняющих еще коагуляционные контакты.

● Учитывая появление на стадии среднего катагенеза контактов переходного типа и их исключительно высокую метастабильность, при разбуривании таких отложений существенно увеличивается необходимость использования ингибирующих катионов типа калия и органических производных аммония (даже в глинах с невысокой коллоидно-химической активностью). ● Предыдущее требование следует считать общим для глин стадии среднего катагенеза. Однако в некоторых случаях (при сильно выраженной трещиноватости и низкой активности глин) на первый план выступает требование использования различного рода микрокольматантов. ● Использование РУО вместо растворов на водной основе, как правило, решает проблему неустойчивости глин среднего катагенеза в Западной Сибири и, как показывает опыт их использования, во многих случаях оно экономически оказывается целесообразным. ● Всегда надо предложения по выбору типа и химической обработки бурового раствора согласовывать с данными геомеханики по выбору необходимой плотности. Это является принципиальным положением, определяющим устойчивость ствола и ТЭП бурения, так как при несоблюдении этого условия даже самые инертные к глине буровые растворы могут давать отрицательные результаты. *Источник: монография «Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений», издательство «Наука» (2001), авторы: Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В.

LOGISTICS

ADVERTORIAL SECTION

azpromneft-Snabzhenie provides logistics services for such projects as development of the Vostochno-Messoyakhskaya group of fields, Novoportovskoye, Prirazlomnoye, Dolginskoye and other fields, as well as for oil refineries. Gazpromneft-Snabzhenie сhief сommercial оfficer Alexander Svistunov talks about the specific issues of procurement to oil and gas companies and logistics development trends in such fields as exploration, production and ● Gazpromneft-Snabzhenie refining. chief commercial officer

Alexander Svistunov Oil&Gas Eurasia: Mr. Svistunov, ● Заместитель could you tell us a few words about генерального директора your company profile. What kind по коммерции of activities does Gazpromneft- «ГазпромнефтьSnabzhenie conduct in the oil and gas Снабжения» Александр Свистунов market? Alexander Svistunov: GazpromneftSnabzhenie was set up in 2011 to provide high-level warehouse and transportation logistics to Gazprom Neft’s subsidiaries. Presently, the company operates in nine regions of Russia. We have offices, agencies and bases operating in Murmansk, Orenburg, Tyumen, Khanty-Mansiysk, Noyabrsk, Muravlenko, Omsk, Tomsk, Moscow and St. Petersburg. We provide logistics for large projects in the oil and gas market, including international deliveries of various cargos, supply of equipment to fields and plants owned not only by Gazprom Neft companies, but third parties as well. In three years, the share of services we provide to third-party clients – both domestic and foreign – grew up by 25 percent. Today, we are extending our functions to the level of the 4PL-operator. OGE: What are the main issues when sorting out the logistics for an oil and gas company? Svistunov: The logistics of a large project is determined to a large extent by production requirements. Generally speaking, the quality of our work is measured by the promptness of deliveries, which consequently impacts the project’s implementation schedule. Production regions’ specific features such as complicated climatic conditions, limited period of the possible transportation and the lack of infrastructure play a significant role. We combine various means of transportation both in the winter period and during the summer navigation, set up new storage sites which make it possible to arrange storage of cargo in the most efficient way, and also provide the bases with our staff and specialized machinery. At present, GazpromneftSnabzhenie’s total warehouse area exceeds 500,000 square meters, and the vehicle fleet includes over 600 units.

омпания «Газпромнефть-Снабжение» оказывает логистические услуги на таких проектах, как освоение Восточно-Мессояхской группы месторождений, Новопортовского, Приразломного, Долгинского и других месторождений, а также обеспечивает логистику нефтеперерабатывающих предприятий. Об особенностях снабжения нефтегазовых компаний и тенденциях развития логистики в области разведки, добычи и переработки, рассказывает заместитель генерального директора по коммерции «Газпромнефть-Снабжения» Александр Свистунов. «Нефть и газ Евразия»: Александр Александрович, расскажите об истории создания компании. Какую деятельность «ГазпромнефтьСнабжение» ведет на нефтегазовом рынке? Александр Свистунов: Компания «Газпромнефть-Снабжение» была создана в 2011 году для обеспечения складской и транспортной логистики высокого уровня дочерним компаниям «Газпром нефти». Сейчас «Газпромнефть-Снабжение» представлена в девяти регионах. Наши офисы, представительства и базы работают в Мурманске, Оренбурге, Тюмени, Ханты-Мансийске, Ноябрьске, Муравленко, Омске, Томске, Москве и Санкт-Петербурге. Мы обеспечиваем логистику крупных проектов на нефтегазовом рынке, в том числе осуществляем международные поставки различных грузов, оборудования на месторождения и заводские комплексы не только для компаний, входящих в «Газпром нефть», но и для других крупных игроков нефтегазовой отрасли. За три года нам удалось увеличить долю услуг, оказываемых сторонним организациям, в числе которых не только отечественные, но и иностранные компании, до 25%. В настоящее время «Газпромнефть-Снабжение» расширяет свои функции до уровня 4PL-оператора. НГЕ: Каковы главные особенности организации снабжения нефтегазовой компании? Свистунов: Логистика крупного проекта во многом определяется потребностью производства. Качество нашей работы, по большому счету, измеряется своевременностью поставок, что, в свою очередь, влияет на исполнение плана реализации всего проекта. Большое влияние оказывает специфика регионов добычи – сложные климатические условия, ограниченное время возможной транспортировки, недостаток инфраструктуры. Мы комбинируем различные виды транспорта как в период зимних перевозок, так и в летнюю навигацию, создаем новые складские площадки, которые позволяют максимально эффективно организовать хранение ТМЦ, обеспечиваем базы своим персоналом, спецтехникой. Общая площадь складов «ГазпромнефтьСнабжения» превышает сегодня 500 тыс. м2, автопарк насчитывает более 600 единиц техники. «Газпромнефть-Снабжение» стремится к постоянному совершенствованию внутренних процессов и процедур, направленных на повышение качества и улучшение взаимодействия c нашими клиентами. Отлаженная система регулярной обратной связи по удовлетворенности наших клиентов предоставляемым сервисом позволяет своевременно корректировать бизнес-процессы в соответствии с потребностяOil&GasEURASIA

ЛОГИСТИКА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Gazpromneft-Snabzhenie is working to develop permanently internal processes and procedures as we strive to improve the quality of our services and interaction with customers. A well-functioning system of collecting feedback regularly on client satisfaction helps us timely adapt business processes to meet customers’ needs. Monitoring the level of quality and reliability of provided services is done by analyzing the Service Level Agreement (SLA) appraisal sheets and Customer Satisfaction Index (CSI) on regular basis. Тhe quality of our work complies with international standards and is confirmed by ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, OHSAS 18001:2007 and STO Gazprom 9001-2012 certificates. Major customers and new terms of cooperation sometimes require additional adaptation. We do this more quickly thanks to a wider delivery planning window and predictable level of services and results. For example, we can guarantee steady delivery prices since we have a large vehicle fleet, featuring both our own and outsourced cars. OGE: What are the major differences in organizing supply to Russian and Western oil company? Svistunov: Western companies use EPC contracts to implement the majority of logistics processes, transferring full-blown responsibility onto the contractor. Russian companies often prefer to control the whole process in detail. We are aware of the specific traits in behaviour of both domestic and foreign customers and are able to work with any of them. In those cases when a customer controls the whole delivery, we are hired as experts. When foreign companies delegate management of their projects’ logistics in Russia to global international forwarding agents, the latter often contact us to get the required service quality at the local level. We have the competence and facilities required for that. OGE: What services are you keen to promote? What do you put the emphasis on? Svistunov: We provide services of various levels of complexity – from mono-services to the 4PL operator services, starting from transportation and storage, customs processing, materials supply, development of logistics schemes for new facilities, purchases and full-scale logistics management. For foreign clients, we deliver equipment, its components and other cargos from abroad to fields and plants in Russia. However, the main thing is that our company was set up as a sectoral company, so we see right away, how a particular task, put by our client, is connected to the project on the whole. OGE: What tendencies can be observed in the development of supply services for oil companies? What may change in the near future? Svistunov: I think the tendency for transfer to EPC contracts will be increasing, turn-key construction of various facilities and stations, the projects will grow bigger, and their size will require more complex consolidated logistics. We possess appropriate working experience in major projects and intend to apply it not only for Gazprom Neft companies, but also to the open market. In addition, it is expected that larger numbers of Russian companies will be manufacturing, supply good quality equipment and develop cooperation with oil and gas market players. Therefore, it is important to be prepared for systematic interaction and integrate into the industry via compliance with its high standards that relate to logistics, too.

