Page 1

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

OIL&GAS EURASIA · #7-8 · JULY-AUGUST 2012

Black Sea Beckons Ukraine Gets Serious About Its Offshore

Не салом единым

p. / стр. 28

Украина приобретает еще одну буровую платформу

НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ · №7-8 · ИЮЛЬ-АВГУСТ 2012

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

SPECIAL REPORT | СПЕЦИАЛЬНЫЙ РЕПОРТАЖ

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 52 Gas Gains Market Share Globally With Environmental Push for Cleaner Energy Доля газа на мировом рынке растет с продвижением экологически чистой энергетики


EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Chewing the Fat on Greasing Business Relations with Salo

О пользе сала как средства для налаживания деловых отношений Pat Davis Szymczak

This month I hope you’ll excuse my absence. I’m on vacation. But considering our Black Sea theme this issue, I thought I’d offer to repeat a missive I did on Ukrainian culture in our September, 2009 issue. Enjoy! Надеюсь, что вы простите мое отсутствие – в настоящий момент я наслаждаюсь долгожданным отпуском. Однако, принимая во внимание главную тему нашего номера – Черное море, – мне показалось уместным еще раз опубликовать статью об украинских традициях, печатавшуюся в сентябрьском номере 2009 года. Читайте и просвещайтесь!

I

f you didn’t think the fight for Arctic oil riches was getting serious: a close relative of Ukraine’s president Viktor Yushenko has told a journalist that Ukrainians discovered Alaska. His proof? One of the Aleutian Islands is called Poltava (a city in Ukraine where Peter the Great defeated the invading Swedes in 1709.) Visit www.cn.com.ua if you read Russian and see what else is in his interview with the newspaper Stolichniye Novosti. But let’s get back to Alaska. It might actually be true! When I was growing up, one of the first things I learned about native people living in the northernmost part of Alaska is that they eat blubber. That’s whale fat, a diet staple not much different from Ukraine’s national dish – salo. You may think I’m exaggerating but whalers from Russia (Ha! Ha! We know they were Ukrainians) did establish the first European settlement in Alaska in 1784.) But OK, so salo has nothing to do with whales, it is pig fat and it’s the same as “fat back” in the United States. But in Hollywood Westerns, the cowboys melt their fat back in frying pans to cook cornbread and other things that would over time qualified them for triple by-pass heart surgery (if there was such surgery in the 19th Century.) But raw pork fat? Eat it? It was 1991 and I was visiting Moscow for three weeks to celebrate the New Year with Russian friends. Moscow was not what it is today. I’m an American and in America there is a fast food restaurant on

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Пэт Дэвис Шимчак

В

ы думаете, что борьба за нефтяные богатства Аляски еще не вступила в решающую стадию? Как бы не так: один из ближайших родственников президента Украины Виктора Ющенко уже сообщил журналистам, что Аляску открыли украинцы. Вы спросите, где доказательства? Вот они: один из островов Алеутского архипелага назван «Полтава» (на Украине есть одноименный город, неподалеку от которого Петр Великий нанес решающее поражение шведской армии в 1709 году). Читателям, владеющим русским, рекомендую посетить сайт www.cn.com.ua, где представлено упомянутое интервью с газетой «Столичные новости» – возможно, они откроют для себя и другие интересные факты. Однако вернемся к Аляске. В заявлении родственника украинского президента, может быть, есть и доля правды. Ведь первое, что я узнала о коренных народах, живущих на севере Аляски, еще будучи ребенком, было то, что они едят ворвань. Ворвань – это китовый жир, продукт, не сильно отличающийся от сала – национального украинского кушанья. Как ни парадоксально это звучит, первое европейское поселение на Аляске в 1784 году основали именно китобои с российских судов (но нам-то известно, что они на самом деле были украинцами – шутка!). Если же говорить серьезно, сало никакого отношения к ворвани не имеет. Это свиной жир – продукт, наиболее близкий к тому, что в Штатах называют «хребтовый шпик». В голливудских «вестернах» ковбои постоянно используют его для жарки кукурузных лепешек и других блюд, рискуя со временем стать пациентами кардиохирурга (хотя в XIX веке вряд ли выполнялись подобные операции). Но есть сырой свиной жир? Дело было в 1991 году, я приехала в Москву на три недели – повидаться со своими российскими друзьями и отпраздновать вместе Новый год. Тогда Москва была совсем не такой, как сегодня. Я американка и привыкла к тому, что дома – в Штатах – кафе-закусочные находятся буквально на каждом шагу. Однако в центре Москвы образца 1991 года, несмотря на 850-летнюю историю и 11-миллионное население этого города, для желающих позавтракать в таком кафе выбор был невелик – Pizza Hut на пересечении Кутузовского проспекта и Дорогомиловской улицы или же (единственный тогда в России) McDonald’s на Пушкинской площади. Поэтому «простые смертные» вроде меня всеми силами старались «установить контакты» с теми сотрудниками американского посольства, которым разрешалось проводить гостей в столовую посольства. Кроме McDonald’s, это было единственное место в Москве, где можно было заказать настоящий гамбургер с картофелем «фри». Однако я не поверила ни своим российским друзьям, ни коллегам из Chicago Tribune. Я брела по Кутузовскому, невзирая на непогоду, и добралась таким образом до гостиницы «Украина» в полной уверенности, что уж там, наконец, мне удастся

1


EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА every street corner. But in 1991, in the center of Moscow, an 850 year old city of 11 million people, you had – for lunch – a choice of either Pizza Hut at the junction of Kutuzovsky Prospect and Dorgomilovskaya Ulitsa, or (Russia’s only) McDonald’s at Pushkin Square. In those days, commoners like me tried hard to befriend someone with U.S. embassy cafeteria privileges. That was the only place besides McDonald’s where you could buy a real hamburger and fries. Still, I didn’t believe my colleagues at the Chicago Tribune bureau or my Russian friends. And so I walked through the snow and ice along Kutuzovsky Prospect to the Ukraine Hotel where I believed I would most certainly find lunch. And there it was, at the bar, on a shelf among dozens of bottles of alcohol – plates of what appeared to be filleted chicken breasts on thin slices of white bread. Eureka! I ordered two, slapped them together to make an American style sandwich between two pieces of bread. I bit off a large chunk. Salo! I didn’t know what it was called then. All I knew was that I couldn’t eat it. Nor did I truly appreciate the role it plays in Slavic culture. My colleague Elena, who hails from Minsk in Belarus tells me that her mother moves furniture around the flat by putting Salo skin between the undersides. “Ok,” I said, “but doesn’t that make a mess on the rug?” Yes, “but it’s easy to wash off,” Elena replied. I’ve also heard a story of how salo brought to a successful close some rather serious negotiations between a global oil major and a Russian oil major over a really big project. It happened at a formal dinner at one of London’s most prestigious hotels. You know the kind of place where the waiters all wear white gloves? Anyway, it seems that as “after dinner drinks” were being served, one of the Russians (obviously a Ukrainian pretending to be a Russian) reached under the table and out of a small duffle bag, he pulled out a knife, a chunk of salo and a red onion. While the white-gloved waiters struggled to keep straight faces, this salo chef started to slice and share the delicacy with his colleagues and his foreign dinner partners. See how this might ease tensions in the Arctic? No more competition to see who can plant their flag on the ocean floor from a mini-submarine. Just invite everyone to Poltava Island for a party and make sure your refrigerator (do they have those in the Aleutians?) is stacked with salo. Enough of “chewing the fat”. Now here’s another mystery solved. Did you know that Ukrainians might have built the Egyptian pyramids? I’ve watched enough of the Discovery Channel, National Geographic and the X-Files to know that the pyramids were built 10,000 years ago, that they are a representation of the stellar constellation Orion and that probably we’re all descendants of an alien race from Rigel or Betelgeuse (those are stars in the constellation Orion and the latter has nothing to do with the 1988 Hollywood comedy of the same name.) But if you visit www.inauka.ru, you’ll learn otherwise. Ukrainians built the pyramids and even today any Slav will tell you that the roof on a typical Ukrainian house is in a pyramid form. OK, so maybe its “pyramid power” that gives Ukrainians electrical power during those predictably every New Year breakdowns in negotiations over gas prices between Kiev and Moscow. (EDITOR: Remeber this is reprinted from 2009. As you know, the gas wars have since, quieted down somewhat between Russia and Ukraine, at least with regard to EU deliveries. Maybe they have been eating salo and red onions to get negotiations on the right track.) So you see? Understanding culture and history is vitally important to doing business in a foreign country. Imagine if you’re not Russian (errrr Ukrainian) what conversation starters you now gleaned from my column, for your next negotiation with your Russian partner. And if you are Russian (errrrr Ukrainian) imagine how I’ve just raised your consciousness and pride about things you probably knew all your life at a genetic level but really haven’t taken time to think about. My colleague Elena, who inspired me to write this column and helped by researching the Russian speaking Internet is now so embarrassed that she vowed to stay off the web (or at least she won’t share with me what she finds on those Russian language websites.) Curiously though, she also stopped arguing with her Ukrainian colleague Anna over who was first to make what great discovery – Ukraine or Belarus. Could it be true? I’ve heard that they went to the Stolovaya a few days ago and broke bread with fresh salo from Kharkov!

2

#7-8 July–August 2012

нормально позавтракать. И вот в баре, среди разнообразия алкогольных напитков, я увидела то, что приняла за нарезанные куриные грудки на тонких ломтиках белого хлеба. Отлично! Заказав две порции, я сложила бутерброды вместе, превратив их таким образом в «сэндвич», и откусила большой кусок. «Грудки» оказались салом! Конечно, как оно называлось, я тогда не знала, но понимала, что есть это я не могу. И почему данный продукт играет столь важную роль в жизни славянских народов, тоже до конца не понимаю. Моя коллега Елена, родом из Минска, рассказывала, что ее мама подкладывала свиные шкурки со слоем сала под ножки мебели, чтобы ее было легче двигать. «Но разве ковер или пол при этом не пачкается?» – спросила я. Как выяснилось, пачкается, но, по утверждению Елены, при этом его «легко отмыть». Я также слышала историю о том, как сало помогло успешно завершить переговоры по очень крупному проекту между компанией-лидером мирового нефтегазового рынка и ее российским партнером. Дело было на приеме в одном из самых знаменитых лондонских отелей, где все официанты носят белые перчатки. Так или иначе, когда стали подавать напитки, кто-то из состава российской делегации (скорее всего, это был украинец, «замаскировавшийся» под русского!) извлек из-под стола нож, кусок сала и луковицу. В то время как официанты в белых перчатках пытались скрыть свое удивление, новоиспеченный «кулинар» бодро нарезал сало и угощал им своих коллег и иностранных партнеров. Только представьте себе, как просто можно решить проблему Арктического шельфа? Не надо запускать мини-субмарины и соревноваться в установке национальных флагов на дне океана – достаточно устроить прием для всех заинтересованных сторон на острове Полтава и при этом заблаговременно запастись салом (к тому же, на Алеутских островах холодильник вряд ли понадобится). Но довольно праздных размышлений. Кажется, найдена разгадка еще одной из мировых тайн. Знаете ли вы, что египетские пирамиды, возможно, также построили украинцы? Я достаточно насмотрелась программ по каналам Discovery Channel, National Geographic, видела немало выпусков «Секретных материалов», и знаю, что пирамиды, построенные 10 тыс. лет назад, воспроизводят созвездие Ориона, и все мы, возможно, являемся потомками инопланетян, населявших Ригель или Бетельгейзе (звезды, входящие в Орион, – последнее название не имеет ничего общего с одноименной голливудской комедией, вышедшей на экран в 1988 году). Однако, посетив сайт www.inauka.ru, вы подумаете, что это не совсем так. Пирамиды могли построить украинцы, так как даже сегодня любой славянин скажет, что украинские «хаты» испокон веков покрывались крышами в форме пирамид. Возможно, именно эти «пирамиды» обеспечивают Украину электроэнергией во время «новогодних каникул», когда поставки газа прекращаются до тех пор, пока Москва и Киев в очередной раз не договорятся о цене на газ. (ОТ РЕДАКЦИИ: Помните, что мы перепечатали этот материал из номера за 2009 год. Как известно, с тех пор война между Россией и Украиной немного поутихла. По крайней мере, поставки в ЕС производятся в штатном порядке. Осмелюсь предположить, что они устроили общую трапезу из сала с луком.) Теперь вы понимаете, насколько знание национальных традиций и истории важно для работы за рубежом. Если вы не россиянин (или не украинец), имеет смысл задуматься о том, сколько полезных советов для начала беседы с российским партнером вы можете почерпнуть из этой статьи. Россиянам (или украинцам), возможно, стоит обратить внимание на такой аспект, как национальное самосознание, ведь патриотические чувства зачастую вызывают самые прозаические, известные с детства, предметы и факты, о которых просто никогда всерьез не задумываешься. Елена, вдохновившая меня написать эту статью, в результате настолько смутилась, что поклялась больше ничего в Интернете не искать (во всяком случае, не рассказывать мне о темах, обсуждаемых на русскоязычных сайтах). Вместе с тем, она также перестала спорить с Анной, украинкой, о том, кто первый – Беларусь или Украина – сделал некое очередное открытие. Может быть, предположения, изложенные выше, в определенной степени верны – ведь до меня дошли слухи, что несколько дней назад Анна и Елена, обедая в столовой, угощались свежим салом из Харькова! Oil&GasEURASIA


CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Chewing the Fat On Greasing Business Relations with Salo О пользе сала как средства для налаживания деловых отношений

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 16

NATURAL GAS | ПРИРОДНЫЙ ГАЗ 28

Natural Gas on the Black Sea Shelf: Will the EU Really Get It?

Природный газ на шельфе Черного моря – Since the 1960s, developed countries have actively financed research into offshore oil extraction technologies. This has put exploration and drilling science about 10 years ahead of production science. However, the availability of onshore reserves delayed extensive interest in developing the offshore until the 1990s. С 1960-х годов в развитых странах началось активное финансирование разработки технологий добычи на морском шельфе, что позволило науке в области разведки и бурения опередить производство примерно на 10 лет. В то же время, вплоть до начала 1990-х, существовала проблема технических и экономических факторов: наличие доступных запасов на суше не стимулировало разработку шельфа.

SOURCE / ИСТОЧНИК: BSNEWS

иллюзия или реальность для ЕС?