ми заказчика. Мониторинг уровня качества и надежности предоставляемых услуг проводится путем анализа листов оценки SLA (Service Level Agreement) и CSI (Customer Satisfaction Index). Качество нашей работы соответствует международным стандартам и подтверждено сертификациями ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, OHSAS 18001:2007, СТО Газпром 9001-2012. Крупные заказчики и новые условия сотрудничества с ними требуют подчас дополнительной адаптации. Этот процесс у нас происходит быстрее благодаря широкому горизонту планирования поставок, предсказуемому уровню услуг и результатов. Например, имея большое количество транспорта, как своего, так и привлеченного, мы гарантируем стабильные цены на доставку. НГЕ: В чем основные отличия в организации снабжения российской и западной нефтяной компании? Свистунов: Западные компании для выполнения большинства логистических процессов используют EPC-контракты – комплексная ответственность переносится на исполнителя. Российские компании зачастую предпочитают детально контролировать весь процесс. Мы знаем специфику как отечественных, так и зарубежных заказчиков и умеем работать как с теми, так и с другими. В случае, если заказчик контролирует всю поставку, нас привлекают в качестве эксперта. Когда иностранные компании для ведения своих проектов на территории России делегируют логистику глобальным международным экспедиторам, те, в свою очередь, часто обращаются к нам, чтобы получить требуемый уровень сервиса на местах. У нас есть необходимые для этого компетенции и мощности. НГЕ: В продвижении каких услуг заинтересована компания, на что делается акцент? Свистунов: Мы оказываем услуги различного уровня сложности – от моноуслуг до услуг 4PL оператора, начиная от транспортировки и складирования, таможенного оформления, поставки материалов, разработки логистических схем для новых объектов, закупок, комплексного управления логистикой. Для иностранных клиентов мы доставляем оборудование, его компоненты и другие грузы из-за рубежа на месторождения и заводы на территории России. Но самое главное – наша компания создавалась как отраслевая, поэтому мы сразу видим, как отдельная задача, поставленная перед нами клиентом, связана с его проектом в целом. НГЕ: Какие тенденции наблюдаются в развитии служб снабжения нефтяных компаний, что здесь будет меняться, на Ваш взгляд, в ближайшее время? Свистунов: Думаю, будет усиливаться тренд перехода к EPCконтрактам, строительство различных комплексов, станций «под ключ», будут укрупняться проекты, что потребует более сложной консолидированной логистики. У нас есть соответствующий опыт работы над крупными проектами, поэтому мы намерены применять его не только для компаний, входящих в «Газпром нефть», но и на внешнем рынке. Кроме того, ожидается, что все больше российских компаний будут производить и поставлять качественное оборудование и развивать сотрудничество с игроками нефтегазового рынка. Поэтому важно быть готовым к системному взаимодействию, интегрироваться в отрасль с учетом его жестких стандартов, которые распространяются, в том числе, и на логистику.

Web-site: http://supply.gazprom-neft.ru E-mail: gpns@gazprom-neft.ru Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

CONTROL SYSTEMS

ADVERTORIAL SECTION

Online CHP Plant Maintenance with VPN Router Дистанционное техобслуживание когенерационных установок

nline access to plant control systems of cogeneration or combined heat and power plants (CHP) via the Internet is a piece of cake these days. To gain access, MWM deploys the latest in VPN channels. It is more economical for the customer than access via modem and enables secure access to the plant wherever an Internet connection is available. Alternatively the VPN can even establish its own mobile wireless data connection. One building block in MWM’s modern, comprehensive service concept is remote access to the plant control systems of cogeneration power plants via internet. This type of remote maintenance and diagnostics is not entirely new, yet it has undergone a significant technical evolution over the past few years. This is an example of a remote access system which can still be found at many cogen-

настоящее время онлайн-доступ к управлению когенерационными установками и блочными ТЭЦ через Интернет не представляет никакой сложности. При этом компания MWM делает ставку на современные VPN-каналы. Это более выгодно для клиента, нежели доступ через модем, и обеспечивает безопасный доступ к когенерационной установке с любого места, где есть подключение к Интернету или где VPN-роутер может самостоятельно настроить мобильный радиоканал передачи данных. Составным элементом современной обширной концепции обслуживания от MWM является удаленный доступ к управлению установкой блочной ТЭЦ через Интернет. Этот вид дистанционного обслуживания и диагностики не является абсолютно новым, однако за последние годы он подвергся техническому усовершенствованию. К примеру, для многих когенерационных установок удаленный доступ до сих пор обеспечивается путем подключе-

Online CHP plant control systems Дистанционные системы управления когенерационными установками CHP plant 1 / Установка 1

Desktop with J-VIEW software ПК с программным обеспечением Ј-VIEW

Client’s network / Сеть клиента Internet / Интернет VPN router / VPN-роутер

USB token / USB-токен

MWM Rendezvous Server / Сервер синхронизации Internet / Интернет

CHP plant 2 / Установка 2 VPN router / VPN-роутер Internet / Интернет Internet / Интернет

VPN router / VPN-роутер

Access via mobile devices as a later option / Мобильные конечные устройства в качестве последней опции

Oil&GasEURASIA

СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ eration plants: the customer uses a software application to log on to the plant control systems per IP modem via the internet. This technology has become quite outdated, however, and provides potential security risks. The modem requires a static IP, which means added monthly costs and overhead compared to a standard internet line. Remote access is established via an incoming connection into the customer’s network, the connection is relatively slow due to the high data complexity, and it requires expensive components. Therefore, MWM relies on a more modern version of remote maintenance by means of a VPN router instead of a modem.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ния клиента с помощью ПО к системе управления установкой через Интернет по IP-модему. Однако на данный момент эта технология является довольно-таки устаревшей и недостаточно надежной. Модему требуется статичный IP-адрес, в результате чего ежемесячно возникают дополнительные расходы по сравнению со стандартным подключением к Интернету. Удаленный доступ обеспечивается через входящее подключение к сети клиента, соединение устанавливается медленно из-за высокой сложности данных. Для этого требуются дорогостоящие компоненты. Поэтому MWM делает ставку на современный вариант дистанционного техобслуживания с использованием VPN-роутера вместо модема.

CHP Plant Control Systems via Secure Access

Управление когенерационными установками посредством безопасного доступа

The analog modem or (static) IP modem for remote maintenance via the internet will be replaced by an on-site VPN router (Remote Plant Gateway – RPG). The advantage over remote access to plant control systems via modem: The VPN router for the customer’s CHP plant autonomously establishes an outside connection, i.e. only outgoing connections via standard ports are utilized. There are no incoming connections into the customer/plant network for remote maintenance. Equipped with an additional wireless antenna and a SIM card, the VPN router is even capable of creating a mobile data link. Here is how it works: The VPN router installed in the customer’s plant autonomously connects to the MWM Rendezvous Server (RVS). The RVS is located in the MWM data center in Mannheim and is the “meeting point” in the internet. The customer can link up to the RVS from a PC, laptop, etc. Once logged on to the RVS, the customer is provided an overview of his systems that are available for connection over the internet. He can establish a secure connection to the system(s) and remotely operate the TEM (Total Electronic Management) as engine/genset control systems. In order to view the plant control systems on the customer’s computer/laptop, the J-View software application is required.

Аналоговый модем или IP-модем (статичный) для дистанционного техобслуживания через Интернет заменяется VPN-роутером со стороны установки (интерфейс Remote Plant Gateway – RPG). Преимущество по сравнению с удаленным доступом к управлению установкой через модем: VPN-роутер когенерационной установки клиента самостоятельно устанавливает внешнее VPN-соединение, т.е. используются только выходящие соединения через стандартные порты. При удаленном техобслуживании не устанавливаются входящие соединения в сеть клиента/установки. Кроме того, при наличии дополнительной радиоантенны и SIM-карты VPN-роутер может самостоятельно выстроить мобильный канал передачи данных. Принцип действия: VPN-роутер со стороны установки самостоятельно подсоединяется к серверу синхронизации MWM (RVS). Сервер RVS находится в вычислительном центре MWM в Мангейме и является «точкой встречи» в сети Интернет. С ПК, ноутбука и пр. клиент может подсоединиться к серверу RVS. После подключения к серверу RVS клиент получает обзор своих установок, к которым можно подсоединиться через Интернет. Он может установить безопасное соединение с установкой/установками и выполнить дистанционное обслуживание системы электронного управления TEM (Total Electronic Management) как системы управления двигателем/агрегатом. Для визуализации управления установкой на компьютере/ ноутбуке клиента необходимо программное обеспечение J-View.

Advantages of Plant Control Systems via Internet

Преимущества управления установкой через Интернет

This type of remote maintenance offers MWM customers several advantages. For example, the VPN remote maintenance can be simply integrated into existing company networks – even for existing systems, maintenance access per Remote Plant Gateway (RPG) can be easily retrofitted. Wherever an internet connection is available, secure access to the system is possible via VPN – even worldwide. What’s more, the system consisting of the VPN router and RVS always operates according to the latest security guidelines. The access offers dual safeguards through a password log-in and a USB e-token, a type of electronic key. The customer can link up to the MWM RVS from a PC or a laptop computer, and work is underway to allow access via mobile end-user devices. Via the RVS, the customer establishes a VPN connection to the system and can remotely operate the control software with the help of the J-View application.

При использовании данного вида дистанционного техобслуживания клиенты MWM имеют множество преимуществ. Дистанционное техобслуживание VPN легко интегрируется в существующие сети компании. Даже уже имеющиеся установки можно просто дооснастить интерфейсом RPG (Remote Plant Gateway) для обеспечения удаленного доступа с целью техобслуживания. Безопасный доступ через VPN к установке возможен в любом месте по всему миру, где есть подключение к Интернету. Кроме того, система, состоящая из VPN-роутера и RVS, всегда работает в соответствии с новейшими стандартами безопасности. Обеспечивается двойная защита доступа с помощью логина и пароля, а также с помощью USB-токена, специального электронного ключа. С ПК или ноутбука клиент может подсоединиться к серверу MWM-RVS, в разработке находится доступ через мобильные конечные устройства. Через сервер RVS клиент устанавливает VPN-соединение с установкой и с помощью программы J-View может выполнить удаленное обслуживание управляющего ПО.

Security

Безопасность

In order to ensure the highest level of security for remote access to CHP plants, the connection to MWM’s Rendezvous Server requires two levels of authentication with a user name and password, along with a USB e-token from MWM. The token, a form of electronic key, contains a user certificate, which is valid for a particular period of time.

Для обеспечения максимальной безопасности удаленного доступа к когенерационным установкам при соединении с сервером синхронизации MWM необходимо пройти двухшаговую аутентификацию, состоящую из ввода имени пользователя и пароля, а также подключения электронного USB-токена от MWM. Токен, вид электронного ключа, содержит сертификат пользователя, действительный в течение определенного срока.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SCIENCE & TECHNOLOGY

ADVERTORIAL SECTION

One Hundred Years of Innovations Сто лет инноваций

n June, American UOP LLC, a Honeywell company, celebrated its 100th anniversary, marked 100 years of innovation and leadership in the oil and gas industry.

With Passion and Creativity UOP was created to commercialize the first conversion technology for upgrading crude oil, resulting in a fourfold increase in the amount of gasoline that could be derived from crude oil. This created the foundation for the modern oil refining industry just as mass production of automobiles began. The world’s leading developer of technologies for the oil and gas industry, UOP has earned more than 12,000 patents and has employed some of the leading scientists in their field, whose knowledge, passion and determination helped develop the miracles of chemical science. UOP was founded in 1914 to exploit the market potential of patents held by inventors Jesse A. Dubbs and his son, Carbon Petroleum (C. P.) Dubbs. Perhaps because he was born in Pennsylvania oil country, Jesse Dubbs was enamored with the oil business. Over the span of its 100-year history the company employed thousands of talented chemists and engineers, including Vladimir Nikolayevich Ipatieff, widely acknowledged as the father of petroleum catalysis, and Edith M. Flanigen, whose work on the synthesis of molecular sieves earned her the prestigious Perkin Medal in 1992, and so on. Back in 1914, it was a privately held firm known as the National Hydrocarbon Company. J. Ogden Armour provided initial seed money and kept the firm going the first years it lost money. Most of the losses were incurred during lengthy legal battles with petroleum firms that were using technology patented by Dubbs. In 1919 the firm’s name became Universal Oil Products (UOP). By 1931, petroleum firms saw a possible competitive advantage to owning UOP. A consortium of firms banded together to purchase the company. These were Shell Oil Company, Standard Oil Company of California, Standard Oil Company of Indiana, Standard Oil Company of New Jersey, The Texas Company and N. V. de Bataafsche Petroleum Maatschappij. This worried oil firms that were not part of the group and it helped prompt the Justice Department to begin an investigation of this arrangement as a possible violation of antitrust laws.

июне американская компания UOP отметила 100-летний юбилей. За эти годы она внедрила тысячи проектов и можно без преувеличения сказать, что миллионы тонн современных топлив, которые сегодня производятся на сотнях НПЗ мира – это заслуга ее настойчивых изысканий и результат инновационных решений. Десятки НПЗ в России и других республиках бывшего СССР также используют технологические процессы, разработанные в компании, и это глубоко символично. Связь UOP с Россией органична, это родство духовное и идейное, поскольку, без преувеличения, одну из ключевых ролей в развитии компании сыграл выдающийся русский инженер и химик Владимир Николаевич Ипатьев.

Как первая любовь Весьма характерно, что своим созданием и успехом UOP обязана людям, совершенно влюбленным в свое дело. UOP была создана в 1914 году человеком по имени Джесси А. Даббс и его сыном, которого звали Карбон Петролеум Даббс. Выходец из штата Пенсильвания, которому было суждено стать местом рождения мировой нефтяной индустрии, Джесси А. Даббс обожал все, связанное с нефтяной отраслью, и даже назвал в ее честь сына. Финансовую поддержку новой компании, которая первые годы называлась National Hydrocarbon Company, оказал мясной магнат Джонатан Огден Армур. В 1919 году компания была переименована в Universal Oil Products (UOP). С 1921 года компания занялась активной исследовательской деятельностью – была создана UOP Riverside лаборатория в Риверсайде, штат Иллинойс. Хотя поначалу компания терпела убытки, к началу 1930-х она стала весьма привлекательной для инвестиций. Пять нефтяных компании – Shell Oil Company, Standard Oil Company of California, Standard Oil Company of Indiana, Standard Oil Company of New Jersey, The Texas Company, and N. V. de Bataafsche Petroleum Maatschappij купили акции UOP. Другие нефтяные компании встревожились, что эти инвесторы получили монопольное преимущество на рынке. Владельцы UOP создали трастовый фонд, который направлял прибыль компании на нужды Американского химического общества. Компания активизировала научные исследования, привлекала способных химиков к сотрудничеству. Oil&GasEURASIA

НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

PHOTO / ФОТО: NORTHWESTERN.EDU

The oil firms placed the assets of UOP into Как это нередко бывает в истории великих a trust to support the American Chemical компаний и открытий, многие вещи, двигаясь Society. In 1959, UOP went public and the по своим независимым историческим траекincome from that sale still provides monies to ториям, божественно совпали. В 1930 году в the American Chemical Society to administer компанию поступил работать русский ученый grants to universities worldwide Владимир Ипатьев. As it often happens in the history of great Владимир Николаевич Ипатьев, царский ventures and great discoveries, many things генерал, который с 1900 года успешно заниfortunately coincided in history. In 1930, мался вопросами катализа, а затем – катаfamous Russian scholar Vladimir Nikolayevich лиза под высоким давлением, после ревоIpatieff joined the ranks of the UOP. – люции не уехал из Советской России, проIpatieff was lieutenant general of the Russian должал исследования и получил поддержку Army who yet starting since 1900 studied pheВладимира Ленина. В Петербурге им был созnomena which Russian chemists called a conдан Государственный институт высокого давtact reaction and other European chemists ления, для которого он, несмотря на свои called a catalytic reaction. Later, he geared up военные обязанности, подбирал способных to studies of the catalytic reactions under high исследователей. pressure. After the 1917 Revolution – unlike В 1917 году его назначили директором many officers of the tsarist Army – Ipatieff did Центральной химической лаборатории в not flee Russia, but survived the Revolution Петрограде, а также председателем Научноlargely because some of the new leaders realтехнической администрации, курировавшей ized that the country had to make good use of a ● Vladimir Ipatieff / Владимир Ипатьев 14 институтов. После Октябрьской революman with his scientific ability. In 1920, Ipatieff ции ученый был избран действительным чле(1867-1952) was chosen to direct the Central Chemical ном Российской академии наук (позднее АН Laboratory in Petrograd (today St. Petersburg). Ipatieff was able to СССР), членом Президиума ВСНХ РСФСР, хотя и продолжал оставатьresume research in high-pressure catalysis using equipment he moved ся убежденным сторонником конституционной монархии. Ленин назыfrom the laboratory of Artillery Academy in St. Petersburg. His chief вал Ипатьева «главой нашей химической промышленности». В 1921 areas of study were destructive hydrogenation of poly-nuclear aromat- году Ипатьев был направлен в Западную Европу для установления научic hydrocarbons into mononuclear aromatic hydrocarbons and conver- но-технического и экономического сотрудничества с зарубежными комsion of carbonic acid into formic acid. паниями и ведомствами. However, much of his time was spent making trips to Germany, Хотя при поддержке Ленина в первые годы советской власти доверие England, France and other European countries to negotiate for chem- к Ипатьеву и его авторитет были очень высоки, его общение с Троцким, ical supplies for his laboratory in Russia. He was very busy on his который курировал промышленность, сослужило выдающемуся ученоreturn to Russia with committees concerned with the development му недобрую службу. of the chemical industry. He became chairman of the Scientific Подозрение сталинской власти к нему росло. Еще в 1927 году, в год Administration, which subsidized many scientists working in other lab- празднования его 60-летия, Ипатьев был награжден Ленинской премиoratories on issues of interest to industry. ей, а уже в 1930 году, когда бушевало дело «Промпартии», Ипатьева Ipatieff was considered a government official even though he never предупредили друзья, что имя его значится в списке на арест. Заменяя became a Communist party member. He gave many personal reports другого ученого в составе советской делегации, а также по причине to Lenin and, after 1924, to Trotsky. In early 1926, Trotsky became the неотлагательной потребности лечиться за рубежом – как для него, так и chairman (in name only) of the Scientific Technical Administration, для его жены – Ипатьев получил возможность выехать из СССР. Когда while Ipatieff remained on the board as vice chairman. Close work 12 июня поезд выехал в Финляндию, Ипатьев обратился к ничего не with Trotsky probably served a bad service to Ipatieff. Meanwhile, подозревавшей жене: «Дорогая, попрощайся с матушкой Россией, больthe Soviet government recognized Ipatieff’s scientific ability and in ше мы ее не увидим!» 1927 he was awarded the Lenin Prize for his work on catalysis and high pressure. In 1927, Ipatieff founded and directed the Institute of К новым вершинам Вынужденный покинуть горячо любимую родину на 64-м году High Pressures in the Artillery Academy. Work developed efficiently and smoothly, with his son Vladimir, one of the 12 men working жизни, Владимир Николаевич Ипатьев не пал духом! Прибыв в Берлин на Международный энергетический конгресс, Ипатьев встреunder his direction. Although Ipatieff’s research projects were extremely successful and тился с целым рядом выдающихся химиков из разных стран. Одним resulted in many publications, although the government sent him as its из них был доктор Густав Эглофф, представлявший чикагский офис delegate to many international meetings, and although he was appoint- UOP. Общались по-немецки, поскольку на тот период Ипатьев вообed chairman of the Chemical Committee of the Russian Academy of ще не знал английского. Ипатьев выразил интерес посетить лабораSciences (1928), he could not keep from worrying about the future тории компании в США. Доктор Эглофф помог Ипатьеву получить американскую визу, и уже as the Stalinist regime was tightening its grip. Many chemists were arrested by the GPU (State Political Administration), and rumors, con- в сентябре Ипатьев прибыл в Нью-Йорк. Он встретился с президентом firmed by friends close to the GPU, suggested that Ipatieff’s name was UOP Хирамом Халле и после посещения исследовательских лабораторий компании в Риверсайде принял предложение Халле стать директоfourth on a list of chemists being considered for arrest. Therefore, when he was appointed to replace a professor of elec- ром компании по химическим исследованиям. В мае 1931 году, когда tricity who was to be one of 10 delegates to the International Power Ипатьев вновь прибыл в США – на этот раз со своей женой – ему также Congress in Berlin, but who could not go because GPU had arrested предложили читать курс лекций по каталитической и органической him, Ipatieff was pleased to accept. While wives were usually not per- химии в Северо-Западном университете в Чикаго. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ADVERTORIAL SECTION

SCIENCE & TECHNOLOGY

● ●

A UOP-licensed isomerization unit in Odessa in 2005 Установка изомеризации на одесском НПЗ (2005 год), построенная по лицензии UOP

PHOTO / ФОТО: UOP

mitted to go abroad with their husbands, Ipatieff succeeded in getting his wife’s passport in only three days by saying he would be a delegate only if she could accompany him, because she needed medical treatment abroad. They crossed the Russian border at Negorloe on June 12, 1930. Most of their personal possessions were left behind; Ipatieff had not told even his wife (until they had left the country) that he did not expect to return to his beloved Russia, to Leningrad (formerly St. Petersburg and Petrograd), or to the laboratories.

Catching the New Wind At 64, forced to leave his deeply loved motherland in order to save his life, Vladimir Nikolayevich Ipatieff never lost his guts. As one of his former colleagues and students Louis Schmerling recalls in his memoirs, at the Berlin meeting Ipatieff met many prominent chemists. One of these was Dr. Gustav Egloff of the Universal Oil Products Company (UOP) in Chicago, with whom Ipatieff conversed in German because he did not speak English. He mentioned his interest in visiting the laboratories in the United States. Egloff helped him to get the visa from the U.S. Consul and in September 1930 the Ipatieffs arrived in New York City. Ipatieff met with UOP President Hiram Halle and after a visit to the company’s research laboratories in Riverside, Illinois, he accepted Halle’s invitation to become director of chemical research. It was agreed that he would spend six months a year, for the first three years, in Germany, where he was under contract to the Bayerische Stickstoff Werke. He returned to Berlin, where his work was concerned chiefly with the precipitation of pure aluminum oxide and of various metals and their oxides by the action of hydrogen on solutions of salts. In May 1931, Ipatieff and his wife returned to the United States, where he was permitted to remain as lecturer on catalysis in organic chemistry at Northwestern University, a position offered to him by Professor Ward V. Evans (in a speech made at a dinner held in celebration of Ipatieff’s 75th birthday, Evans said, “When I cash in, and they see fit to enumerate the little things I have been able to do, I hope they say, ‘He brought Ipatieff to North-western University.’ This will be glory enough for me.” For several years Ipatieff gave one lecture a week at the University (a task that made him practice the English he was studying intensively with a private tutor). In his mid 60s, he also was busy practicing English during the remainder of the week supervising research at UOP. Subsequently, he spent Wednesdays and Saturdays at the University and the remainder of the week at UOP. He americanized his appearance by shaving off his beard. In the age when most men are getting ready to retire, Ipatieff began to study a difficult new language and to carry out research with the objective of applying catalysis to petroleum technology. Louis Schmerling recalls, the Professor (the name by which Ipatieff was known at UOP) and his co-workers developed several catalysts and processes, at the same time adding to the fundamental knowledge of hydrocarbon reactions. It was found that, unlike sulfuric acid, which catalyzed the polymerization of olefins to produce not only olefins but also paraffins and diens (a reaction the Professor named “conjunct polymerization”), phosphoric acid resulted in only olefinic polymers (“true polymerization”). A solid catalyst (kieselguhr impregnated with phosphoric acid) was developed and was already used industrially by 1935 for the conversion of gaseous olefins (formerly waste matter) to liquid gasoline