NEFTEGAZ 2012 | НЕФТЕГАЗ 2012

It's End Times for Easy Hydrocarbons В чем нуждается российский ТЭК

18

GAS PRICES | ЦЕНЫ НА ГАЗ

Ukraine Looks to Foreign Investors To Shake Russian Gas Dependence

Украина возлагает надежды на иностранных инвесторов,

36

чтобы ослабить зависимость от российского газа EXPLORATION | ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА

EAGE Promotes Basins Approach to Evaluate Offshore Reserves, Insure Sustainability

Региональное изучение бассейнов мира:

42

Исследовать настоящее, чтобы планировать будущее OIL PRICES | ЦЕНЫ НА НЕФТЬ Oil Price Changes: Everyone Wants Stability

Динамика цен на нефть: Всем нужна стабильность

48

GAS MARKET | РЫНОК ГАЗА

Gas Gains Market Share Globally With Environmental Push for Cleaner Energy Газ вырывается вперед: Перспективы на рынке природного газа

52

OIL TREATMENT | ОБРАБОТКА НЕФТИ

Oil Cavitation Treatment to Prevent Formation of Paraffin Deposits Кавитационная обработка нефти против парафиновых отложений 4

56

Oil&GasEURASIA


#7-8 July–August 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ DRILLING | БУРЕНИЕ

What to Do when Borehole Pressure Changes Cause Caving During Drilling Колебательные давления в скважине как причина обвалообразований при бурении

62

GAS TREATMENT | ПОДГОТОВКА ГАЗА

High Cap Triple-Flow Vortex Tubes Perform Better in Komsomolskoye Field Case Study Using Stratified Flow Mixing Method 66

В России заработали ТВТ рекордной производительности по схеме смешения стратифицированных потоков РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION SYSTEM INTEGRATION | СИСТЕМНАЯ ИНТЕГРАЦИЯ

INCOMSYSTEM Expands the System Integration Horizons «ИНКОМСИСТЕМ» расширяет горизонты системной интеграции

74

STICKING ELIMINATION | ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ

Fluid Concentrate to Eliminate Differential Sticking Концентрат для ликвидации дифференциальных прихватов

76

PREMIUM CONNECTIONS | ПРЕМИАЛЬНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

TMK Premium – Tough Connections for Tough Conditions TMK Премиум – прочные соединения для сложных условий

78

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

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

SPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5, 15

Smit Lamnalco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Saturn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Viking . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

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

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

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА Елена Жук edit@eurasiapress.com

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

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

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

WEB EDITOR Lada Ponomareva

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex GUEST CORRESPONDENTS Vladimir Shlychkov COVER PHOTO Keppel Corp. TRANSLATION Predstavitel Service, Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

6

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В БЕЛАРУСИ Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Keppel Corp. ПЕРЕВОД «Представитель Сервис» Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

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

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

6

EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

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:

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

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

8 Shlyuzovaya emb, Suite 201, Moscow 117152, Russia. Tel./Fax: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790). ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2012, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. 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 © 2012, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA


TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Shalerunner™ Ensures Successful Landing of Completion String

Система Shalerunner™ поможет успешно выполнить обсадку колонны

Deep Casing Tools (DCT) Shalerunner™ is a high-speed turbine powered reaming system that enables completions engineers to land completions at the right depth, faster and at lower cost. The tool delivers turbine speed, reamer shoe rotation without the requirement to rotate the completion itself. The unique design combines high speed rotational reaming with very low operation pressure, and low flow

Shalerunner™ компании Deep Casing Tools (DCT) Shalerunner™ представляет собой высокоскоростную систему расширения ствола скважины с турбоприводом, которая позволяет выполнить обсадку колонны на правильной глубине значительно быстрее и с меньшими затратами. Инструмент обеспечивает необходимую скорость турбины и вращение расширителя без необходимости поворота всего блока заканчивания скважины. Благодаря уникальной конструкции, удалось добиться высокой скорости вращения расширителя при низком рабочем давлении и низкой скорости потока. Устройство Shalerunner подключается прямо на блок заканчивания ствола и может использоваться для расширения открытого отверстия для обсадки колонны на глубине, что позволило исключить необходимость выполнения трудоемких и дорогостоящих работ шаблонирования скважины. Двигатель с переменной скоростью работает равномерно и защищает скважину от воздействия давления, вибрации и реактивного крутящего момента. Shalerunner прошел успешные испытания на сланцевых месторождениях Niobara и Bakken.

● Shalerunner™ gets the completion to depth. ● Shalerunner™ обеспечивает возможность заканчивания скважин на глубине.

SOURCE / ИСТОЧНИК: DEEP CASING TOOLS

rates. The Shalerunner connects direct to the completion assembly, and can be used to ream open hole to land the completion on depth, while eliminating the necessity for time-consuming and costly wiper trips. The smooth variable speed motor protects the completion from pressure, vibration and direct reactive toque. The Shalerunner has already been successfully deployed in the Niobara and the Bakken shales.

Features and benefits: ● Gets the completion to depth. ● Provides the wiper trip while running the completion. ● No pressure spikes, safeguarding the liner hanger. ● Low vibration, safeguarding completion components. ● Low pressure and low flow rate safeguarding ECD. ● Open flow motor, safeguarding surge.

INOVA Releases New Cable System to Deliver High Performance and Operational Efficiency G3i™, a highly flexible and rugged mega-channel land recording system offers the industry a portable technology

● G3i was designed with the “do more with less” philosophy in mind. ● Система G3i разрабатывалась по принципу «добейся большего меньшими усилиями».

8

SOURCE / ИСТОЧНИК: INOVA

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

Свойства и преимущества: ● возможность заканчивания скважины на глубине; ● выполнение работ по очистке скважины во время заканчивания скважины; ● отсутствие перепадов давления, обеспечение защиты подвесного устройства хвостовика; ● низкий уровень вибрации, защита компонентов блока заканчивания скважины; ● низкое давление и низкая скорость потока для защиты ECD; ● двигатель для свободного потока, обеспечивающий защиту от перегрузки.

Новая разработка INOVA обеспечивает высокую производительность и эффективность в эксплуатации G3i™, сверхгибкая и прочная наземная многоканальная регистрирующая система, представляет собой уникальное портативное технологическое решение для проведения широкого спектра наземных сейсморазведочных работ, в том числе при сборе данных высокой плотности по широкому азимуту в самых сложных условиях. Основываясь на многолетнем опыте разработки технологий в области сейсморазведки, INOVA выпустила мощную кабельную регистрирующую систему, оснащенную передовой наземной электроникой, технологией питания по кабелю (PDL) и высокопроизводительной вибросейсмической технологией (HPVS). G3i поддерживает более 100 тыс. каналов и может фикOil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

that provides support for conducting a wide range of land seismic surveys, including high density wide azimuth acquisition for the world’s most challenging environments. Based on years of product development experience in seismic acquisition technologies, INOVA has developed a powerful, cable-based recording system that offers advanced ground electronics, powerdown-the-line (PDL) technology and high productivity vibroseis (HPVS) capabilities. G3i supports over 100,000 channels and can be used to capture 2D, high density 3D and time-lapse 4D data. The addition of this new cabled land system will offer seismic players in the industry another alternative for cable-based recording that meets a broad scope of operational demands, allowing contractors to achieve a higher rate of return on their assets. Several key features provide immense benefit to geophysical contractors, including its rugged, aircraft grade aluminum enclosure and high-strength polycarbonate exterior for maximum durability. Power management and deployment logistics are simplified because the G3i system utilizes PDL technology to evenly distribute battery power to multiple field station units using the power supply (PSU) and fiber tap (FTU) units along with standard 12V batteries. In addition, G3i’s ground electronics consume only 235mW of power per channel measured at PSU. G3i was also designed with the “do more with less” philosophy in mind; contractors can take advantage of having four analog channels in a 1.2-kilogram compact, remote acquisition module (RAM) station, as opposed to using the existing single channel stations offered by competitors. With less field equipment to transport, maintain, and troubleshoot, surveys can be operated more efficiently. G3i was initially field tested in November of 2011 and later in February of this year for High Productivity Vibroseis techniques in an oil field in Western China by BGP, the largest land geophysical contractor in the world. Both tests met BGP’s high standards of excellence.

Kongsberg LedaFlow v1.1 Released Kongsberg Oil & Gas Technologies released LedaFlow version 1.1. This new release offers a range of new features, such as: ● New plotting environment multi-case, multi-variable type now supported, user plot configurations, new Template base. GUI based parametric study. ● ● Improvements to point model accuracy ● Fastwall thermal option. ● Tabular IPR for Well. LedaFlow® is a new dynamic multiphase flow simulator with improved operating parameters. It is the product of a decade of collaboration between Total, ConocoPhillips Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ сировать данные 2D, 3D с высокой плотностью и данные периодических наблюдений 4D. Появление новой кабельной наземной системы станет для операторов отрасли еще одной возможной альтернативой при выборе кабельной системы регистрации данных, отвечающей целому ряду производственных задач, что позволит подрядчикам получить более высокую отдачу от своих активов. Основные характеристики системы, в том числе ее максимальная надежность, обеспечиваются благодаря прочному корпусу, изготовленному из авиационного алюминия, и износостойким поликарбонатным деталям корпуса. Питание системы, как и ее расстановка, становятся проще благодаря применению в системе G3i технологии PDL для равномерного распределения питания от стандартных 12-вольтовых батарей на несколько полевых модулей через блоки питания (PSU) и оптоволоконные модули (FTU). Кроме этого, наземное электронное оборудование G3i потребляет всего лишь 235 мВт энергии на канал, с замером у блока питания. Система G3i разрабатывалась по принципу «добейся большего меньшими усилиями». Подрядчики смогут оценить преимущества четырех аналоговых каналов в компактном модуле удаленного сбора данных (RAM) весом всего 1,2 кг, по сравнению с одноканальными модулями, предлагаемыми другими поставщиками. Транспортировка, обслуживание и устранение неисправностей требуют использования меньшего количества оборудования, что повышает эффективность разведки. В ноябре 2011 года система G3i прошла первое тестирование. Затем, в феврале этого года, тестирование проводилось с использованием высокопроизводительной вибросейсмической технологии на нефтяном месторождении на западе Китая компанией BGP, крупнейшим поставщиком наземных геофизических услуг в мире. Результаты обоих испытаний доказали соответствие высоким стандартам качества компании BGP.

Компания Kongsberg представила LedaFlow v1.1 Kongsberg Oil & Gas Technologies выпустила LedaFlow version 1.1. В новой версии доступны следующие функции: ● новая среда для графического редактора – поддержка переменных параметров; конфигурация графических параметров пользователя, новая база шаблонов; ● изучение параметров через графический интерфейс пользователя; ● повышенная точность построения точечной модели; ● термоопция Fastwall; ● изображение IPR для скважины в виде таблицы. LedaFlow® представляет собой новый динамический симулятор многофазных потоков с улучшенными рабочими характеристиками. Этот уникальный инструмент, созданный при участии экспертов компании Kongsberg Oil & Gas Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

9


#7-8 July–August 2012

● LedaFlow® complementary models: 1D model for long pipes Q3D for critical pipe segments (looking-glass). Fully implicit coupling of 1D and Q3D within a pipe network. ● Сопряженные конструкции Leda Flow®: Одномерная (1D) модель для длинных труб Q3D для ответственных элементов трубы (зеркально) Чисто неявное сопряжение 1D и Q3D.

SOURCE / ИСТОЧНИК: KONGSBERG OIL & GAS TECHNOLOGIES

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Technologies, стал результатом десятилетнего сотрудничества компаний Total, ConocoPhillips и SINTEF. LedaFlow разрабатывался с учетом требований, предъявляемым к оборудованию, используемому на глубоководных месторождениях, в сложных условиях для нефтегазовых месторождений, расположенным на глубине, для выполнения

Tatneft Uses Inter-well Pumping Technology for Reservoir Pressure Maintenance High-performance technological processes of reservoir pressure maintenance (RPM) are introduced at Tatneft to ensure enhanced crude oil recovery and maintain the production levels achieved, and one of such technologies is inter-well pumping (IWP). One of the main advantages of the technology is fast putting into active development the areas, where the water flooding system is not available, increasing crude oil recovery through the use of “native” formation water. Tube phase splitters are successfully used at Jalilneft OGPD, implementation and operation of which allows increasing the efficiency and expanding the applicability range of the inter-well pumping technology. Application of tube phase splitters reduces transportation volumes of produced associated water to the preliminary water dumping (removal) units without loss of oil production by expanding the limits of the profitable crude oil production range of the oil producing well stock and providing for a possibility of using the associated produced water as the injected agent. The incremental crude oil production from responding wells happens as a result of crude oil recovery increasing and intensifying reserves displacement by injecting highly mineralized formation water into poorly permeable and shale reservoirs. All this allows reducing purchase volumes of fresh water for reservoir pressure maintenance, reducing the volumes of liquid pumping to the preliminary water removal units of fluid and reducing the volume of water pipelines construction. Source: Tatneft

В «Татнефти» применяют межскважинную перекачку для поддержания пластового давления Для интенсификации добычи нефти и поддержания достигнутых уровней добычи в ОАО «Татнефть» внедряются высокоэффективные технологические схемы поддержания пластового давления (ППД), одной из которых является межскважинная перекачка (МСП). Среди основных преимуществ технологии – быстрый ввод в активную разработку участков, не обустроенных системой заводнения, увеличение нефтеотдачи за счет применения «родной» пластовой воды. В НГДУ «Джалильнефть» успешно используются трубные делители фаз (ТДФ), внедрение и эксплуатация которых позволяет увеличить эффективность и расширить диапазон применимости технологии МСП. Применение ТДФ сокращает объемы транспортировки попутно-добываемой воды до установок предварительного сброса воды (УПСВ) без потерь количества добываемой нефти, расширяет границы рентабельности фонда добывающих скважин и дает возможность использовать попутно добываемую воду в качестве закачиваемого агента. Дополнительная добыча нефти по реагирующим скважинам происходит за счет увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации вытеснения запасов закачкой высокоминерализованной пластовой воды в слабопроницаемые и глинистые коллекторы. При этом сокращаются закупки пресной воды для ППД, сокращаются объемы перекачки жидкости до установки предварительного сброса воды и сокращаются объемы строительства водоводов. Источник: «Татнефть»

10

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

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

and SINTEF, and is further developed as a unique integrated tool for oil and gas engineers by the experts at Kongsberg Oil & Gas Technologies. LedaFlow was developed to meet the challenges with oil and gas fields found in deeper water, longer tie-backs, harsh and remote environments: ● to improve accuracy in multiphase flow prediction; ● to increase the detail of information available. Based on models that are closer to the actual physics of multiphase flow, LedaFlow® provides a step change in fidelity, quality, accuracy and flexibility over current generation multiphase flow simulation technology. This increase in model definition provides the engineer with much greater understanding of what is happening within wells and pipelines opening the way to more efficient designs and operating procedures. Validation LedaFlow has been extensively validated against the best available and most comprehensive experimental data set in the world, against a large range of field data and has been verified against a broad range of operating conditions.

SafeKick Launches First Version of its SafeVision Software Platform

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

работ в сложных условиях или при наращивании колонн. Программа обеспечивает: ● повышенную точность предсказания многофазных потоков; ● возможность получения более подробной информации. Создавая модели, наиболее точно отражающие фактические характеристики многофазных потоков, LedaFlow® позволил существенно повысить надежность, качество, точность и гибкость по сравнению с традиционными симуляторами многофазных потоков. Благодаря этому, удалось добиться более точной интерпретации ситуации в скважине и трубопроводах, повысить эффективность проектирования и планирования рабочих процессов. Признание LedaFlow прошел успешные испытания, подтвердив свои возможности обработки самых обширных пакетов экспериментальных данных в мире, самых различных параметров месторождений и условий эксплуатации.