В течение многих лет Ипатьев давал одну лекцию в неделю, продолжая интенсивно практиковаться в английском языке. На 65-м году жизни он, конечно, интенсивно изучал язык и в другие дни недели, когда руководил исследованиями в UOP. Коллеги отмечают, что Ипатьев, для того чтоб выглядеть более по-американски, также сбрил свою бороду. Так, в возрасте 64 лет, когда многие готовятся к выходу на пенсию, Ипатьев взялся учить трудный иностранный язык и приступил к исследованиям, ставящим целью применить каталитические процессы в нефтяной индустрии. Один из ветеранов UOP Льюис Шмерлинг в своих мемуарах отмечает, что профессор, как уважительно называли Ипатьева коллеги по UOP, разработал вместе с ними несколько катализаторов и технологий, в то же время проведя целый ряд фундаментальных исследований реакций углеводородов. Они, в частности, обнаружили, отмечает Шмерлинг, что в отличие от серной кислоты, которая дает при полимеризации олефинов каталитический эффект не только в виде олефинов, но также парафинов и диенов (диенолефинов) (реакция, которую Ипатьев называл «связанной полимеризацией»), фосфорная кислота давала только олефиновые полимеры. В результате был создан твердый катализатор (кизельгур, сдобренный фосфорной кислотой), и уже с 1935 года он использовался в промышленности для преобразования газообразных олефинов (прежде служивших отходом производства) в высокооктановый бензин, особенно, после прохождения гидрогенизации (наводораживания). Это был первый катализатор в истории, использованный в непрерывном потоке переработки, и он используется во всем мире в производстве до сих пор, в XXI веке. Были открыты и внедрены в производство и другие реакции, включая каталитическое алкилирование олефинов изопарафинами, хоть прежде считалось, что они самые инертные из всех органических субстанций. Была открыта также изомеризация насыщенных углеводородов, например, превращение n-бутана в изобутан. Технологии, основанные на этих реакциях позволили получать высокооктановый авиационный бензин, что сыграло большую роль в Победе во Второй мировой войне, подчеркивает Льюис Шмерлинг. Многие другие научные наработки в области химии, полученные Ипатьевым и его рабочей группой в UOP, получили практическое применение. Были разработаны процессы гидрогенизации и дегидрогенизации катализаторов, алкилирование ароматических соединений, деметилирование парафинов и другие технологии. За период с 1933-го по 1954 год в США вышло более 160 научных публикаций под его именем, а его имя как изобретателя и соизобретателя вписано в более чем две сотни американских патентов! Безусловно, Ипатьев послужил созданию целой научной школы, как в компании в UOP, так и в Северо-Западном университете в Чикаго. Этому чудесно помогли его удивительные научные и человеческие, личностные качества. Настойчивость и самодисциплина в сочетании с доброOil&GasEURASIA

НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ having a high octane number, especially after hydrogenation. This was the first of many catalysts employed in continuous flow petroleum refining processes. It is still in worldwide use. Other reactions discovered and applied industrially included the catalytic alkylation of olefins by isoparaffins, previously believed to be the most inert of all organic substances, and the isomerization of saturated hydrocarbons, for example, of n-butane to isobutane. Processes based on these reactions produced high-octane aviation gasoline and played an important role in the winning of World War II. The processes are still used in the production of motor fuel. Many other chemical advances, a number of which found practical application, were made by Ipatieff and his research group during his UOP career. These included the development of hydrogenation and dehydrogenation catalysts, the alkylation of aromatic compounds, the demethylation of paraffins, and other reactions. During the 1933-1953 period, he published almost 160 papers. His name appeared as inventor or co-inventor on more than two hundred U.S. patents. By all means, Ipatieff managed to establish a scientific school, working both in the UOP and in the Northwestern University. His bright personality, scientific and human qualities perfectly served this purpose. Highly disciplined and hard-working, he at the same time was a great heart finding non-confrontational solutions. Schmerling recalls that Ipatieff had most gracious personality: considerate, courteous and charming. He never regarded the people working with him as his subordinates. He often asked about their families and was genuinely sorry to hear of illnesses and misfortunes. He did not reprimand, but suggested and taught in a most unobtrusive manner. It was never necessary for him to assert his authority. The writing of Ipatieff’s chemical autobiography and memoirs The Life of a Chemist illustrates one of the outstanding characteristics of the Professor – his strict self-discipline, which was probably a result of his military training. He was able to write the books by making sure that he wrote at least three pages each morning before leaving his Chicago residence for the UOP laboratory in suburban Riverside. He took advantage of the time spent on the train (about 40 minutes round trip) to study English, by reading novels. Schmerling recalls how early in his career in UOP the Professor mentioned that he wanted each chemist working under his supervision to have two problems, one for the company and one for the chemist’s chemical soul. The chemical soul problem, which occupied 10-15 percent of the chemist’s time, often became a company problem. A most important example of such a problem was the isomerization of n-butane, studied by Herman Pines despite the fact that the higher boiling n-butane could be sold as a component of gasoline (at least at cold weather) and was more valuable than isobutene; it was not then fully appreciated that only isobutane undergoes catalytic alkylation to yield high-octane gasoline and would be used in an important commercial process. Another research principle that the Professor emphasized at UOP was that new reactions being investigated, even in an industrial organization, should be studied first with pure compounds and then applied to commercial mixtures. He felt it was easier and quicker to understand the results and reach conclusions when relatively simple products, rather than complex mixtures, were obtained. Ipatieff’s attachment to chemistry was obvious to all who knew him. A UOP chemist recalls being surprised soon after beginning work at the company to find the Professor working at a laboratory bench on which there were chemicals, test tubes, flasks, distilling columns, and other glassware. He asked the Professor (in Russian, the mother tongue of both men) whether his assistant was away, thus causing him to be in the laboratory. The Professor drew himself up and replied, “I am doing some of my own research because I love intimacy with Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

желательностью, уживчивостью и неконфликтностью. Наставничество Ипатьева несло в себе не только научный, но и психологический характер. – Шмерлинг вспоминает, как в начале своей карьеры в UOP, общался с Ипатьевым, и профессор сказал ему, что хотел бы, чтобы каждый химик, работающий под его началом, имел две задачи: одну – для нужд компании, и одну – для его, химика, «химической» души. Задача для «химической» души профессионала-химика, которая занимает 10-15% времени профессионала, часто становилась задачей и для нужд компании. Одним из наиболее важных примеров такого рода задач стала проблема изомеризации n-бутана, которую исследовал Герман Пайнз, несмотря на то, что высококипящий n-бутан мог продаваться как компонент для высокооктановых бензинов (по крайней мере, в холодную погоду) и был дороже, чем изобутан. Еще одним важным исследовательским принципом, который профессор прививал в UOP, было то, что новые реакции должны быть исследованы, даже в промышленных организациях, поначалу лишь с чистыми компонентами, и лишь затем применяться на коммерческих смесях. Он чувствовал, что легче и быстрее понять результаты и сделать выводы, когда получаешь относительно простые продукты, а не комплексные смеси.

Today, many UOP technologies, based on Ipatieff’s works, have been implemented at or are being implemented at the refineries in Perm and Volgograd, Moscow and Pavlodar, Kstovo and Odessa, Baku and Yaroslavl, as well as at many other refineries and petrochemical complexes in the former Soviet Union. Сегодня технологии компании UOP, в основу многих из которых легли труды Ипатьева, внедрены и внедряются на НПЗ в Перми и Волгограде, в Москве и Павлодаре, в Кстово и Одессе, Баку и Ярославле и на многих других НПЗ и нефтехимических комплексах в бывшем СССР. Пристрастие Ипатьева к химии было очевидно, для всех, кто знал его. В своих мемуарах, Шмерлинг также вспоминал один интересный эпизод. Он приводит слова одного из работавших в UOP русских химиков. Тот вспоминал, как вскоре после того, как начал работать в компании, был удивлен, увидев, что профессор работает на лабораторной скамеечке. На ней были расставлены химические материалы, трубки для опытов, колбы, дистилляционные колонны и прочая стеклянная утварь. Он спросил профессора по-русски, поскольку это был родной язык для обоих, что заставило его собственноручно хлопотать в лаборатории, возможно – отсутствие лаборанта? Ипатьев выпрямился и ответил: «Я сам провожу некоторые из моих исследований, поскольку я люблю интимность отношений с химией. Я люблю проводить опыты своими руками, чтоб видеть и чувствовать запах этих трансформаций материи». Бывший военный, генерал-лейтенант царской армии, блестяще говоривший и писавший на французском и немецком языках, Ипатьев приучал своих коллег к дисциплине и настойчивости в работе, в то же время, прививая высокую научную культуру в исследованиях. Одним из любимых выражений профессора, которым он предупреждал своих коллег, работавших с ним в лаборатории, от скоропалительных выводов, было «помните, ein Experiment ist kein Experiment» – «один эксперимент – это еще не эксперимент»! В годы работы в США профессора часто навещал советский посол Трояновский – бывший студент-химик. Он пытался убедить Ипатьева вернуться в СССР, чтобы помочь решить проблемы советской промышленности. Профессор вежливо объяснял, что вернуться не может, поскольку у него контракт с UOP, и высказывал предположение, что большую пользу России принесут лицензии на те процессы, которые он с коллегами разрабатывал в UOP. В ответ на его отказ вернуться,

SCIENCE & TECHNOLOGY

ADVERTORIAL SECTION

Ипатьев был сначала – в 1937 году – исключен из Академии наук СССР, а затем и лишен советского гражданства.

Богатое наследие Ипатьев умер в Чикаго в ноябре 1952 года, но его слова о том, что его работа принесет пользу России, оказались пророческими. Это с особой силой подтвердилось уже в XXI веке, когда Россия активно взялась модернизировать свою нефтепереработку. PHOTO / ФОТО: FLICKR.COM

chemistry. I love to carry out experiments with my own hands, to see and smell transformations of matter.” Brilliant scholar and former officer of the Russian army, perfectly speaking German and French, Ipatieff inspired his colleagues’ persistence and self-discipline, forming at the same time high scientific culture. The Professor had a favorite phrase that he used to keep the chemists working with him from leaping to unwarranted conclusions based on the unexpected results of an experiment. “Remember,” he would warn, “ein Experiment ist kein Experiment.” While in the United States, the Professor was repeatedly visited by Troyanovsky, Soviet ambassador to the United States and a former chemistry student, who tried to persuade him to return to Russia. He was asked to come back to help solve the many problems of the Russian industry. The Professor explained that this was impossible because of his contract with UOP, and suggested that Russia would benefit by licensing processes for which he was responsible, such as polymerization of gaseous olefins. His refusal to return resulted in his being expelled from the Russian Academy of Sciences in January 1937; he was deprived of his Soviet citizenship and banned from returning to the USSR. The Professor took the expulsions quite philosophically; he was convinced that the Soviet government could not deprive him of honors given by the Tsarist regime for scientific work and not for political beliefs. Furthermore, he became a United States citizen on March 11, 1937: his wife became one a month later. On April 26, 1939, he was elected member of the national Academy of Sciences.

The Wealth of Ipatieff’s Heritage Vladimir Nikolayevich Ipatieff died in Chicago on Nov. 29, 1952, but his suggestion that Russia would benefit by licensing processes for which he was responsible, proved to be prophetic. His words turned to be particularly true in the 21st century, when Russia geared up to modernize its refining industry. Today, many UOP technologies, based on Ipatieff’s works, have been implemented at or are being implemented at the refineries in Perm and Volgograd, Moscow and Pavlodar, Kstovo and Odessa, Baku and Yaroslavl, as well as at many other refineries and petrochemical complexes in the former Soviet Union. Delicate personality and generous nature, Ipatieff was taking a good care of what was going to be left after him. In 1939, he deposited $35,000 with Northwestern University to establish the Ipatieff Prize ($3,000) to be awarded triennially by the American Chemical Society for outstanding chemical experimental work performed in the field of catalysis and high pressures by a chemist not yet 40 years old. When asked why he limited the prize to chemists under 40, he replied that honors were for the old men; young men needed money. Extending the works he had carried out in his homeland, the Professor also established a fund at Northwestern in 1939 to institute a high-pressure catalytic laboratory, which the University named the Ipatieff High Pressure and Catalytic Laboratory and which UOP insisted on equipping because the company appreciated Ipatieff’s scientific and technical work. The Professor not only kept financing the laboratory while he was its director, but also named it principal beneficiary of his will. All the moneys, published papers and patents of Vladimir Nikolayevich Ipatieff are, by all means, only part of his heritage. Every year UOP technological facilities installed at hundreds refineries worldwide bring their owners billions of dollars and this is brilliant evidence of how fruitfully the Russian chemist and his international team of associates worked on fertile American soil… This is also a clear indication that ideas and ethical values that filled his life found their materialistic implementation and have power to inspire new open minds and heated by the passionate hearts “chemical” souls!

Сегодня технологии компании UOP, в основу многих из которых легли труды Ипатьева, внедрены и внедряются на НПЗ в Перми и Волгограде, в Москве и Павлодаре, в Кстово и Одессе, Баку и Ярославле и на многих других НПЗ и нефтехимических комплексах в бывшем СССР. Натура благородная, благодарная и щедрая, Ипатьев немало позаботился о том, что оставить после себя. Так, в 1939 году он сделал депозит на весьма крупную по тем временам сумму в $35 000 и совместно с Северо-Западным университетом в Чикаго установил премию Ипатьева в $3 000. Ее вручает раз в три года Американское химическое общество за выдающиеся химические экспериментальные работы, выполненные в области катализа и высоких давлений учеными-химиками моложе 40 лет. Когда его спросили, почему он ограничил возраст конкурсантов лишь до 40 лет, Ипатьев ответил: пожилым людям нужен почет, а молодым – деньги! Продолжая дело, которое он вел на родине, и которое он вынужден был покинуть, спасая свою жизнь, Ипатьев также основал в 1939 году в Северо-Западном университете лабораторию каталитических исследований под высоким давлением. UOP настояла на том, чтобы в знак признательности за научные и технические труды Ипатьева оборудовать эту лабораторию. Профессор финансировал лабораторию до конца своих дней, и она стала ключевым бенефициаром его завещания. Однако, денежные средства, публикации и патенты Владимира Николаевича Ипатьева, это, безусловно, лишь часть его наследия. Ежегодно технологические установки UOP, построенные на сотнях НПЗ в мире приносят их владельцам миллиарды долларов и это блестящее свидетельство того, как продуктивно гениальный русский химик в международной компании единомышленников поработал на плодотворной американской почве… Но это еще и весомое свидетельство того, что те идеи и те этические ценности, которыми он наполнял свои дни и с которыми прожил всю свою жизнь, – материальны и служат вдохновением для новых открытых умов и питаемых горячим сердцем «химических» душ! Oil&GasEURASIA

MOSCOW REFINING & PETROCHEMICALS WEEK Supported by the Association of Russian Refiners and Petrochemical Producers

4QPOTPSFE CZ

8 - 11 September 2014, Radisson Slavyanskaya, Moscow

RPTC th

13 Russia & CIS Petrochemicals Technology Conference & Exhibition 8 - 9 September 2014

RRTC th

14 Russia & CIS Refining Technology Conference & Exhibition 10 - 11 September 2014

OFFICIAL PARTNER

The Moscow Refining and Petrochemicals Week will Offer: Â&#x2026; EBZT PG *OUFOTJWF /FUXPSLJOH Â&#x2026; 0WFS *OUFSOBUJPOBM 3FHJPOBM "UUFOEFFT Â&#x2026; .PSF UIBO 1SFTFOUBUJPOT GSPN *OEVTUSZ &YQFSUT #BTFE PO 3FBM 1SPKFDUT $BTF 4UVEJFT Â&#x2026; 0WFS &YIJCJUJPO 4UBOET Â&#x2026; /FUXPSLJOH $PDLUBJMT UP &OIBODF $PNNVOJDBUJPOT %JTDVTTJPOT Register at www.europetro.com before 04.08.2014 to save GBP 300

POWER PLANTS

ADVERTORIAL SECTION

MOTOR SICH President Vyacheslav Boguslayev Президент АО «МОТОР СИЧ» Вячеслав Богуслаев

OTOR SICH joint-stock company is a modern diversified science-based enterprise involved in development and manufacturing of modern gas-turbine engines and power generating plants. MOTOR SICH offers customers the most advanced commercial gas turbine drives, gas turbine electric power plants, new generation gas compressor units and combined heat and power installations. In order to maintain its reach and expand its presence in the market of gas turbine electric power plants and gas compressor units, MOTOR SICH is constantly upgrading commercial power-generating plants, working simultaneously on development and start-up of production of their new versions. As far as mobile electric power plants with 2.5 MW rated capacity are concerned, the company currently manufactures the Motor Sich PAES-2500G-T6300/10500 upgraded electric power plant which is a successor of numerous versions of electric 2.5 MW power plants that had been manufactured over several decades. The new plant’s distinctive features include: ● Use of the GTE-MS-2.5 gas turbine drive, characterized by increased reliability (overhaul period is 25,000 hours) and economic efficiency (efficiency coefficient is 24 percent) that includes: – RS-12/3 gearbox with reduced vibration and reinforced structure; – Shaft line with a friction safety clutch; – Gas-regulating equipment set made on the basis of modern hardware components and characterised by the improved ergonomic arrangement (without a separate unit of the gas-regulating equipment); – Improved lubricating system (oil filtration cleanliness factor is 10 μm); – Engine mount ensuring easy drive alignment and replacement. ● Use of a specially designed synchronous generator with a modern brushless system of excitation (10.5 kV and 6.3 kV versions); this generator is protected by a General Electric digital module which complies with current regulations and is compatible with modern automated control systems. ● Use of a specially designed universal (common for electric power plants of all rated capacities manufactured by MOTOR SICH) factory-assembled high-voltage switchgear made on the basis of mod-