Компания SafeKick выпустила первую версию программной платформы SafeVision

SOURCE / ИСТОЧНИК: SAFEKICK

Автономная версия не требует доступа к данным в This standalone version, which does not require access режиме реального времени, поэтому может использоto real time data, is useful for well design, training, simula- ваться для проектирования скважин, обучения, моделиtion of next operations, and “Drill the Well on Simulator” рования и проведения испытаний скважины на симуexercises. It simulates all stages of the drilling process, ляторе. Система способна воспроизвести все процессы using very powerful and integrated hydraulic, thermal, бурения, используя мощные интегрированные гидравmechanical and solids transport models. The accuracy has лические, термические, механические модели и модели been confirmed with actual well data, producing excellent транспортировки твердых частиц. Точность системы и results. отличные результаты были подтверждены фактическиSafeVision’s main goal is to provide a clear picture of ми данными, полученными при исследовании скважин. the well conditions below the rig floor. It displays valuable Основная цель использования платформы SafeVision and critical information that’s needed in order to make cor- – это четкое определение условий внутри скважины под rect decisions, instead of raw data as is common today. The буровой площадкой. Система позволяет получить ценsoftware is the first integrated ную информацию для приplatform covering steps all the нятия правильных решений. way from well design to exeВ традиционных системах cution, while also facilitating используются необрабоtraining and lessons learned. танные данные. SafeVision Further benefits include allowпредставляет собой первую ing the same information to be интегрированную платфорshared between those located му, которая отслеживает все on the rig as well as remotely, a стадии – от проектирования user-friendly display, and easyскважины до ее эксплуатаto-run simulations. It already ции. Кроме того, система ● SafeKick’s visualizations aim to display the right information includes unique features such значительно облегчает проneeded to understand the situation of the wellbore. as integrated kick tolerance цесс обучения. Полученная ● Средства визуализации SafeKick обеспечивают and kill sheet modules, as well информация может быть информацию для определения условий внутри скважины. as an advanced trip margin Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

11


#7-8 July–August 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

отправлена всем пользователям на платформе и на точки удаленного доступа. В системе используется удобный дисплей и простые средства моделирования. В программу включены такие уникальные функции, как интегрированные модули сопротивления газопроявлению и запись данных при глушении выброса, а также блок отображения запаса увеличения скорости при подъеме. Предполагается, что вскоре для платформы будут разработаны дополнительные функции. SafeVision способна моделировать процесс бурения и заканчивания скважины, в том числе операции, выполнение которых требует закрытия противовыбросного устройства.

display, with many more features coming soon. Finally, SafeVision simulates drilling and completion operations, including those requiring the BOP to be closed.

Schlumberger Launches a Breakthrough Marine Seismic Technology This breakthrough technology outputs isometrically sampled point-receiver data in both crossline and inline directions – capturing the returning wavefield in three dimensions and providing the most accurate images of the subsurface ever recorded. The IsoMetrix system uses calibrated, multisensor MEMS technology that forms part of the new WesternGeco Nessie-6* point-receiver seismic streamer. The sensors measure acoustic pressure as well as vertical and crossline acceleration throughout the frequency range, and these measurements are provided as customer deliverables. SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Schlumberger объявила о выпуске революционной технологии морской сейсморазведки

● Conventional (above) versus IsoMetrix (below) North Sea time slice data. ● Сравнение традиционных систем (вверху) и IsoMetrix (внизу); временной разрез, Северное море.

IsoMetrix technology enables efficient exploration, high-resolution near-surface characterization, well integrity planning and unmatched 4D repeatability. The technology is compatible with other WesternGeco services such as the Coil Shooting* and Dual Coil Shooting* acquisition techniques. Field trials last year proved the technology’s high accuracy, achieving a 12:1 crossline reconstruction ratio and producing a 6.25-meter data grid from streamers 75 meters apart. A new range of applications is now being developed based on IsoMetrix technology to address currently intractable exploration and development challenges while simultaneously improving productivity.

Sercel Launches a Next-Generation Sentinel RD Solid Streamer With over 4,000 kilometers of streamers delivered to more than 60 seismic vessels worldwide since its introduction in 2005, Sentinel has become the system of choice for streamer seismic survey acquisition. Fully compatible with Sercel’s Seal 428 and Sentinel, the Sentinel RD has a reduced diameter and a 15 per-

12

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

Данная технология используется для выпуска изометрически дискретизированных волн как в направлении поперек профилей, так и вдоль них. Точечные приемники затем анализируют рассеянное волновое поле в трех измерениях, обеспечивая получение наиболее точных сейсмических изображений геологической среды, находящейся под толщей воды. Система IsoMetrix использует калиброванную многосенсорную технологию MEMS, которая является частью новой морской сейсмической косы Nessie-6 компании WesternGeco, характеризующейся наличием точечных приемников. Сенсоры измеряют акустическое давление, вертикальное ускорение и ускорение в поперечном к профилю направлении во всем диапазоне радиочастот. Эти измерения, по сути, и являются конечными показателями, которые предоставляются клиентам. Технология IsoMetrix позволяет повысить эффективность разведки и получить снимки верхней части разреза в высоком разрешении, обеспечивает планирование целостности скважин, а также уникальную четырехмерную воспроизводимость. Новинка совместима с другими технологиями компании WesternGeco, такими, например, как Coil Shooting и Dual Coil Shooting. Полевые испытания новой технологии, проведенные в прошлом году, подтвердили ее высокую точность с поперечным соотношением 12:1 и возможностью создания 6,25-метровой сетки данных с приемников, расположенных на расстоянии 75 м друг от друга. Но основе технологии IsoMetrix теперь разрабатываются новые системы, которые призваны преодолеть неразрешимые в настоящее время проблемы в области разведки и разработки морских месторождений, а также улучшить их продуктивность.

Компания Secret представила твердотельную косу нового поколения Sentinel RD Появившись на рынке в 2005 году, Sentinel стала самой популярной системой для получения сейсмических данных: устройства общей протяженностью 4 000 км были доставлены на 60 сейсмических судов в самых разных странах мира.

Oil&GasEURASIA


● The Sentinel RD, the latest generation of Sentinel solid streamer, has a reduced diameter and a 15-percent weight reduction. ● Sentinel RD, твердотельная коса нового поколения линейки Sentinel, имеет меньший диаметр и весит на 15% меньше.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ SOURCE / ИСТОЧНИК: CERCEL

№7-8 Июль–Август 2012

Sentinel RD полностью совместима с Seal 428 и Sentinel компании Sercel. Устройство имеет меньший диаметр и весит на 15% меньше, что позволило снизить натяжение кабеля и увеличить свободное пространство на сейсмических судах. Sentinel и Sentinel RD – идеальные устройства для морской сейсморазведки, высоконадежные и обеспечивающие качественный прием данных на низкой частоте. Системы позволяют использовать новейшие технологии для получения и обработки данных, что обеспечивает более точную интерпретацию и повышенную четкость изображения глубоководных целей в сложных условиях.

Новые насосы серии PX800 Advanced™ позволят легко заменять насосы серии Original™

cent weight reduction, providing reduced cable drag and increased storage capacity onboard seismic vessels. Sentinel and Sentinel RD are the perfect tools for marine seismic acquisition, as a result of their unmatched reliability and outstanding data quality at low frequency, allowing the application of advanced acquisition and processing techniques for more accurate interpretation and enhanced imaging of deep targets below complex overburdens.

New PX800 Advanced™ Series AODD Pumps Provide a Drop-In Replacement for Original™ Series Pumps Wilden® announced the availability of its PX800 Advanced™ Series Stainless Steel AODD Pump. The new PX800 design is center-ported and features a full 51-mm (2-in) flow path and threaded 51-mm (2-in) horizontal fluid connections. This construction makes the new PX800 pump ideal for liquid-transfer applications where superior product containment, high flow rates and superior efficiency are required. Additionally, the footprint of the PX800 Advanced pump matches that of Wilden’s Original™ Series PX8 (clamped) Stainless Steel AODD pump, which enables Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания Wilden® объявила о выпуске в продажу двухмембранных пневматических насосов из нержавеющей стали серии PX800 Advanced™. Новая конструкция насоса PX800 имеет центральное отверстие и характеризуется полной 51-мм (2-дюймовой) линией тока и резьбовыми 51-мм (2-дюймовыми) горизонтальными соединениями для перекачки жидкости. Такая конструкция делает новый насос PX800 идеальным для задач по перекачке жидкостей, требующих герметизации жидкости, высокого расхода и максимального КПД. Кроме того, площадь корпуса насоса PX800 Advanced совпадает с площадью насосов серии Original™ PX8 (закрепленные насосы). Двухмембранный насос из нержавеющей стали можно вставить вместо насоса Original PX8 без необходимости менять конфигурацию существующего трубопровода. Как и все насосы серии Advanced, модель PX800 имеет конструкцию с болтовыми соединениями. В этих насосах зона, в которой содержится перекачиваемая среда, изготовлена из нержавеющей стали; всасывающие / нагнетательные соединения имеют британскую коническую или стандартную трубную резьбу. Также конструкция подразумевает возможность использования деталей из эластомеров, включая неопрен, Buna®-N, тройной этиленпропиленовый каучук, тефлон, вайтон. Конструкция этих насосов позволяет им обеспечивать расход до 176 галлонов в минуту (665 л/мин) при рабочем давлении до 8,6 бар (125 фунтов на кв. дюйм). Насос модели PX800 снабжен системой распределения воздуха (ADS) Pro-Flo X™, запатентованной компанией Wilden. Данная система обеспечивает самую высокую на Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13


#7-8 July–August 2012

“drop-in” replacement of an Original PX8 pump with no need to disturb existing piping. Like all Advanced Series pumps, the PX800 model features bolted construction. These pumps are constructed with a 316 stainless-steel wetted path, feature BSPT or NPT threaded inlet/discharge connections, and a variety of elastomer options, including neoprene, Buna®-N, EPDM, PTFE and Viton®. The design of these pumps allows them to deliver flow rates as high as 176 gpm (665 lpm) at operating pressures up to 8.6 bar (125 psig). The PX800 is also equipped with Wilden’s patented Pro-Flo X™ Air Distribution System (ADS), which delivers cutting-edge operational flexibility through its patented Efficiency Management System (EMS™). The EMS allows the user to optimize the ADS through the use of a manually selectable control dial, for any application demands, regardless of pump size. Advanced pumps are also now available with full-stroke PTFE diaphragms that deliver increased product displacement per stroke, resulting in maximized flow rates and higher efficiencies

SOURCE / ИСТОЧНИК: WILDEN

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● The PX800 is equipped with Pro-Flo X™ Air Distribution System (ADS).

● Насос модели PX800 снабжен системой распределения воздуха (ADS). Pro-Flo X.

сегодняшний день эксплуатационную гибкость благодаря системе управления производительностью (EMS™), также защищенной патентом. Упомянутая система обеспечивает возможность оптимизировать систему распределения воздуха, используя шкалу регулятора с выбором вручную. Эта конструктивная особенность позволяет настроить насос для выполнения конкретной задачи, независимо от его размера. Усовершенствованные модели имеют тефлоновые мембраны полного хода, обеспечивающие возможность перемещать бóльшие объемы жидкости. Это позволяет максимально увеличить расход и повысить КПД.

Never Too Much Innovation: Gazprom Plans Its Own Skolkovo Lada Ponomareva

At the beginning of July, news leaked onto the Internet that Gazprom has decided to set up its on research center comparable to Russia’s much-vaunted “answer to Silicon Valley”, Skolkovo. The main reason for this decision is the fact that the company is more and more frequently facing the problem of tight reserves. As reported in open sources, the new research center will be smaller than Skolkovo and its main objective will be to modernize the technological component of production and gas transportation and other related sectors. Troyitsk, outside of Moscow, is the main contender as a site for building the “Gazprom innovation city”. Gazprom already has a number of scientific centers in the regions, but each of them has specialized in the specific needs of its own segment. While clearly welcome and good for the company, a few days after the news first broke, Gazprom fired Vladimir Yakushev, the scientific secretary at Gazprom VNIIGAZ who had leaked the company’s plans to the press in an article in Izvestiya in which he spoke of the possible construction of the center. Whether this was a true leak or Yakushev simply found himself in the wrong place at the wrong time, the question of a new Skolkovo remains open. Based on materials from open sources and OGE (www.oilandgaseurasia.com).

Инноваций много не бывает: «Газпром» собирается построить собственное «Сколково» Лада Пономарева

В начале июля в сети в буквальном смысле «разползлась» новость о том, что «Газпром» решил создать собственный аналог «Сколково». Основной причиной такого решения являлся факт того, что компании все чаще и чаще приходится сталкиваться с проблемой трудноизвлекаемых запасов. Как сообщалось в открытых источниках, предполагаемый научный центр будет меньших размеров, чем «Сколково», и его основной задачей станет модернизация технической составляющей для добычи, транспортировки газа, а также для других смежных отраслей. Подмосковный город Троицк является главным претендентом на место строительства «газпромовского» иннограда. В регионах у «Газпрома» уже имеется ряд научных центров, занимающиеся НИОКР, однако их специализацией была разработка технологий по разным сегментам для каждого. Новость неплохая и вполне похвальная для компании. Однако через пару дней вышла другая: «Газпром» уволил ученого секретаря «Газпром ВНИИГАЗ» Владимира Якушева, который и поделился со СМИ планами компании. Основной причиной предположительно стала статья в газете «Известия», где сотрудник и рассказал о возможном строительстве иннограда. Был ли действительный факт раскрытия информации или сотрудник оказался «не в том месте и не в тот час» – вопрос создания нового «Сколково» пока остается открытым. По материалам открытых источников и сайта НГЕ (www.oilandgaseurasia.ru)

14

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

Oil&GasEURASIA


STATISTICS | СТАТИСТИКА Oil / Нефть Index (1,000 tons) / Показатели (тыс. т) Production (including NGL) / Добыча (включая газовый конденсат) Supply for refinery in Russia / Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia / Первичная переработка на НПЗ в России

July 2012 / Июль 2012

June 2012 / Июнь 2012

Change for a month (%) / Изменение за месяц (%)

July 2011 / Июль 2011

Change for a year (%) / Изменение за год (%)

As of the beginning of 2012 (1,000 tons) / С начала года (тыс. т)

43 737,1

42 227,7

3,6

43 383,0

0,8

300 222,9

23 316,8

22 534,5

3,5

22 192,5

5,0

153 285,2

19 259,6

19 257,7

0,01

19 923,2

-3,3

139 586,8

23 257,1

22 810,4

2,0

22 465,8

3,5

153 176,4

3 278,4 6 154,3

Change for a year (%) / Изменение за год (%) -0,1 -1,4

As of the beginning of 2012 (1,000 tons) / С начала года (тыс. т) 21 663,9 40 122,2

Main oil products production / Производство основных нефтепродуктов Index (1,000 tons) / Показатели (тыс. т)

July 2012 / Июль 2012

June 2012 / Июнь 2012

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

3 273,7 6 069,9

3 239,8 5 931,5

Change for a month (%) / Изменение за месяц (%) 1,0 2,3

5 893,6

5 796,7

1,7

6 080,9

-3,1

42 978,1

1 002,8

949,8

5,6

930,7

7,7

5 981,8

July 2012 / Июль 2012

June 2012 / Июнь 2012

Change for a month (%) / Изменение за месяц (%)

July 2011 / Июль 2011

Change for a year (%) / Изменение за год (%)

As of the beginning of 2012 (1,000 tons) / С начала года (тыс. т)

45 063,2

46 202,9

-2,5

48 403,7

-6,9

383 359,9

31 891,2

33 301,7

-4,2

35 743,8

-10,7

284 328,7

25 489,8

24 604,9

3,6

26 149,9

-2,5

271 181,8

12 445,4

12 001,6

3,7

11 527,1

8,0

109 274,0

July 2012 / Июль 2012

June 2012 / Июнь 2012

Change for a month (%) / Изменение за месяц (%)

July 2011 / Июль 2011

Change for a year (%) / Изменение за год (%)

As of the beginning of 2012 (1000 tons) / С начала года (тыс. т)