кционерное общество «МОТОР СИЧ» – современное многопрофильное наукоемкое предприятие по разработке и производству современных газотурбинных двигателей и энергетических установок. АО «МОТОР СИЧ» предлагает заказчикам самые современные промышленные газотурбинные приводы, газотурбинные электростанции, газоперекачивающие агрегаты нового поколения и теплоэнергетические комплексы. С целью сохранения и расширения позиций на рынке газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов АО «МОТОР СИЧ» постоянно модернизирует серийно выпускаемые энергетические установки и в то же время проводит работы по созданию и освоению новых их образцов. В области передвижных электростанций номинальной мощностью 2,5 МВт в настоящее время освоено производство модернизированной электростанции «Мотор Сич ПАЭС-2500Г-Т6300/10500», являющейся преемницей множества модификаций электростанций мощностью 2,5 МВт, выпускавшихся в течение последних десятилетий. Ее отличительными особенностями являются: ● Применение газотурбинного привода ГТЭ-МС-2,5, обладающего повышенной надежностью (межремонтный ресурс – 25 000 часов) и экономической эффективностью (К.П.Д. – 24 %), в который входят: – редуктор (РС-12/3) уменьшенной виброактивности и усиленной конструкции; – валопровод с фрикционной предохранительной муфтой; – комплект газорегулирующей аппаратуры выполненный на современной элементной базе и имеющий улучшенную эргономичную компоновку (без применения отдельного блока газорегулирующей аппаратуры); – улучшенная система смазки (чистота фильтрации масла – 10 мкм); – подвеска двигателя, обеспечивающая простоту центровки и замены привода. ● Использование специально разработанного синхронного генератора с современной бесщеточной системой возбуждения (исполнение 10,5 кВ и 6,3 кВ), для защиты которого применен цифровой блок защиты генератора General Electric, удовлетворяющий требованиям действующих правил и совместимый с современной системой автоматического управления и контроля. Oil&GasEURASIA

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ern hardware components and having fewer cabinets (two instead of three) and an electric power supply for the station auxiliaries. ● Use of a semi-trailer van with reinforced supporting frame and the body made of sandwich panels and having two compartments (engine compartment and operator’s compartment). ● Use of a specially designed automated control system made on the basis of modern microprocessor technology which enables the required high level of automation (third level of automation). ● Use of advanced safety systems (automated fire extinguishing, vibration monitoring and gas contamination control), heating and ventilation systems, and also the system of noise suppression at suction and exhaust. ● Delivery (optional) of the central station for remote control of up to six electric power stations PAES-2500. The company developed and tested a new version of Motor Sich PAES-2500D dual fuel electric power plant, the primary engine of which is the 2.5 MW GTE-MS-2.5D gas turbine drive, operating on the gaseous or liquid fuel, and also on their mixture, with possible automatic (or at the operator’s command) transfer from one type of fuel to the other without load removal and power station shutdown. Its climatic version makes it possible to operate this plant at ambient temperatures from -60 С to +45 С. The electric power plant is intended to be used: ● In the base-load and mid-range operation modes; ● In autonomous load operation mode; ● In parallel operation with the transmission network of unlimited capacity; ● In parallel operation with other electric power stations equipped with similar regulating systems; ● For joint operation with the exhaust gas heat recovery boilers (the type and purpose of the boiler is determined by customers’ requirements); ● In all sectors of industry, at utilities facilities, at oil and gas production facilities, operating on associated petroleum gas (after its appropriate treatment). The semi-trailer van is a prefabricated structure which includes a platform and a box van body. The platform includes a load frame which is an electric-welded structure of two longitudinal carrier bars and a set of cross-connections along the perimeter, inter-connected by a U-channel; a double floor of a corrugated steel plates with heat and sound insulation; six mechanical landing gears; leaf-spring suspension and semi-trailer axles with single-tire wheels (tire size is 385/65R22.5); breaking system (pneumatic brake system with the АВS unit, with the sensor on the middle axle); and electrical semi-trailer system. ● ●

GTE-MS-2.5 gas turbine drive Газотурбинный привод ГТЭ-МС-2,5

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Использование специально разработанного универсального (единого для электростанций производства АО «МОТОР СИЧ» всех мощностей) высоковольтного комплектного распределительного устройства, выполненного на современной элементной базе и имеющее меньшее количество шкафов (два, вместо ранее используемых трех) и системы электропитания собственных нужд электростанции. ● Использование полуприцепа-фургона с усиленной несущей рамой и кузовом из сэндвич-панелей, состоящего из двух отсеков (моторный отсек и кабина оператора). ● Использование специально разработанной системы автоматического управления и контроля, выполненной на базе современной микропроцессорной техники, позволяющей обеспечить требуемый высокий уровень автоматизации (3-я степень автоматизации). ● Использование современных систем безопасности (автоматического пожаротушения, виброконтроля и контроля уровня загазованности), системы вентиляции и обогрева, а также системы шумоглушения всасывания и выхлопа. ● Поставка (как опции) центрального пульта дистанционного управления до шести электростанций ПАЭС-2500. Разработана и испытана модификация двухтопливной электростанции «Мотор Сич ПАЭС-2500Д», в качестве первичного двигателя в которой применен газотурбинный привод ГТЭ-МС-2,5Д номинальной мощностью 2,5 МВт, работающий на газообразном или жидком топливе, а также на их смеси, с возможностью автоматического перехода или по команде оператора с одного топлива на другое без снятия нагрузки и останова электростанции. Вариант климатического исполнения позволяет эксплуатировать ее при температурах наружного воздуха от -60 до +45 °С. Электростанция предназначена для использования: ● в базовом и полупиковом режимах работы; ● при работе на автономную нагрузку; ● при параллельной работе с магистральной сетью неограниченной мощности; ● при параллельной работе с другими электростанциями, имеющими аналогичные системы регулирования; ● для совместной работы с котлами утилизаторами выхлопных газов (тип и назначение котла определяется потребностями заказчика); ● во всех отраслях промышленности, а также на предприятиях коммунального хозяйства, добычи газа или нефти, где может работать на попутном нефтяном газе (после его соответствующей подготовки). Полуприцеп-фургон представляет собой сборную конструкцию, состоящую из платформы и кузова фургона. Платформа состоит из силовой рамы, представляющей собой электросварную конструкцию из двух продольных несущих балок и набора поперечных связей по периметру, связанных П-образным профилем; двойного пола из рифленого стального листа с тепло- и звукоизоляцией; шести механических опорных устройств; рессорной подвески и осей полуприцепа с односкатной ошиновкой (размер шин 385/65R22,5); тормозной системы, тип – пневмосистема с блоком АВС, датчик на средней оси; электросистемы полуприцепа. Несущая часть кузова – стальной сварной каркас. В каче-

POWER PLANTS

ADVERTORIAL SECTION

● ●

Motor Sich PAES-2500G-T6300/10500 upgraded power plant Модернизированная электростанция «Мотор Сич ПАЭС-2500Г-Т6300/10500»

The load-carrying member of the body is a welded steel frame. Sandwich panels are used as walls and partitions of the van. This panel is a three-layered structure, consisting of two metal coatings with a layer of structural insulating material between them (mineral wool plate made of basalt fibre, having at least 100 kg/m3 density). The application of sandwich panels ensures the following: ● Thermal insulation and acoustic properties of the van (noise level in the operator’s compartment doesn’t violate sanitary regulations); ● Panel interface seal which excludes the possibility of formation of “cold bridges” and moisture penetration; ● Structural durability (strength and corrosion-resistance properties of sandwich panels ensure durability and operational reliability of the structure); ● Highly aesthetical surface doesn’t require external or internal finishing; ● Fire resistance within 30 minutes. MOTOR SICH ranks high among the suppliers of modern equipment for the fuel and energy sector. The company can supply a line of high-efficient modern gas turbine commercial drives, perform a complete package of operations on upgrading of the existing gas compressor units, and deliver of a wide range of cost-efficient and reliable drives for gas turbine power plants. MOTOR SICH JSC 15 Motorostroiteley Ave., 69068 Zaporozhye, Ukraine Phone: +380 (61) 720 4212 Fax: +380 (61) 720 5000 e-mail: bent.vtf@motorsich.com http: // www.motorsich.com

стве стен и перегородок фургона применены сэндвич-панели. Они представляют собой трехслойную конструкцию, состоящую из двух металлических обшивок с двух сторон, между которыми находится слой конструкционно-изоляционного утеплителя (минеральная плита из базальтового волокна плотностью не менее 100 кг/м3). Применение сэндвич-панелей обеспечивает: ● теплоизоляционные и акустические свойства фургона (уровень шума в кабине оператора не превышает санитарных норм); ● герметичность стыков панелей, что исключает возможность возникновения «мостиков холода» и проникновения влаги; ● долговечность конструкции (прочностные и коррозионностойкостные характеристики сэндвич-панелей делают конструкцию долговечной и надежной в эксплуатации); ● высокая эстетичность поверхности не требует наружной или внутренней отделки; ● огнестойкость в течение 30 минут. АО «МОТОР СИЧ» занимает достойное место среди поставщиков современного оборудования для топливно-энергетического комплекса. Предприятие может предоставить целый ряд современных высокоэффективных газотурбинных промышленных приводов, выполнить полный комплекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агрегатов, обеспечить поставку широкой гаммы экономичных и надежных приводов газотурбинных электростанций. АО «МОТОР СИЧ» Украина, 69068 Запорожье, пр-т Моторостроителей, д. 15 Тел.: +380 (61) 720-42-12 Факс: +380 (61) 720-50-00 e-mail: bent.vtf@motorsich.com http: // www.motorsich.com Oil&GasEURASIA

TECHNICAL TRAINING TOURS

Training in the Обучение в США USA for Russian для российских Oilfield Specialists! нефтяников! il&Gas Eurasia, together with its sister company, The Oconto Group, offers customized training programs and business meetings to facilitate dialogue and build business relations between Russian and U.S. companies.