28 024,3

26 559,1

5,5

25 664,1

9,1

196 000,2

23 615,

24 516,6

-3,7

23 637,9

-0,1

177 934,4

10 141,2

10 426,6

-2,7

9 734,0

4,2

70 635,5

July 2012 / Июль 2012

June 2012 / Июнь 2012

Change for a month (%) / Изменение за месяц (%)

July 2011 / Июль 2011

Change for a year (%) / Изменение за год (%)

As of the beginning of 2012 / С начала года

78 800,0

74 900,0

5,2

77 500,0

1,7

619 200,0

14 300,0

16 300,0

-12,3

14 400,0

-0,7

307 300,0

July 2011 / Июль 2011

Gas / Газ Index (million cubic meters) / Показатели (млн м3) Production (total) / Добыча газа (всего) Including Gazprom / в т.ч. Газпром Domestic consumption / Внутреннее потребление газа Export / Экспорт

Coal / Уголь Index (1,000 tons) / Показатели (тыс. т) Production (total) / Добыча угля (всего) Total supply / Общая поставка угля Including export / в т.ч. на экспорт

Electric energy / Электроэнергия Index / Показатели Electric energy generation (million kW per hour) / Выработка электроэнергии (млн Квт/ час) Heat power generation (1,000 Gcal) / Производство теплоэнергии (тыс. Гкал)

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

16

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

January / Январь

February / Февраль

March / Март

April / Апрель

May / Май

June / Июнь

July / Июль

Latin America / Латинская Америка

420

439

438

423

457

435

415

Europe / Европа

108

120

109

118

118

115

110

Africa / Африка

78

81

89

80

83

106

105

Middle East / Ближний Восток

311

311

312

312

318

400

401

Asia Pacific / АТР

254

253

244

245

249

229

233

Canada / Канада

577

706

492

158

133

227

307

U.S. / США

2 003

1 990

1 979

1 962

1 977

1 972

1 945

Total World / В мире

3 751

3 900

3 663

3 298

3 335

3 484

3 516

Regions / Регионы Latin America / Латинская Америка Europe / Европа Africa / Африка Middle East / Ближний Восток Asia Pacific / АТР (before 2009 – Far East / до 2009 – Дальний Восток) Canada / Канада U.S. / США Total World / В мире

2002 214 88 58 201

2003 244 83 54 211

2004 290 70 48 230

2005 316 70 50 248

2006 324 77 58 238

2007 355 78 66 265

2008 384 98 65 280

2009 356 84 62 252

2010 383 94 83 265

2011 424 118 78 291

2012 432 114 89 338

171

177

197

225

228

241

252

243

269

256

244

266 831 1 829

372 1 032 2 174

369 1 190 2 395

458 1 380 2 746

470 1 648 3 043

343 1 768 3 116

379 1 878 3 336

221 1 086 2 304

351 1 541 2 985

423 1 875 3 465

371 1 975 3 564

SOURCE: BAKER HUGHES / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

17


NEFTEGAZ 2012

It’s End Times for Easy Hydrocarbons В чем нуждается российский ТЭК

Lada Ponomareva Лада Пономарева фоторепортаж: Петр Дегтярев photo: Pyotr Degtyarev

T

he time of “easy” hydrocarbons is over. No longer is it enough to simply “discover a field” and get a fountain of crude as was the case when the oil and gas industry was being established. Things are much harder today and the paths to solving new challenges in the sector essentially boil down to one thing: the need for new technologies both upstream and downstream and the need for a scientific approach to the fuel and energy sector overall — existing knowledge is simply not up to the task. That was the conclusion drawn by those who participated in the 10th Russian Petroleum and Gas Congress held in Moscow at the end of June alongside the Neftegaz-2012 exhibition. There was a wealth of new information at the Congress this summer as speakers representing a wide range of companies and agencies gathered together for the forum – over 900 companies participated this year. However, an analysis of all facts, figures and examples raised during the congress shows that the main theme of the two-day “brainstorm” can be boiled down to a few pages. Here we go.

18

В

ремя «легких» углеводородов прошло. Уже недостаточно, как это было еще на заре становления нефтегазовой промышленности, просто «приоткрыть» пласт и получить фонтанирующую нефть. Сегодня все намного сложнее. И все пути решения этих проблем для отрасли фактически сводятся к одному: необходимы новые технологии как для переработки, так и для разведки и добычи, а также научный подход к сфере ТЭК в целом, потому что имеющихся знаний уже не хватает. К таким выводам пришли участники 10-го Нефтегазового Конгресса, проходившего в Москве в конце июня в рамках выставки «Нефтегаз-2012». Информации на Конгрессе было более, чем достаточно. И это неудивительно: в одном месте и в одно время собрались спикеры из самых разных направлений, компаний, ведомств – в выставке приняли участие более 900 компаний. Однако, если проанализировать все факты, цифры и примеры, о которых говорилось на Конгрессе, о главной теме двухдневного «мозгового штурма» можно сказать в нескольких словах. Точнее – на нескольких страницах. Эту попытку НГЕ и попытался предпринять. Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

НЕФТЕГАЗ 2012

Back to Life In May this year, oil and gas companies were warned by Rosnedr that the agency was planning to introduce a new bill on forcing the closure of exhausted wells and cleaning up the remains of any related infrastructure. That decision had been made in light of the accident-prone condition of most depleted wells whose infrastructure did not meet ecological or technical requirements, which in turn posed considerable threats to the surrounding environment. There are thousands of such sites, some of which have been abandoned and essentially have no owners. On one hand, this is an understandable decision. However, executives in the companies themselves believe that the old wells do not need to be closed, but merely put on long-term stand-by until the technology arrives that can get them producing again. The same can be said of brownfields (fields in later stages of development that have been depleted by over 75 percent – author’s note), where it is quite realistic to increase or at least sustain output at a stable level.

Brains Behind Bashneft One example of “the scientific strategy” is Bashneft. As Bashneft Vice President, Production and Geology, Mikhail Stavskiy noted, wells in Bashkortostan are growing old and fields in the region are mostly depleted and this has had a significant impact on the company’s bottom line. From 2003 to 2008, Bashneft production was steadily falling (see Fig. 1). But beginning in 2008, an innovative approach to resolving this problem was adopted at the company and its annual production rose dramatically from 11.7 million to 15.1 million tons of oil, an increase of 29 percent. The jump was impressive, given the working conditions: Bashkortostan fields are known for their high water cut and oil produced there is highly viscous (10-50 mPa*s). Furthermore, the region has a large number of small fields with reserves of under 1m tons of oil equivalent. In the end, the company used an entire system capable of resolving the problem of falling production in the shortest time possible. Bashneft’s approach included: implementing modern hydraulic fracking tech● nologies; optimising the design of acid treatment; ● ● optimizing reservoir pressure maintenance; ● optimizing downhole equipment operations;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Bashneft Vice President, Production and Geology, Mikhail Stavskiy. ● Первый вице-президент компании «Башнефть» по добыче и

геологии Михаил Ставский.

Вернуть к жизни В мае этого года нефтегазовые компании получили предупреждение от Роснедр о том, что агентство собирается ввести новый законопроект об обязательном закрытии истощенных скважин и ликвидации остатков действовавшей ранее инфраструктуры. Такое решение было принято ввиду аварийного состояния большинства выработанных скважин, инфраструктура которых не отвечает экологическим и техническим требованиям, что, в свою очередь, представляет довольно серьезную угрозу окружающей среде. Сложно представить, но таких объектов насчитываются уже тысячи. Некоторые из них давно «осиротели» и являются бесхозными. ● Fig. 1 С одной стороны, решение раз● Рис. 1 умное. Однако сами компании уверены в том, что старые скважины необходимо не закрывать, а лишь консервировать на время, потому что большинство из них, при наличии необходимых технологий, еще можно вернуть в эксплуатацию. То же самое касается и зрелых месторождений (brownfields – месторождения на поздних этапах разработки со степенью выработанности более 75% – прим. автора), на которых вполне реально если не увеличить, то, по крайней мере, на несколько лет удержать объемы добычи на стабильном и оптимальном для компаний уровне.

19


#7-8 July–August 2012

NEFTEGAZ 2012

● Fig. 2 ● Рис. 2

● horizontal drilling; ● implementing a detailed system for choosing candidates for drilling and other wellwork.

The Never-ending Need for Technology Bashneft’s example is enough to instil optimism across the entire sector, but at the same time it is clearly not enough to focus all attention on old fields. Consequently, the company is beginning to pay more attention to tight reserves where production is currently ineffective from the point of view of profitability (see Table). And this brings us right back to the main issue: to exploit tight reserves, the company needs even more new technologies.

A Serious Problem According to “Ekspert” magazine, Shell led the oil and gas industry from 2006–2009 in terms of investments into scientific and technical work, investing over $4 billion. Russia’s LUKOIL was sixth on the list, after a number of foreign companies. Even so, there is not that much to be proud of – the company spent less than $500 million on innovation (see Fig. 2). Russia is also behind in terms of adding its own scientific input to the world’s oil and gas sector: foreign companies lead the top-10 list of number

«Башнефть» подошла с умом

В качестве примера можно привести «наукоемкую стратегию» «Башнефти». Как заметил на Конгрессе первый вице-президент компании по добыче и геологии Михаил Ставский, фонд скважин Башкирии относится к стареющим, месторождения региона в большинстве своем уже относят к выработанным, что значительно влияет на показатели компании. В период с 2003 по 2008 годы у «Башнефти» можно было наблюдать тенденцию стабильного падения добычи (см. рис. 1). Однако, начиная с 2008 года, благодаря инновационному подходу к решению этого вопроса годовая добыча компании стремительно выросла с 11,7 млн до 15,1 млн тонн нефти, что в сумме составляет 29%. Скачок довольно солидный, учитывая условия работы: башкирские месторождения характеризуются высокой степенью обводненности, добываемая нефть обладает повышенной вязкостью (10-50 мПа*с), а также большое количество мелких месторождений, запасы которых не превышают 1 млн тонн н/э. В итоге компания запустила в свою работу целую систему, которая помогла в максимально короткие сроки решить проблему падающей добычи. Комплексный подход «Башнефти» включил в себя следующее: внедрение современных технологий в области гидрав● лического разрыва пласта; оптимизация дизайна кислотных обработок; ● ● оптимизация системы ППД; ● оптимизация работы погружного оборудования; ● горизонтальное бурение; ● система детального подхода к выбору кандидатов под бурение и другие ГТМ.

И снова в тупике Пример «Башнефти» вполне способен вселить определенные позитивные надежды всей отрасли. Хотя совершенно ясно, что невозможно сфокусировать все внимание только на старых месторождениях, поэтому компании все больше начинают интересоваться «сложными» запасами, добыча которых на данный момент является неэффективной с экономиче● Fig. 3 ской точки зрения (см. Таблицу). И мы ● Рис. 3 снова возвращаемся к основной теме: для решения и этой проблемы компаниям нужна все та же отраслевая «палочкавыручалочка» – новые технологии.

Серьезная проблема По данным «Эксперта», по объемам затрат на научно-технические работы в 2006–2009 годах среди нефте- и газодобывающих компаний лидировала Shell (более $4 млрд). Российская «ЛУКОЙЛ» была в этом списке на шестом месте после ряда зарубежных представителей, однако поводов для гордости не так много – на инновации компания потратила менее $500 млн (см. рис. 2). Такая же, далеко не радужная для России, ситуация наблюдается и в научном вкладе в мировой нефтегазовый сектор: по количеству зарегистрированных патентов в

20

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

НЕФТЕГАЗ 2012 ● Russian Oil and Gas University Professor Valeriy Zolotukhin. ● Валерий Золотухин, профессор РГУ нефти и газа.

первой десятке лидируют все те же зарубежные компании (см. рис. 3). Некоторое исключение составила «Татнефть», на долю которой приходится чуть более 500 патентов, остальные же российские нефтегазовые гиганты остались далеко позади. Таким образом, ситуацию с новыми технологиями в России трудно назвать просто напряженной. Скорее, это уже серьезная проблема. Вместе с тем, судя по общим проблемам компаний (падающая добыча, нерентабельность новых «сложных» промыслов), в России не очень активно используют уже существующий зарубежный опыт. И дело тут далеко не в особенностях геологического строения пластов или в условиях работы (нефтегазовая отрасль все дальше и «глубже» уходит на Крайний Север). Вероятнее всего – многовековая русская гордость не позволяет. of patents registered (see Fig. 3). One small exception is Tatneft, which has over 500 patents; the rest of Russia’s oil and gas giants lag far behind. This picture makes it hard to merely say Russian is having a difficult time with new technologies. The situation is highly tense. Despite common problems Russian companies face (falling production and unprofitable new tight fields), they are doing very little to make use of existing foreign experience and solutions. And this has very little to do with any peculiarities in the geology of Russian rock (despite oil and gas moving ever father north). It often seems Russia’s centuries of pride keep it from taking advantage of other’s proven knowledge.

The Way It Should Be The task facing companies in Russia may seem insurmountable, but no-one is calling for the country’s fuel and energy sector to solve all its problems on its own. One sincerely hopes that Rosneft President Igor Sechin was being straightforward when he said, “Our rivals are overseas. We have no rivals at home. We have partners.” In terms of production at tight reserves, the ideal format would be: Company A + Company B + the State. And these companies should make use of current scientific knowledge while the state gives them support. Given even the best situations today, tight fields not only require a lot of effort to develop, they require a lot of money. The state has made overtures to companies: beginning in 2013, a differentiated mineral tax will apply to tight resources. For the most “difficult” fields, the tax will be from 0-10 percent of the standard rate, mid-difficulty fields will be taxed from 10-30 percent of the rate, and the “simplest” from 30-50 percent. Russian President Vladimir Putin said tax breaks for companies operating such fields would be offered from the beginning of industrial production for 10, seven and five years respectively.

Ancient Chinese Wisdom In speaking at the Congress, Russian Oil and Gas University Professor Valeriy Zolotukhin noted the need to concentrate the most attention on those sites which the sector has today, putting off “trendy” new resources like tight reserves and shale gas for future generations, while

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Идеальный расклад Задача, которая стоит перед компаниями в России, представляется непосильной. Однако в сложившейся ситуации никто не говорит об одиночной игре в российском ТЭК. Хочется искренне верить, что Игорь Сечин не лукавил, когда высказывал следующую мысль: «Конкуренты – это за рубежом. А у нас конкурентов нет. У нас все партнеры». Если говорить о начале активной эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, то идеальной формулой будет: «компания A + компания B + государство». Подразумевается, что компании вместе используют наработанную научно-техническую базу для увеличения эффективности работы, а государство оказывает им поддержку, потому что даже при лучших раскладах на сегодняшний день работа на «сложных» месторождениях является не только очень трудоемкой, но и очень затратной. В общем-то, государство уже пошло навстречу компаниям: специально для трудноизвлекаемых ресурсов с 2013 года будет введен дифференцированный НДПИ. Для самых «сложных» месторождений ставка составит 0-10% от стандартного уровня, средняя категория будет облагаться 10-30%, а самые «простые» – 30-50%. По словам Владимира Путина, льготный режим для компаний, работающих с такими ресурсами, будет предоставляться непосредственно с момента начала промышленной добычи на 10, семь и пять лет соответственно.

Древняя китайская мудрость Однако, возвращаясь к вопросу о степени разработанности уже существующих месторождений, невозможно не задуматься о том, что все и сразу взять из недр не получится. И жизнь на планете, хочется надеяться, кончается не завтра. Выступая на конгрессе, Валерий Золотухин, профессор РГУ нефти и газа, обратил внимание именно на тот факт, что необходимо сконцентрировать большее внимание на тех объектах, которыми отрасль располагает на сегодняшний день, а «новомодные» ресурсы вроде трудноизвлекаемых запасов и сланцевого газа стоит оставить для последующих поколений, предварительно подготовив научно-техническую базу. И, кстати, если уж речь зашла о газе, то невозможно удержаться и не повторить уже ставшую избитой фразу:

21


#7-8 July–August 2012

NEFTEGAZ 2012 preparing the scientific and technological base for them to make use of when the time arrives. And since we have mentioned gas, we must repeat the industry’s new catchphrase: “Russia has shale gas, too!” And Russian reserves are no less than those in America — about 200 trillion cubic meters, or enough to allow Russia to export just as much shale gas as the United States. As Lao Tse put it, “The more I know, the less I understand.” This nugget of Chinese wisdom was the theme of “Geology Without Limits”, the geophysical program presented at the Congress (read more in “EAGE Promotes Basins Approach” on page 42). For the oil and gas industry today, the guiding principle should be: “Everything old is new again.”

«В России тоже есть сланцевый газ!» Причем российские запасы ничем не уступают американским – около 200 трлн м³, что дает возможность России в свое время стать экспортером сланцевого газа не менее крупным, чем США. Что касается «древней китайской мудрости», она заключается в цитате Лао Цзы – «чем больше узнаю, тем меньше понимаю», – которая была использована в качестве своеобразного девиза программы «Геология без границ» (см. подробнее «Региональное изучение бассейнов мира…» на стр. 42). Сегодня для ТЭК руководствующим принципом должно стать: «новое – хорошо забытое старое». ● Table ● Таблица

New Fields Brought into Production in Russia / Ввод новых месторождений в России Year Год ввода

Field Месторождение

License holder Компания, которой принадлежит лицензия

Category АВС1+С2 reserves, million tons of oil Запасы категорий АВС1+С2, млн т нефти

2008

South-Khylychuyuskoye Южно-Хыльчуюское

LUKOIL / «ЛУКОЙЛ»

83

Vankorskoye Ванкорское

Rosneft / «Роснефть»

524

Talakanskoye Талаканское

Sugutneftegaz «Сургутнефтегаз»

200

Verkhnechoskoye Верхнечонское

TNK-BP / ТНК-ВР

120

Korchagin им. Корчагина

LUKOIL / «ЛУКОЙЛ»

29

Prirazlomnoye Приразломное

Gazprom / «Газпром»

72

Novoportovskoye Новопортовское

Gazprom neft «Газпром нефть»

238

Trebs’ and Titov’s им Р. Требса и А. Титова

Bashneft / «Башнефть»

140

Pyakyakhinskoye Пякяхинское

LUKOIL / «ЛУКОЙЛ»

61

Yurubcheno-Tokhomskoye Юрубчено-Тохомское

Rosneft / «Роснефть»

499

Filanovskoye им В. Филановского

Lukoil / ЛУКОЙЛ

169

Suzunskoye Сузунское

TNK-BP / ТНК-ВР

44

Labaganskoye Лабаганское

Rosneft / «Роснефть»

26

Messoyakhskoye Мессояхское

Gazprom neft and TNK-BP «Газпром нефть» и ТНК-ВР

552

2009

2010

2013

2015

2016

2017

2018

Russkoye / Русское

TNK-BP / ТНК-ВР

408

Tagulskoye / Тагульское

TNK-BP / ТНК-ВР

196

Naulskoye / Наульское

Rosneft / «Роснефть»

51

Kuyumbinskoye Куюмбинское

Gazprom neft and TNK-BP «Газпром нефть» и ТНК-ВР

277

Savostyanovo Савостьяново

Rosneft / «Роснефть»

160

Lisovskoye and Sanarskoye им Н. Лисовского и Санарское

Rosneft / «Роснефть»

200

SOURCE: TROIKA DIALOG ИСТОЧНИК: КОМПАНИИ, «ТРОЙКА ДИАЛОГ»

22

Oil&GasEURASIA


From the Blogosphere: a Red Army Regular Reminisces Katya Ponomareva studies journalism at Sholokhov U and interns at OGE. She blogs: I have been fortunate to have had the opportunity to work for Oil and Gas Eurasia magazine at Nefegaz / MIOGE for the last several years in a row. It is a very serious magazine, headed by an energetic American woman. A very grown-up experience, in other words. When you start working for a company such as this, you expect to see nothing but serious men in suits and strict women, also in suits, speaking a lot of professional English. And don’t get me wrong, there were serious men and women in suits also, but for the most part they were a little eccentric, rather than serious and strict. But let’s begin at the beginning. Every year, the magazine has a stall at the Neftegaz / MIOGE expo in Moscow, which is held at the Expo Centre exhibition hall. Students are hired to distribute copies of the magazine to the exhibition’s participants and visitors. And let me tell you: it’s not easy work. The magazines are heavy, there’s a lot of them, it’s not a job for the feeble-bodied. Traditionally, the expo lasts five days and the first few days are the most intense. The magazines have to be handed out in all parts of the expo, excluding, of course, the toilets. The worst was when I had to work outside in 30-degree heat. It would have been fine, had I had a week to lie around covered in sun screen, but the next night I had to skip around in a pretty dress at my graduation ball. I won’t say just how happy I was to see my face in the mirror the following morning. With the first few intense days behind us, it’s time to have some fun. Only a few magazines remain, the management is worn out and you get time to yourself. Thankfully, there are plenty of entertaining moments at an expo, even such a serious one as this. There is the chocolate fountain, the table football, expensive coffee tasting and a ton of useless, but cute souvenirs. Each one of us came out of the expo with three bags of coloured pens, mugs, notepads, calendars and other stationery. And, we were not the only ones willing to stock up on expo freebies. You can imagine our surprise, when we saw elderly, timid-looking ladies wheeling trolley loads (I’m not exaggerating) of promo merchandise: t-shirts, caps, key-rings, little torches. Remember that the expo is not open to just anyone to walk in off the street. You have to register at the website, wait for the electronic ticket to arrive by email and print it out. Which raises the question of how the granny managed it…Did she have help? Is this a family business? I would not be surprised if this is not the only expo she visits. «Крещение» I never thought that you can have so much fun at an event like that. It’s been a wonderКрасной ful, positive experience for me! And it doesn’t matter where you work or what you do, you Армией can always meet strange and fun people, you just have to notice them. ломает

стереотипы

Ekaterina Ponomareva, Катя Пономарева OGE Red Army Rtd. изучает журналистику в Университете им. Шолохова и проЕкатерина Пономарева, ходит практику в НГЕ. Ее впечатления участница «Красной Армии» от «Нефтегаза-2012»: Несколько лет в отставке подряд мне выпадало счастье работать в журнале «Нефть и газ Евразия». Журнал серьезный, американский. Глава компании – отчаянная американка. В общем, все по-взрослому. Когда идешь работать в компанию такого рода, ожидаешь увидеть серьезных мужчин в костюмах, суровых женщин и услышать огромное количество профессионального английского. Нет, мужчины в костюмах, конечно, были и женщины суровые, но в большинстве своем какие-то «чудики». Начнем все по порядку. Журнал ежегодно участвует на выставке «Нефтегаз» в Москве (ЦВК «Экспоцентр»). Задача набранных студентов – распространение журнала среди посетителей и участников. Работа нелегкая, скажу сразу. Журналы тяжелые, их много, страницы острые, одним словом, не для слабаков. Выставка, по традиции, длится пять дней, первые из которых самые напряженные. Раздавать журналы нужно во всех точках «Экспоцентра», кроме, конечно, туалетов. Всю прелесть работы на выставке я почувствовала, работая на улице в тридцатиградусную жару. Все бы ничего, полежала б в кефире недельку, мазалась бы кремом, но случилось так, что на следующий день я должна была скакать в красивом вечернем платье на своем школьном выпускном. Говорить о том, как счастлива я была, увидев себя с утра после работы, не буду. Когда напряженные два дня пролетают, наступают дни отчаянного веселья. Журналов остается мало, руководство устает, и можно тратить время на себя. Благо на выставке, хоть и такой серьезной, масса развлекательных моментов: шоколадный фонтан, настольный футбол, дегустация дорогого кофе и куча ненужных, но приятных сувениров. В общей сложности, каждый из нас унес с выставки три пакета разноцветных ручек, блокнотов, кружек, календарей и прочей канцелярской утвари. Естественно, поживиться на выставке такого вида сувенирами было много желающих. Какого было наше удивление, когда старые, довольно миловидные бабули вывозили тележками, не преувеличиваю, кепки, майки, брелки, фонарики… Стоит заметить, что вход на выставку далеко не свободный, для этого нужно зарегистрироваться на сайте, получить электронный билет и распечатать его. Зададимся вопросом: «Как, простите, это сделала маленькая древняя старушка? Ей помогали? Это семейный бизнес?». И я не удивлюсь, что это не единственная выставка, которую они посещают. Никогда, на самом деле, не думала, что на таком мероприятии можно получить столько позитивных и удивительных эмоций и впечатлений! И совсем не важно, где ты работаешь и чем занимаешь, веселые и странные люди есть везде, на них достаточно просто обратить внимание.


#7-8 July–August 2012

NEFTEGAZ 2012

Но с другой стороны, как показала выставка «Нефтегаз-2012», российская нефтегазовая отрасль все-таки растет и развивается. Учитывая, что в этом году в выставке приняли участие более 900 компаний, то посмотреть действительно было на что. В течение всей выставочной недели корреспонденты НГЕ общались с участниками и выкладывали на ленте Twitter цитаты из этих интервью и новости компаний. Ниже представлены некоторые из наших «твитов»:

MWM is here at #Neftegaz2012 as well and rep Elmira Sharipova said they have seen a jump of 7-19 percent in their core market. MWM на «Нефтегазе-2012»: Эльмира Шарипова отмечает, что рынок компании увеличился с 7 до 19%.

24

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

НЕФТЕГАЗ 2012

On the other hand, the Neftegaz-2012 exhibition showed that the Russian oil and gas sector is still growing and developing. With over 900 companies in attendance, there was definitely something to look at. During the week of the Congress and exhibition, OGE tweeted many participants’ comments on the state of the industry. Here are some of them:

Novas Petr Ageev said Skolkovo was a big help for his start-up: «We joined Skolkovo in December 2011 and are really happy with the results». Петр Агеев, Novas: «„Сколково“ оказал огромную поддержку компании. Мы присоединились к „Сколково“ только в декабре, но уже очень довольны результатами».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

25


NEFTEGAZ 2012

#7-8 July–August 2012

Sulzer Pumps at #Neftegaz2012 presented their line of products. “This is a very lively exhibit,” they commented. Sulzer Pumps на «Нефтегазе2012»: «Это очень „живая“ выставка».

26

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

НЕФТЕГАЗ 2012

Drillmec has been in Russia for 10 years. They say: “This is a young market for us and we expect to grow.” Компания Drillmec работает в России уже 10 лет: «Для нас это молодой рынок для нас, и мы ожидаем дальнейшего роста».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

27 2 7


NATURAL GAS

Natural Gas on the Black Sea Shelf: Will the EU Really Get It?

Природный газ на шельфе Черного моря – иллюзия или реальность для ЕС? Iliyan Petrov

Илиян Петров

ince the 1960s, developed countries have actively financed research into offshore oil extraction technologies. This has put exploration and drilling science about 10 years ahead of production science. However, the availability of onshore reserves delayed extensive interest in developing the offshore until the 1990s.

1960-х годов в развитых странах началось активное финансирование разработки технологий добычи на морском шельфе, что позволило науке в области разведки и бурения опередить производство примерно на 10 лет. В то же время, вплоть до начала 1990-х, существовала проблема технических и экономических факторов: наличие доступных запасов на суше не стимулировало разработку шельфа. С постепенным истощением ресурсов и с повышением цен на энергоносители интерес к освоению морских месторождений резко повысился.

S

Reserves vs Technologies Whereas before 1990s, the difference between the depth of exploration and extraction drilling was 2,000 meters, in early 2010, it almost disappeared (about 2,950 and 3,100 meters, respectively). Fig. 1 demonstrates the changes of depths achieved in offshore extraction over time. The 2000s saw a real breakthrough: more than 60 percent of new oil fields were discovered in marine waters of the continental shelf (see Fig. 2). According to experts, in the next 10 to 20 years the shelf will supply 30 to 40 percent of the overall hydrocarbon extraction (see Fig. 3).

Only Good Lessons from Nabucco

SOURCE / ИСТОЧНИК: MUSTANG ENGINEERING, OFFSHORE MAGAZINE

The recent events in the South Gas Corridor showed that the European Union has to actively participate in the development of their own reserves and to support their own companies. An ambitious Nabucco project failed at the very outset due to insufficient gas reserves. In March 2012, NabuccoWest, a small part of the initial project, was proposed: it comprised the construction of a medium-size (about 1,300

28

С

Запасы vs технологии Если до 1990-х разница между глубиной разведочного и добычного бурения составляла 2 000 м, то в начале 2010-х их значения почти вырвниваются (примерно 2 950 и 3 100 м, соответственно). Хронология изменения достигнутых глубин в морской добыче представлена на рис. 1. 2000-е годы стали настоящим прорывом: более 60 percent новых месторождений было открыто именно в морских акваториях континентального шельфа (см. рис. 2). И по оценкам экспертов, в ближайшие 10-20 лет шельф сможет обеспечить до 30-40% от общего объема добычи углеводородов (см. рис. 3).

«Набукко» плохому не научит Последние события в Южном газовом коридоре наглядно показали, что ЕС необходимо активно участвовать в разработке собственных ресурсов и поддерживать свои компании. Мега-проект «Набукко» сорвал● Fig. 1. ся на «увертюре» именно из-за ● Рис. 1. нехватки газовых ресурсов. В марте 2012 года был предложен «НабуккоЗапад» – лишь небольшой отрезок изначального проекта – газопровод средней дальности (около 1 300 км), средней мощности (10-20 Мкм/г), трасса которого проходит по территории ЕС. В июне 2012 года он был одобрен в качестве единственного газопровода для экспорта газа с проекта «Шах-Дениз II» в Центральную Европу. При относительно небольших затратах (всего 5-6 млрд евро) проект представляется для Европы очень выгодным, так как это вложение в собственную экономику с Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

Petrov Iliyan Ivanov Member of the Management Board of the Bulgarian Association of Russian University Graduates – Oil and Gas Section. Education: Finance and Law (universities: MGIMO / Moscow, Nancy / France, Sofia / Bulgaria). Post-graduate studies: Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Field of interest – fuel and energy sector, global energy markets, investment projects in the energy sector, property investments. Петров Илиян Иванов Член правления Ассоциации болгарских выпускников ВУЗов России – Секция «Нефть и газ». Образование: финасовое и юридическое (университеты – МГИМО / Москва, Нанси / Франция, София / Болгария), аспирант РГУ НГ им. И.М. Губкина. Сфера интересов: ТЭК, мировые энергетические рынки, инвестиционные проекты в энергетике, инвестиции в недвижимость.

km) and a medium-capacity (10 to 20 μm/g) gas pipeline through the European Union. In June 2012, it was suggested as the only gas pipeline exporting gas from Shakh-Denis II to Central Europe, which received the approval. Given relatively low costs (just about 5 to 6 billion Euros) the project seems quite cost-effective for Europe, because it invests into the local economy with a multiplier effect. Even despite the Eurozone crisis and recession (read more in “Oil Prices: Everyone Wants Stability” on page 48), EU counties and gas companies will have enough money for this project; in addition, some money would be left for the South Stream. The time losses caused by the delayed decision on Nabucco make the EU accelerate its work on its priorities: Completing the infrastructure of the regional gas ● transportation system in order to improve the security of supplies and of the market development; Developing own reserves in the Black Sea and in the ● Mediterranean Sea with the funds saved on Nabucco (about 10 to 15 billion Euros); Positioning Nabucco-West as an internal corridor ● accessible to all potential supply sources, such as: а. home production; b. Caspian gas; c. Russian gas (transit via Ukraine or the South and/or the Blue Stream). Given a continuous increase in oil and gas prices, the development of offshore fields is not an illusion or a dream. This is a good long-term opportunity for EU members in the Black Sea basin (Bulgaria and Romania) and for oil and gas companies from other counties. Everyone must realize that this will not be easy and that it will take some time before they can get cheap gas.