«Н

We specialize in the oilfield equipment and services sector, refining and power generation.

Наша специализация – нефтепромысловое оборудование и сервис, переработка и энергетика.

What We’ve Done and Can Do for You!

Что мы сделали и можем сделать для вас!

One- to Two-Week Field Excursions

Одно- и двухнедельние поездки на промыслы

OGE recently led petroleum engineers from Russia’s third-largest oil producer, Surgutneftegaz, on a two-week tour across Texas, visiting equipment manufacturing plants, shale fields, and meeting field operators and service companies.

Для инженеров-нефтяников третьей по уровню добычи российской нефтекомпании «Сургутнефтегаз» НГЕ организовал двухнедельный тур по Техасу с посещением заводов, выпускающих промысловое оборудование, и сланцевых месторождений, а также устроил встречи с представителями операторов и сервисных компаний.

Their U.S. hosts included Nalco, GE Lufkin, Baker Hughes and Schlumberger. Sites visited included Midland-Odessa in the Permian Basin, the Eagleford Shale fields, and various offices and machine shops in Houston.

ефть и газ Евразия», совместно с компанией-партнером, The Oconto Group, предлагает обучающие программы и встречи для установления диалога и налаживания деловых отношений между российскими и американскими компаниями.

В качестве компаний-хозяев выступили Nalco, GE Lufkin, Baker Hughes и Schlumberger. В рамках тура российские гости смогли посетить Мидленд-Одессу в Пермском бассейне, сланцевые месторождения Игл Форд, а также многочисленные офисы и заводские цеха в Хьюстоне. В этом году мы также работаем над организацией подобных встреч, расширяя географию предложений в Оклахоме, Северной Дакоте и Калифорнии.

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ This year, we are are again organizing similar field visits, as well as expanding our offerings into Oklahoma, North Dakota and California. Custom Tailored Business Meetings OGE has experience in setting up two to three days of business meetings for executives from Russia’s power generation sector. Meetings have included site visits to power generation facilities, visits to Capitol Hill and meetings with energy regulators in Washington D.C. and New York State. Trade Missions to Russia From it’s Moscow base, OGE can assist U.S. oilfield supply and equipment manufacturers interested in exporting to the Russian market, or in meeting the right distributor or manufacturer’s representative, or starting a dialogue with a potential JV partner. We can organize a group or set up one-on-one meetings – your choice. Tyumen, by the way, is one of our specialities. If you’ve never seen the crossroads city of West Siberia, maybe now is the time? Want to know more? Email: p.szymczak@eurasiapress.com.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Деловые встречи с учетом пожеланий заказчика НГЕ обладает опытом организации двух- и трехдневных деловых встреч для руководителей российского энергетического сектора. Мероприятия включали посещение объектов генерации, визит в Конгресс США и встречи в Вашингтоне и штате Нью-Йорк с представителями госструктур, контролирующих энергетический сектор. Налаживание торговых связей в России Через свое московское представительство НГЕ готов помочь производителям и поставщикам оборудования, заинтересованным в экспорте на российский рынок, в организации встреч с дистрибьютерами и представителями производителя или в том, чтобы начать диалог с потенциальным партнером по СП. Мы можем организовать групповые или индивидуальные встречи по вашему выбору. Одной из наших визитных карточек является Тюмень. Если вы никогда не были в этом городе, крупном региональном центре Западной Сибири, возможно, пора его посетить?

Хотите узнать больше? Пишите по адресу: p.szymczak@eurasiapress.com

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ

ИнтраСофт™ – новые технологии супервайзинга

нтраСофт – это новое направление деятельности ООО «Сервисная Компания ИНТРА» и одновременно с этим зарегистрированная торговая марка, в рамках которой СК ИНТРА предлагает услуги по автоматизации процессов прединжиниринга и супервайзинга ремонтных работ на промышленных предприятиях с помощью специализированного программного обеспечения, разработанного специалистами компании.

О преимуществах нового продукта и его перспективах рассказывает руководитель направления Прединжиринг ООО «Сервисная Компания ИНТРА» Иван Кузнецов. «Нефть и газ Евразия»: Как появилась идея создания программного обеспечения в компании, которая не имеет ничего общего с ИТ-индустрией? Иван Кузнецов: Прединжинирнг и супервайзинг, отчасти отвечающие задачам технического надзора, сегодня требуют нового подхода. Если раньше мы могли, например, посчитать момент затяжки для нескольких тысяч болтовых соединений вручную, то сейчас, когда их количество начало исчисляться десятками тысяч, потребовались специальные средства автоматизации. Кроме того, для правильной идентификации даже типового фланцевого соединения нужно иметь на руках достаточно много различной документации: паспорта, ГОСТы и т.д. В этих условиях появление базы данных, включающей в себя массивы необходимых данных, стало очевидной необходимостью, осознав которую мы выделили разработку этой задачи в отдельное направление. НГЕ: Неужели на рынке не было никаких решений для подобного рода задач? Почему пришлось все создавать с нуля? Кузнецов: Безусловно, программы, которые позволяют считать моменты затяжки, существуют. Мы попробовали использовать большинство из них, но, так или иначе, сталкивались с различного рода недостатками. Где-то не хватало информации по гостам, где-то нас не устраивало устройство интерфейса пользователя. В своей работе мы оттолкнулись от удобства конкретного механика или инженера, который должен этой программой пользоваться, а после на эту конструкцию наращивали необходимый функционал. Главное – не нагружать пользователя лишней информацией, давая возможность выбора лишь из правильного и имеющегося. В итоге человек, который открывает нашу программу, вводит данные и

получает то, что ему нужно – результат. Все расчеты, сверки с документацией, ГОСТами и т.д. происходят без его участия, автоматически. НГЕ: Какие же задачи можно решить с помощью ПО ИнтраСофт? Чем оно может быть полезно? Кузнецов: На сегодняшний день с помощью нашего программного обеспечения мы выполняем сбор, обработку и систематизацию имеющейся у заказчика информации (дефектные ведомости, графики Ганта, паспорта оборудования), а также восполняем недостающие данные (например, подбор крепежа и прокладочных материалов при отсутствии соответствующих данных в документации). Затем производится расчет моментов затяжки. И уже в самом конце создаем отчетные документы для заказчика: базы данных фланцевых соединений по трубопроводам и оборудованию (статическому, динамическому), техкарты на оборудование и паспорта на фланцевые соединения.

ты с ним. Кроме того, мы значительно расширим базы данных программы за счет размеров и материалов конструкционных составляющих фланцевых соединений иностранных стандартов. Еще одним дополнением станет возможность выбирать производителя уплотнительных материалов и других составляющих соединений, что поможет в отчетах для заказчика указывать соответствующую маркировку по стандартам производителей. Контакты: 195027 Санкт-Петербург, ул. Магнитогорская, 17 Телефон (многоканальный): (812) 313-5092 Факс: (812) 313-5093 Е-mail: intra@intratool.ru

НГЕ: Как вы планируете развивать это ПО, какие дополнительные функции появятся в ближайшее время? Кузнецов: В следующей версии программ мы реализуем функционал, с помощью которого возможно будет получать, помимо техпроцесса затяжки фланцевого соединения, еще и перечень необходимого для этого оборудования, с описанием всей технологии рабоOil&GasEURASIA

A New Dawn is upon Israel.

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

18-20 November 2014

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

Supported by

Exclusive Marketing Partner Russia & Eastern Europe

National energy & water program

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