Offshore Fields, Technologies and SEFDRs Average estimates of certain counties reveal that only 4 to 5 percent of the Black Sea shelf has been investigated, which can be easily explained. Until mid-2000s, Eastern Europe counties received USSR and Russian gas at low prices, which did not stimulate reserve exploration or extraction technology development. As a result, the Ukrainian shelf is investigated to 3 to 5 percent, the Bulgarian shelf to 4 percent, and the Romanian shelf to 6-8 percent. However, the work at the shallow marine shelf started long ago, and intensified in the early 2000s. For example, 2 million cubic meters of gas per day is extracted in the Ukrainian sector (0.7 billion cubic meters per year); in the Bulgarian part 1 million cubic meters is extracted daily Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ эффектом мультипликатора. И даже в условиях кризиса в еврозоне и рецессии (см. «Запад пошел на снижение...» на стр. 48) для такого проекта финансов у стран ЕС и у газовых компаний хватит, еще и для Южного потока средства останутся. Потеря времени, связанная с затянувшимся решением по «Набукко», заставляет ЕС ускорить реализацию своих приоритетов, в частности: завершения инфраструктуры газотранспортной систе ● мы региона для повышения безопасности поставок и развития рынка; разработки собственных ресурсов в регионе Черного ● и Средиземного морей за счет сэкономленных на «Набукко» средств (около 10-15 млрд евро); позционирования проекта «Набукко-Запад» как вну● треннего коридора, доступного для всех потенциальных источников поставок, а именно: а. собственного производства; б. газа из Каспийского региона; в. российского газа (транзит через Украину либо через «Южный поток» и/или «Голубой поток»). На фоне стабильного повышения цен на нефть и газ освоение запасов на шельфе – это уже не иллюзия или мечта. Это перспективное направление для стран-членов ЕС в Черноморском бассейне (в особенности для Болгарии и Румынии), а также для нефтегазовых компаний из других стран. Конечно, ни у кого нет заблуждений насчет того, что все это будет легко и обеспечит поставки дешевого газа в короткие сроки.

Шельф, технологии и СПБУ По средним оценкам отдельных стран, степень изученности черноморского шельфа составляет всего 4-5%. И такой низкий уровень можно легко объяснить. До середины 2000-х страны Восточной Европы получали газ по низким ценам из СССР и России, что не стимулировало ни разведку ресурсов, ни разработку технологий их освоения. На сегодняшний день степень освоения украинского шельфа составляет около 3-5%, болгарского – 4%, румынского – 6-8%. Однако работы на мелководном шельфе ведутся уже давно, а с 2000-х стали проводиться еще более активно. Так, добыча газа в украинском секторе черноморского шельфа составляет 2 млн м³/сут (0,7 млрд м³/год), в болгарском – 1 млн м³/сут (0,36 млрд м³/год), в румынском 2 млн м³/сут (0,7 млрд м³/год), что в целом составляет 1, 15 и 6% потребления, соответственно. ● Fig. 2. ● Рис. 2.

SOURCE / ИСТОЧНИК: IHS

29


#7-8 July–August 2012

NATURAL GAS (0.36 billion cubic meters per year), and Romania produces 2 million cubic meters per day (0.7 billion cubic meters per year), which in total amounts to 1 percent, 15 percent and 6 percent of consumption, respectively. All the countries located at the shallow marine shelf (100 to 150 meters) possess functioning extraction platforms. In 2012 Ukraine purchased the Petr Godovanets self-elevating floating drilling rig (SEFDR), which can operate at the depth of up to 150 meters and drill up to 12 holes of up to 9,000 meters simultaneously (see Table 1). This platform, which has been contracted for the next 2 years, has become a real breakthrough for the country, as well as for the entire Black Sea region. The Russian Gazprom has already showed interest in operating it jointly. Other countries currently use lower-capacity platforms leased from specialized companies. However, if the shallow marine shelf proves to be advantageous enough, the owners of Black Sea waters will also purchase one or two SEFDRs, which would be enough to solve the shallow shelf drilling tasks for the next 15 to 20 years. Due to the “shale revolution” in the U.S., development of spot markets and a decrease in gas prices, SEFDRs are already offered at reasonable prices: secondhand or idle facilities are priced at $40 million (drilling capacity of up to 3,000 meters) and new ones are offered for up to $300 million (drilling capacity of up to 100

У всех стран региона на мелководном шельфе (до 100150 м) имеются действующие добывающие платформы. В 2012 году Украина приобрела самоподъемную буровую установку (СПБУ) «Петр Годованец», которая способна работать на глубине до 150 м и бурить до 12 скважин глубиной до 9 000 м одновременно (см. табл. 1). Платформа, законтрактованная на два года вперед, стала существенным прорывом как для страны, так и для всего черноморского бассейна. К ее совместному использованию уже проявил свой интерес российский «Газпром». Другие страны на данный момент используют арендуемые у специализированных фирм платформы с меньшими возможностями. Однако если мелководный шельф окажется достаточно перспективным, владельцы акваторий черноморского бассейна также пойдут на закупку однойдвух СПБУ, совместная работа которых смогла бы решить задачи по бурению на мелководном шельфе на ближайшие 15-20 лет. В условиях «сланцевой революции» в США, развития спот-рынков и снижения цен на газ, СПБУ уже предлагаются по доступным ценам: бывшие в употреблении и простаивающие установки оцениваются от $40 млн (с возможностью бурения до 3 000 м), а новые – до $300 млн (с возможностью бурения до 100 км). К слову, СПБУ «Петр Годованец» обошлась Украине в $400 млн.

Черному морю нужны инвесторы

● Fig. 3. Total hydrocarbon production. ● Рис. 3. Общий объем добычи углеводородов.

All oil liquids / Жидкая нефть

Shallow Water (no NGLs): Simple supply forecast / Мелководье (не включая конденсат): Прогноз по запасам Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

Onshore: Simple supply forecast / На суше: Прогноз по запасам

Проблемы освоения глубоководного шельфа на сегодняшний день по-прежнему остаются довольно серьезными. К этому добавляется еще и неблагоприятная специфика черноморского дна – глубина в некоторых местах дости-

All marketed gas / Товарный газ

All oil liquids / Жидкая нефть All marketed gas / Товарный газ

Year / Год

All oil liquids / Жидкая нефть

All oil liquids / Жидкая нефть All marketed gas / Товарный газ

Year / Год

30

Deep water (no NGLs): Simple supply forecast / Глубоководная добыча (не включая конденсат): Прогноз по запасам Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

Offshore: Simple supply forecast / Морская добыча: прогноз по запасам

Year / Год

All marketed gas / Товарный газ

Year / Год

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

kilometers). For example, Petr Godovanets SEFDR cost Ukraine $400 million.

Black Sea Needs Investors The development of the deep marine shelf remains quite problematic. Additional problems are created by Black Sea bottom characteristics: it may get up to 2,000 meters deep, it has a lot of steep slopes, and it contains hydrogen sulphides. For now, none of the countries in this region has technical or financial resources to independently extract hydrocarbons with deep marine shelf platforms, which cost from $500 million to $600 million. For this reason, all countries have to invite foreign investors, which have the money and the necessary technologies. When gas prices for the EU grew to $450-550 per 1,000 cubic meters in the early 2000s, Black Sea counties became a lot more active, and now we can see a tough competition in the Black Sea as they try to accelerate the development and to find investors.

Romania Has Plenty of Gas… In 2011, Romania held its first tenders, and in March 2012, the Exxon consortium (with the participation of OMV) made several successful hydrocarbon field discoveries, the reserves of which are estimated at 40 to 80 billion cubic meters. Given the current consumption level of 13 billion cubic meters, this field alone is able to supply the country with gas during three to six years or replace the import (2.5 billion cubic meters) for 20 to 40 years. According to preliminary estimates, up to 60 million tons of oil equivalent will be extracted there.

…and So Does Bulgaria In March 2012, Bulgaria also invited tenders, and in July Total-OMV-Repsol won the Khan Asparukh field with a total area of about 15,000 sq. meters (15 kilometers away from the Neptun plot). Three exploration holes are to be

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ гает 2 000 м и более, частые крутые перепады склонов и наличие сероводорода. Пока ни одна страна в данном регионе не имеет ни технических, ни финансовых возможностей для самостоятельной добычи углеводородов при помощи глубоководных морских буровых платформ, цена которых может составлять $500-600 млн. Именно поэтому все страны вынуждены привлекать в качестве инвесторов зарубежные компании, обладающие и финансами, и необходимыми технологиями. После того, как в начале 2010-х цены на газ для ЕС увеличились до $450-550/тыс. м³, черноморские страны заметно активизировались, и теперь в Черном море можно наблюдать жесткую конкуренцию за ускоренное развитие и привлечение инвесторов.

В Румынии газа много… В 2011 году Румыния провела первые тендеры, и в марте 2012 консорциуму Exxon (при участии OMV) на первом выигранном участке «Нептун» удалось сделать несколько успешных открытий залежей углеводородов, запасы которых оцениваются в 40-80 млрд м³. При нынешнем уровне потребления – 13 млрд м³ – один только этот участок сможет обеспечивать газом местный рынок в течение трех-шести лет или заменить импорт (2,5 млрд м³) на 20-40 лет. По предварительным оценкам, на шельфе планируется добывать до 60 млн т н.э.

…и в Болгарии не меньше В марте 2012 года Болгария также объявила о проведении конкурса, и в июле консорциум Total-OMV-Repsol выиграл участок «Хан Аспарух», площадь которого составляет около 15 тыс. м² (расположен в 15 км от участка «Нептун»). В ближайшие три года планируется пробурить три разведочных скважины. Потенциал данного участка – от 20 до 40 млрд м³ газа. В перспективе это позволит обеспечить

SOURCE: OGE / ИСТОЧНИК: НГЕ

● Fig. 4. Southern gas corridor. ● Рис. 4. Южный газовый коридор.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31


#7-8 July–August 2012

NATURAL GAS drilled in the next three years. The potential of this field is 20 to 40 billion cubic meters of gas. In future, it will satisfy the current consumers’ needs (2.5 to 3 billion cubic meters) for 6 to 12 year and replace import (2.2 to 2.4 billion cubic meters/1.9 to 2 million tons of oil equivalent) for 10 to 18 years. Total reserves in the Bulgarian waters may equal 100 to 200 billion cubic meters, which satisfies the current consumption for 40 to 70 years, given the expected production costs of $250 to $300 per 1,000 cubic meters. At the first glance, the forecast looks quite optimistic; however, from the technical point of view, it is hard to achieve in just three to five years. There will not be any economic advantages in these explorations if low-cost gas is provided from the Caspian region and the Middle Asia via the South Gas Corridor. So for now, the increasing local gas share in consumption may improve the energy balance structure and significantly lower oil import (to 4 to 5 million tons a year); however, complete independence does not look realistic.

Disputed Strait Other Black Sea countries are also getting active on the shelf. Russia, for example, included the Black Sea basin in the list of priorities, and set a zero MET rate for the region since 2012; Ukraine plans to hold two tenders for deep water fields this year. In July, Russia and Ukraine signed an agreement on dividing the Black Sea and Azov Sea territories, which, according to the mass media, resolved the territorial dispute, but not the economic one. In accordance ● Fig. 5. Hydrocarbon production in the Black Sea Basin countries. ● Рис. 5. Добыча углеводородов странами черноморского

бассейна.

текущее потребление (2,5-3 млрд м³) на 6-12 лет и замену импорта (2,2-2,4 млрд м³/1,9-2 млн т н.э.) на 10-18 лет. Общие запасы в болгарской акватории могут составлять порядка 100-200 млрд м³, что обеспечит текущее потребление на 40-70 лет при ожидаемой себестоимости $250-300/тыс. м³. На первый взгляд, прогнозы вполне оптимистичные, однако, с технической точки зрения, это трудноосуществимо в такой короткий отрезок времени, как три-пять лет. Экономического смысла в этих разработках не будет, если по Южному газовому коридору потечет газ из Каспийского региона и Средней Азии с низкой себестоимостью. Поэтому пока что за счет увеличения доли собственного газа в потреблении можно улучшить структуру энергетического баланса и существенно снизить импорт нефти (до 4-5 млн т/год), но достигнуть полной независимости пока не представляется реальным.

Спорный пролив Другие страны черноморского региона тоже проявляют активность в отношении шельфа. Россия, например, включила бассейн Черного моря в число своих приоритетов и с 2012 года установила для него нулевую ставку по НДПИ, а Украина планирует провести два аукциона по глубоководным участкам шельфа в этом году. В июле, Россия и Украина подписали договор о разделении территорий в спорных регионах Черного и Азовского морей, решив таким образом, по мнению СМИ, территориальный, но не экономический спор. Согласно договору, остров Тузла и судоходная часть канала в Керченском проливе достались Украине. Как считает гендиректор Совета по национальной стратегии Валерий Хомяков, существующее разделение может оказаться экономически выгодным для обеих сторон: Украина приобретает доступ к источникам

Bulgaria / Болгария Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

All marketed gas / Товарный газ

All marketed gas / Товарный газ

Year / Год

Turkey / Турция

All oil liquids / Жидкая нефть Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

Thousand bbls of oil equivalent per day / Добыча углеводородов (тыс. барр./сут н/э)

All marketed gas / Товарный газ

Year / Год

32

Year / Год

Romania / Румыния

All oil liquids / Жидкая нефть

Ukraine / Украина

All oil liquids / Жидкая нефть

All oil liquids / Жидкая нефть

All marketed gas / Товарный газ

Year / Год

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ

SOURCE: OGE / ИСТОЧНИК: НГЕ

● Fig. 6. Disputes between Ukraine and Romania over the

Black Sea. ● Рис. 6. Спор в Черном море между Украиной и

Румынией. энергоресурсов, а российские компании вполне могут на этом заработать.

Турция ищет независимости К освоению собственных обширных и малоизученных шельфов в Черном и Средиземном морях проявляет интерес и Турция, надеясь, что эти ресурсы смогут помочь добиться большей энергетической независимости. Рис. 5 иллюстрирует добычу углеводородов в черноморских странах. По этим данным можно судить о неплохих перспективах в Румынии и Болгарии, также прогнозируется рост в Украине и Турции. Однако ни одной из этих стран невыгодно полностью отказываться от импорта газа, так как все они играют важную роль в международных транзитных потоках. По большому счету, сейчас это и не представляется возможным.

Страсти на шельфе with this agreement, the Tuzla Island and the navigation part of the channel in the Kerch Strait belongs to Ukraine. According to Valery Khomyakov, General Director of the National Strategy Counsel, the existing division can be economically beneficial for both countries: Ukraine gets access to energy sources, and Russian companies can enjoy financial benefit.

Turkey: Seeking Independence Turkey is also getting interested in the development of its vast and under-investigated shelves in the Black Sea and in the Mediterranean Sea, hoping that these reserves will help it achieve greater energy independence. Fig. 5 illustrates the production of hydrocarbons in Black Sea countries. This data demonstrates good prospects for Romania and Bulgaria, as well as a forecasted growth in Ukraine and Turkey. However, none of the countries should entirely stop import, since all of them play an important role in international transit streams. Generally speaking, this would not be even possible now.

Ресурсный потенциал черноморского шельфа – это еще и «яблоко раздора», вокруг которого разгораются страсти по поводу дележа этих самых ресурсов. Каждая страна в регионе стремится закрепить за собой как можно больше акваторий. Острые споры между Румынией и Украиной продолжались в течение нескольких лет, и в феврале 2009 года Международный суд ООН в Гааге постановил, что о. Змеиный не может считаться частью прибрежной линии Украины. Как результат, под юрисдикцию Бухареста отошло 79,34% спорных территорий в Черном море, а в начале 2012 года на этом участке шельфа были обнаружены крупные залежи газа (см. рис. 6). Похожие споры в меньших масштабах ведутся между Болгарией и Румынией с 1994 года (см. рис. 7): Румыния предъявляла своему оппоненту претензии в том, что развитие болгарского нефтегазового промысла якобы мешает румынской добыче как на суше, так и на шельфе. Сейчас спорным участком является вышеупомянутый «Хан Аспарух», первая пробуренная скважина которого («Домино 1») открыла большие газовые запасы.

Disputes over the Shelf

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Fig. 7. Disputes between Romania and Bulgaria over the Black Sea. ● Рис. 7. Спор в Черном море между Румынией и Болгарией.

SOURCE: OGE / ИСТОЧНИК: НГЕ

The reserves of the Black Sea shelf are another apple of discord, the division of which causes numerous disputes. Each country present in the region wants to get as much water area as possible. Fierce disputes between Romania and Ukraine lasted several years; in February 2009, The Hague International Court of Justice resolved that the Zmeiny Island cannot be considered part of Ukraine. As a result, 79.34 percent of the Black Sea territories in dispute went under Bucharest jurisdiction, and in early 2012, large gas reserves were discovered in this area (see Fig. 6). Bulgaria and Romania have engaged in similar disputes, of a smaller scale, since 1994 (see Fig. 7): Romania claimed that the development of the Bulgarian oil and gas industry prevented Romania’s oil and gas production, both

33


#7-8 July–August 2012

NATURAL GAS SOURCE / ИСТОЧНИК: BSNEWS

onshore and offshore. Currently, the Следующий раунд перего● Fig. 8. Petr Godovanets Self-Elevating Floating aforementioned Khan Asparukh is воров по спорным территориям Drilling Rig (SEFDR). under dispute, where the drilling of между Румынией и Болгарией ● Рис. 8. Самоподъемная плавучая буровая the first hole (Domino 1) revealed ожидается еще до конца текущего установка (СПБУ) «Петр Годованец». large reserves. года. И если этот спор не удастся The next round of negotiaразрешить по взаимному соглаtions on disputed territories between сию, Бухарест намерен обратитьRomania and Bulgaria is expected to ся в Международный суд в Гааге. take place by the end of this year. If Интерес для Румынии представthis dispute is not resolved by mutual ляют 300 км² черноморской терconsent, Bucharest will appeal to the ритории, что не так много по International Court of Justice in The сравнению с украинским споHague. Romania is keen on obtaining ром. В претензиях Румынии уга300 sq kilometers of the Black Sea дываются ее возможные планы territories, which is not that much, по морским газопроводам, ведь compared with the Ukrainian disв случае удовлетворения румынpute. Romania’s claims point to its ских требований, страна полуpossible plans in terms of marine gas чит примерно 50 м пограничной pipelines: if the Romanian request is зоны рядом с континентальsatisfied, the country will receive 50 ным плато Турции, что лишит meters of area bordering the Turkish Болгарию прямого контакта с continental plateau, which would deprive Bulgaria of Украиной. Румынии бы это позволило в будущем провеdirect access to Ukraine. This would allow Romania to lay сти трубы по дну Черного моря напрямую между своими pipelines along the Black Sea bottom between its own and и турецкими акваториями. the Turkish waters. Все эти события, разворачивающиеся на черноморThese events on the Black Sea arena promise a very ской арене, ожидает не менее интересное и интригующее interesting and intriguing continuation and may significantly продолжение, которое может в значительной степени change the energy profile of the countries in this region. повлиять на энергетические профили стран региона.

● Table 1. Brief description of Self-Elevating Floating Drilling Rigs. ● Табл. 1. Краткая характеристика самоподъемных плавучих буровых установок (СПБУ).

Characteristics / Характеристики

Petr Godovanets / «Петр Годованец»

Tavrida / «Таврида»

Sivash / «Сиваш»

Year built / Год постройки

2010

1995

1979

Max drilling depth, meters / Максимальная глубина бурения, м

9 144

6 000

6 000

Max sea depth, meters / Максимальная глубина моря, м

120

До 76

До 76

Number of pillar strings / Количество опорных колонн

3

4

4

Cantilever / Наличие кантилевера

Yes / есть

Yes / есть

Hook load rating, ton-force / Максимальная нагрузка на крюк, тс

680

380

380

Diesel generators power, kW / Мощность основных дизельных генераторов, кВт

10 750

5 440

5 440

Number of wells from one posing / Бурение скважин с одной постановки, ед.

12

6

2

Drilling rate / Скорость бурения

twice as fast / в два раза выше

Drilling quality / Качество бурения

American Petroleum Institute (API) USSR Technical USSR Technical Standards / Стандарты Американского Regulations / По единым Regulations / По единым нефтяного института (АНИ) техправилам СССР техправилам СССР

Health and safety standarts / Соответствие нормам охраны труда

Ukraine and international rules / Украины и международным стандартам

Ukraine/ Украины

Ukraine / Украины

Environmental and sanitary requirements / Соответствие экологическим и сантребованиям

Ukraine and international rules / Украины и международным стандартам

Ukraine / Украины

Ukraine / Украины

Self-support, days / Автономность, сут

30

30

30

Crew, people / Экипаж, чел.

112

60

60

SOURCE: NEFTERYNOK / ИСТОЧНИК: «НЕФТЕРЫНОК»

34

Oil&GasEURASIA


GAS PRICES

Ukraine Looks to Foreign Investors To Shake Russian Gas Dependence

Зарубежные инвесторы для Украины ослабят зависимость от российского газа Tom Balmforth

Few expected a breakthrough in the renegotiation of Ukraine’s burdensome gas contract with Russia when President Vladimir Putin met Ukrainian President Viktor Yanukovich in Yalta on July 12. And perhaps it also came as little surprise that Putin stole the headlines when he arrived four hours late to meet the Ukrainian head of state after what appeared a less than pressing photo op with a leather-clad biker known as the “Surgeon.” The diplomatic snub spoke volumes about how Russia sees itself as the ultimate arbiter in any revised gas deal that would lessen the burden to Ukraine. But in the meantime Ukraine is trying to chip away at its reliance on Russia by attracting foreign expertise to tap in to its shale gas fields and offshore reserves in the Black Sea. Немногие верили в то, что встреча Владимира Путина и Виктора Януковича, состоявшаяся 12 июля в Ялте, что-либо изменит в решении «газового вопроса». Также никого особенно не удивил и тот факт, что российский президент опоздал на встречу на четыре часа из-за «фотосессии» с байкером по прозвищу «Хирург», вновь оказавшись в центре внимания СМИ. Подобное поведение в дипломатических переговорах красноречиво свидетельствует о том, что Россия считает свое мнение в вопросе о снижении стоимости поставок «голубого топлива» в Украину решающим. Украина же, в свою очередь, пытается уменьшить зависимость от России и с этой целью приглашает иностранных специалистов для разработки месторождений сланцевого газа и запасов черноморского шельфа. 36

Том Балмфорт

U

kraine’s President Yanukovich has wanted to revise the price Ukraine pays for Russian gas since he came to office in February 2010, a year after his bitter rival Yulia Timoshenko agreed the current price for Russian gas with Prime Minister Vladimir Putin. Ukraine pays one of the highest prices for Russian gas in Europe. Moreover, the terms of the contract require Ukraine to import at least 52 billion cubic meters a year. At $425 per thousand cubic meters last quarter, the gas price, calculated through a complex formula pegged to the price of oil, is a burden for Ukrainian industry – even after Yanukovich bartered Russia to shave $100 off the price of gas in exchange for prolonging the lease of Russia’s Black Sea Fleet until 2042 in an arrangement known as the “Kharkiv discount.”

П

осле избрания на пост президента в феврале 2010 года, Виктор Янукович решил пересмотреть цену на российский газ, которую годом ранее его непримиримая соперница Юлия Тимошенко согласовала с Владимиром Путиным, в то время премьер-министром России. Необходимо отметить, что среди европейских стран Украина платит за «голубое топливо» из России одну из самых высоких цен. Кроме того, по условиям контракта, она должна импортировать минимум 52 млрд м3 газа в год. В последнем квартале стоимость газа, рассчитанная по сложной формуле, привязанной к стоимости нефти, составила $425 за 1 тыс. м3. Для украинской промышленности это – серьезное бремя даже с учетом так называемой «харьковской скидки» (когда Януковичу удалось добиться снижения цены на $100 в обмен на продление срока пребывания российского Черноморского флота в Украине до 2042 года). Эксперт Центра Карнеги в Брюсселе Ольга ШумилоТапиола отметила, что сейчас, при пересмотре любых Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

Olga Shumylo-Tapiola, a Ukraine expert and visiting scholar at Carnegie Europe, said Russia is in a position to dictate the terms of any revised deal, but that Ukraine has so far resisted Russia’s proposals which has led to impasse in negotiations that have lasted over a year. Moscow is prepared to make a concession either if Ukraine joins the Moscow-led Customs Union with Kazakhstan and Belarus or relinquishes a swathe of its transit pipeline network and storage facilities. On the latter, Russia has been gunning for a consortium deal whereby Russia’s Gazprom would receive a 50 percent stake. This would remove the leverage over Gazprom afforded to Ukraine’s state-owned Naftogaz by its ownership of the transit pipeline network which carried 104 billion cubic meters of Russian gas to Europe in 2011. Russia has twice accused Ukraine of stealing gas destined for Europe in the last three years and Russia still fears a repeat, should tensions escalate again at the height of winter. Last month, Gazprom agreed to advance Naftogaz $2 billion to finance its purchase of gas so as to secure the safe passage of Russian gas through Ukraine, to prevent shortfalls in westward gas deliveries. Neither of Russia’s proposed solutions has much traction in Ukraine. Yury Korolchuk, an expert with the Kiev-based Institute for Energy Research, warned that even if Ukraine relinquishes a fifty percent stake now, it may find itself having to make more concessions further down the line. “We have to take into account the difficult situation on the oil and natural gas markets – by that I mean the high prices.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЦЕНЫ НА ГАЗ договоренностей, Россия может диктовать свои условия. Украина при этом отвергала все российские предложения. Как следствие, переговоры, продолжавшиеся уже более года, зашли в тупик. Россия готова пойти на уступки, но только в том случае, если Украина согласится вступить в возглавляемый Москвой Таможенный союз или уступит свою газотранспортную сеть, включающую транзитный трубопровод и газохранилища. Россия при выборе этого варианта настаивает на создании консорциума, в котором «Газпром» получил бы 50%. Но тогда украинская госкомпания «Нафтогаз» – владелец газотранспортной инфраструктуры, обеспечившей возможность поставки в Европу в 2011 году 104 млрд м3 российского газа, утратит все рычаги давления на «Газпром». За прошедшие три года Россия дважды обвиняла Украину в краже газа, предназначенного для Европы, и боится повторения инцидента при эскалации конфликта в разгар зимы. В прошлом месяце «Газпром» согласился предоставить «Нафтогазу» $2 млрд на покупку газа и таким образом гарантировать безопасность его транзита через Украину в Европу. Ни одно из предложенных Россией решений Украину не привлекает. Юрий Корольчук, эксперт Института энергетических исследований, находящегося в Киеве, предупреждал, что, согласившись отдать 50%, Украина вынуждена будет идти на уступки и дальше. «Мы должны учитывать сложную ситуацию на рынках нефти и природного газа – под этим я подразумеваю высокие цены. Экономическая ситуация в Украине, как и в Европе, не становится лучше. Кризис продолжается, и на мировом рынке наблюдаются негативные тенденции, – отметил Корольчук. – Реальность такова, что через пять лет „Газпром“ просто потребует

37


#7-8 July–August 2012

SOURCE: PLATTS, INTERNATIONAL GAS REPORT/ISSUE 703/JULY 16, 2012 ИСТОЧНИК: PLATTS, МЕЖДУНАРОДНЫЙ ОТЧЕТ ПО ГАЗУ/ ВЫПУСК 703/ 16 ИЮЛЯ, 2012

GAS PRICES

The economic situation is not getting better in Ukraine, just as it isn’t in Europe. There are negative global trends and the economic crisis continues,” said Korolchuk. “One eventuality is that in five years time, Gazprom will simply come for the other fifty percent [of the transit network]. So in 2012 or 2013 they could get fifty percent of the transit pipelines and reserves and five years later they’ll take the rest. Ukraine will have nowhere to run and it will sell them.” Ukraine is open to the idea of a consortium, but one split between Naftogaz, Gazprom and a third European company. Analysts say that neighbor Belarus’ experience is a warning to Ukraine: Minsk has managed to negotiate Europe’s cheapest price for Russian gas but at the price of entering the Moscow-led Customs Union and relinquishing control over its pipeline infrastructure to Gazprom. Moreover, the long-term value of Ukraine’s transit infrastructure as a bargaining chip is dropping. Fewer Russian volumes are flowing through Ukraine this year due to lower European demand, the opening of NordStream as an alternative route to Europe and an increase of volumes through Belarus.

38

оставшиеся 50% (газотранспортной сети). То есть, в 2012 или 2013 году они могли бы получить половину транзитного трубопровода и хранилищ, а спустя пять – забрать то, что осталось. Украине пришлось бы все продать, так как деваться ей некуда». Украина не возражает против создания консорциума, но при условии, что все его участники «Нафтогаз», «Газпром» и европейская компания – получат равные доли. Аналитики говорят, что опыт соседней Беларуси является предостережением для Украины: Минск смог выторговать самую дешевую цену на российский газ, но за это ему пришлось стать членом Таможенного союза и предоставить «Газпрому» контроль над своей трубопроводной сетью. Кроме того, ценность украинской газотранспортной инфраструктуры как «рычага давления» в долгосрочной перспективе станет снижаться. Уже в этом году через Украину будут поставляться меньшие объемы газа. Причин тому несколько: во-первых, упал спрос на газ в Европе; во-вторых, трубопровод «Северный поток» обеспечил альтернативный путь для поставок «голубого топлива» на европейский рынок; и в-третьих, увеличился объем поставок через территорию Беларуси. Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ЦЕНЫ НА ГАЗ

Уильям Пауэлл, редактор Platts, Международный отчет по газу Сегодня Украина платит России $425 за 1 тыс. м3, что выше «спотовой» цены европейский хабов, но ниже цен по долгосрочным контрактам (для сравнения: Германии 1 тыс. м3 российского газа обходится в первом случае в $315, во втором случае по прогнозу Platts по поставкам газа в третьем квартале 2012 года обойдется в $460). На экономику и стратегию покупки российского газа, безусловно, влияют вопросы оплаты транзита газа и договоренности по Севастополю. В Украине хотели бы платить за российский газ не более $250 за 1 тыс. м3 , а также на треть сократить импорт из России – с 40 млрд м3 в 2011 году до 27 млрд м3. При этом остается неясным, что может быть предложено России в обмен на такие уступки, если они будут иметь место. «Газпром» заинтересован в создании совместного предприятия для контроля трубопроводной системы, и «продвигает» сделку уже более 15 лет, но, похоже, стороны пока не могут договориться об условиях. Украина находится в поиске альтернатив поставкам газа из России. Для замещения газа углем в энергетическом секторе был взят кредит у Китая, а также заключены сделки с рядом зарубежных газодобывающих компаний. С их помощью предполагается вывести страну на передовые позиции по сланцевому газу. Но поскольку геологическое строение сланцев довольно сложное, коммерческая добыча газа в масштабах, позволяющих не принимать во внимание Россию, – вопрос отдаленного будущего. Рассматривается также возможность строительства терминала по приему СПГ.

Against this backdrop, Ukraine would like to dispute the terms of its gas contract in court and has tried to coax Russia into legal action, according to Korolchuk. In June, Ukrainian Energy Minister Yuriy Boyko supposedly unilaterally announced that Gazprom had agreed that Naftogaz only import only 27 billion cubic meters in 2012, instead of the contracted volume of 52 billion cubic meters. Gazprom denied the charges outright. It provoked Gazprom CEO Alexei Miller to threaten to sue Ukraine if it does not import at least 80 percent of its contracted volume. But in tandem with this apparent maneuvering, Ukraine, however, has gone on a concerted drive to attract foreign investment into projects that would replace Russian gas imports. Ukraine has successfully courted Chinese sponsorship for a coal revival in order to wean itself off gas. On July 16, the Ukrainian Energy and Coal Industry Ministry told Bloomberg that China has agreed to lend Ukraine $3.7 billion to switch its power plants to coal from gas. Korolchuk said this could cut Ukraine’s consumption of Russian gas by 6 billion cubic meters. Ukraine is also looking to offshore Black Sea reserves. Ukraine’s state-owned Chernomornaftogaz, a subsidiary of Naftogaz, last year bought two drilling rigs from Singapore’s

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Корольчук отметил, что, учитывая ситуацию, Украина хотела оспорить условия газового контракта и пыталась втянуть Россию в судебное разбирательство. В июне министр энергетики Украины Юрий Бойко вроде бы по собственной инициативе объявил, что «Газпром» согласился с тем, что «Нафтогаз» в 2012 году импортирует только 27 млрд м3 газа вместо законтрактованных 52 млрд м3. Однако «Газпром» это отрицал, и его глава Алексей Миллер пригрозил предъявить иск Украине в случае, если она импортирует менее 80% от законтрактованного объема. Помимо уже упомянутых действий, Украина пытается привлечь иностранных инвесторов в проекты, которые помогли бы снизить зависимость от импорта российского газа. В частности, ей уже удалось добиться от Китая финансовой поддержки для восстановления угольной промышленности. 16 июля Министерство энергетики и угольной промышленности Украины сообщило агентству Bloomberg, что Китай согласился предоставить Украине заем в размере $3,7 млрд с целью перевода электростанций с газа на уголь. Корольчук утверждает, что эти меры позволили бы Украине сократить потребление российского газа на 6 млн м3. Надежды также возлагаются и на газовые месторождения на шельфе Черного моря. Госкомпания

39


GAS PRICES

#7-8 July–August 2012

«Черноморнафтогаз», дочернее предприятие «Нафтогаза», приобрела в проWilliam Powell, the Editor, шлом году две буровые платформы International Gas Report, Platts у сингапурской Keppel FELS с целью увеличить собственную добычу газа. Ukraine now pays Russia $425 per 1,000 cubic meters, which is more expensive than “spot” prices at В июле с одной из этих платформ European hubs ($315 per 1,000 cubic meters in Germany), but cheaper than Platts estimates to be the уже пробурили первую скважину на long-term prices for Russian gas delivered to Germany in the third quarter of 2012 ($460 per 1,000 cubic Одесском газовом месторождении в meters ). There are also the questions of transit fees and the Russian lease at Sevastopol to consider when Черном море. Поставка второй платlooking at the economic and strategic cost to Ukraine of buying Russian gas. формы ожидается в четвертом квартале Ukraine wants to pay no more than $250 per 1,000 cubic meters, and it also wants to cut its Russian 2012 года. imports by a third this year, from 40 billion cubic meters in 2011 to 27 billion cubic meters. But it is not Несмотря на обвинения в незаclear what it is offering Russia in return for these concessions, if anything. Gazprom wants to form a joint конном присвоении средств, сопроventure to control the pipes and has been pushing for a deal for over 15 years, but the two seem unable to вождавшие покупку платформ, кажagree on terms. дая из которых обошлась в $400 млн, Ukraine is looking for alternatives to Russia. It has borrowed Chinese money to help it displace gas with «Черноморнафтогаз» заявил, что надеcoal in the power generating sector, and has done a number of deals with foreign gas producers, hoping to ется их использовать для увеличения transform itself into a shale gas giant. But the geology of shale is very complicated and commercial producобъемов газодобычи до 3 млрд м 3 к tion of gas on the scale that would allow it to eliminate Russia must be many years off. It is also considerконцу 2014 года. Украина также провела несколько тендеров с целью приing building an LNG import terminal. влечь зарубежный опыт и технологии в области разработки нетрадиционных Keppel FELS in a bid to boost domestic gas production. One запасов газа. Согласно данным Управления по инфорif these rigs drilled its first well in July at the Odesskoye мации в области энергетики США, по объемам сланцеnatural gas field in the Black Sea. The second rig is expected вого газа, оцененные в 1,2 трлн м3, Украина занимает to be delivered by the fourth quarter of 2012. третье место среди европейских стран. Два зарубежных Despite embezzlement allegations surrounding the pur- «тяжеловеса» – Shell и Chevron соответственно – уже chase of the two rigs at $400 million apiece, Chernomornaftogaz стали партнерами по разведке и, в перспективе, разраhas said it hopes to use them to boost domestic gas output to 3 ботке Юзовской газоносной площади в восточной части billion cubic meters by the end of 2014. Донецкой области и Олесской газоносной площади во Ukraine has also held a series of tenders to attract Львовской области. Сообщается также, что Украина расforeign know-how and technology to tap into its uncon- сматривает вопрос о приглашении ведущих компаний к ventional gas reserves. Ukraine has the third largest shale участию в тендере на освоение Слобожанской газоносgas reserves in Europe with an estimated 1.2 trillion ной площади в восточной части Харьковской области. cubic meters, according to the U.S. Energy Information Тендер будет проводиться в сентябре. Administration. Shell and Chevron are already partnered to «Проекты хорошие, – отметила Ольга Шумилоexplore and potentially develop the Yuzovskaya shale gas Тапиола. – Но они дорогостоящи и долгосрочны. area in eastern Donetsk and the Olesskaya shale gas area in Поэтому, на мой взгляд, это больше напоминает попытLviv region respectively. Ukraine is reported to be consider- ку давления на Россию, по крайней мере в настоящий ing inviting majors to another tender for the Slobozhanska момент. Возможно, там, наконец, возьмутся за ум, так как shale gas area in the eastern Kharkiv region in September. компании, которым теперь позволяют вести добычу в “These are good projects,” said Shumylo-Tapiola. “But Украине, относятся к делу очень серьезно». Зарубежные they are costly and they are not going to materialize very инвесторы соперничают также и за месторождения на quickly, so I would take it more as an attempt to pressure черноморском шельфе. В частности, 4 июня Украина Russia – for the moment. Maybe they will get serious about пригласила лидеров мирового рынка участвовать в it, because those companies that are now allowed to extract тендере на разработку шельфовых месторождений – in Ukraine are serious about it.” Скифского и Форосского. Юрий Корольчук сообщил, Foreign investors are vying for offshore Black Sea posi- что заявки подали Shell, ExxonMobil, Sinopec, Eni, OMV, tions too. On June 4, Ukraine invited foreign majors to a Petrobras и Total. tender for the Skifskoye and Forosskoye fields on the Black Он также отметил, что «Газпром» интересовался Sea shelf. Korolchuk said we could see bids from Shell, возможностью вести разведочные работы и разработку ExxonMobil, Sinopec, Eni, OMV, Petrobras and Total. газовых месторождений на шельфе Черного моря, но у He said Gazprom had shown interest in offshore компании нет технологий для бурения на необходимой exploration and development in the Black Sea, but does глубине. «ЛУКОЙЛ», крупнейшая частная российская not have the technology to drill deep enough. Russia’s larg- нефтекомпания, стала партнером «Черноморнафтогаза», est private oil company, LUKOIL, is also partnered with чтобы вести разведку и осуществлять добычу нефти и приChernomornaftogaz to explore and produce oil and natu- родного газа на Одесском, Безымянном и Субботинском ral gas by developing the Odesskoye, Bezymyannoye and месторождениях. По мнению Юрия Корольчука, интерес, Subbotinskoye deposits. проявляемый иностранными инвесторами, заинтересоThese signals of intent among foreign investors are a ванность иностранных инвесторов повышает престиж boost for Ukraine, according to Korolchuk. “Ukraine has украинских проектов. «У Украины нет выбора, поэтому, no choice but to attract foreign investors who can invest in чтобы снизить зависимость от российского газа, ей приgas production and thus reduce Ukraine’s dependence on ходится привлекать в газовую отрасль зарубежный капиRussian gas.” тал», – считает эксперт.

40

Oil&GasEURASIA


EXPLORATION

EAGE Promotes Basins Approach to Evaluate Offshore Reserves, Insure Sustainability

Региональное изучение бассейнов мира: Исследовать настоящее, чтобы планировать будущее Nikolai Amelin, Evgeny Petrov

Николай Амелин, Евгений Петров

n recent years, the quality of data gathered on Russia's shelf deposits is being regularly questioned. And given the country's dependency on oil and gas exports, the proper evaluation of future reserve, particularly those offshore, is a serious concern. Regional Geophysical Studies is representing a "basin oriented approach" to offshore geological investigation that envisions countries sharing information. This "Geology Without Limits" program, for which EAGE has provided information support to its membership, makes sense considering that offshore fields often cross international borders. For Russia, political demarcation has been an issue in the Barents, Black, Bering and Caspian Seas. And while countries eventually agree political borders, sharing information to better understand the reality underground, could insure sustainability of the resource base to the benefit of all stakeholders -- governments and private companies.

I

последние годы все чаще поднимаются вопросы, касающиеся регионального изучения осадочных бассейнов, объемов геологоразведочных работ на шельфе России, качества имеющихся данных и состояния ресурсной базы в целом. В предлагаемой статье описываются основные проблемы, с которыми сталкивается геологоразведка сегодня, а также возможные пути решения. Программа «Геология без границ» («Региональные геофизические исследования» направлена на более глубокое и подробное исследование бассейнов и других геологических элементов, которые, несмотря на довольно высокую степень изученности, в настоящий момент могут открыть новые перспективы для нефтегазовой отрасли. Это становится возможным благодаря активному развитию новых технологий и сотрудничеству стран (имеются в виду ведущие исследовательские институты, кафедры, компании) в регионах изучаемых акваторий.

Geological Exploration – Step by Step

ГРР – шаг за шагом

Subsoil exploration to discover new fields and their preparation for extraction can be divided into several stages of geological exploration activities. They differ in terms of scale, objects of study, objectives and expected results (see Fig. 1). This differentiation is primarily needed to determine a rational sequence of issues of different levels to solve, to evaluate performance and the quality of work at each exploration stage and to plan next stages. Each subsequent stage is dependent from the results of the previous one. International experience reveals that a certain order of exploration shortens the time and lowers the costs of finding, evaluating and preparing production fields with a long-term potential. International practice shows that the average exploration cycle on the shelf lasts 20 to 30 years, which means that all offshore fields needed at least 15 years to complete regional geologic and geophysical work and start test extraction. The opposite is true as well: if some company starts exploring a part of the shelf now, production can start in at least 20 years. In some developed countries (leaders of offshore exploration: the U.S., Norway), the exploration cycle is reduced to 10 years due to a wide range of highly advanced technologies.

Процесс изучения недр с целью выявления новых месторождений и их подготовки к промышленному освоению условно делится на несколько этапов и стадий геологоразведочных работ (ГРР). Они различаются по масштабу и характеру объектов изучения, по задачам и видам работ и ожидаемым результатам (см. рис. 1). Основные цели подобной дифференциации – определение рациональной последовательности решения задач различного уровня, оценка эффективности и качества работ на каждой стадии ГРР и планирование последующих. При этом начало каждой стадии находится в зависимости от результатов предыдущей. Мировой опыт показывает, что проводимые в определенной последовательности ГРР позволяют вовремя и с меньшими затратами выявить перспективные объекты, оценить и подготовить их к эксплуатации. В мировой практике средний цикл ГРР на шельфе составляет 20-30 лет, т.е. на всех морских месторождениях от момента первых региональных геолого-геофизических работ до начала опытно-промышленной эксплуатации прошло не менее 15 лет. Верно и обратное утверждение – если сейчас компания начинает изучение какого-либо участка шельфа, то выход на добычу возможен не ранее, чем через 20 лет.

В

Amelin Nikolai Vladimirovich, Regional Geophysical Studies, CEO. Petrov Evgeny Ignatievich, Regional Geophysical Studies, Senior Geoscientist. Амелин Николай Владимирович – ООО «Региональные геофизические исследования», генеральный директор. Петров Евгений Игнатьевич – ООО «Региональные геофизические исследования», главный геолог.

42

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА

SOURCE: REGIONAL GEOPHYSICAL STUDIES / ИСТОЧНИК: РЕГИОНАЛЬНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

● Fig. 1 ● Рис. 1

The exploration cycle was described in 1935 by Vladimir Kreiter, who was the first geoscientist to develop the procedure for field studies. The suggested exploration order served as the basis for developing a sequence of search and exploration activities in sediment basins. Today, exploration stages look significantly different due to wide variance in characteristics of the sediment basin; major oil companies have their own exploration schemes. After the adoption of the new Subsoil Law, as well as of the Statute Concerning the Procedure for the Licensing of the Use of Subsurface Resources and some other new documents regulating exploration work, the existing Regulations on the Phases and Stages of Geological Exploration Work were revised. The exploration cycle in Russia includes three stages: the regional, the search and evaluation and the exploration and operation stages (Fig. 1). Each exploration stage gives a more precise localization of reserves, decreases geological and economic risks and increases the possibility of finding an economically beneficial field. The completion of all exploration stages allows to meet the minimal requirements for the quality of geological and geophysical information and to decrease drilling risks two and a half to three times. The higher the quality of each exploration stage completion is the lower is the possibility of an error at the next stage. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В ряде развитых стран (технологических лидеров по освоению морских месторождений – США, Норвегия) цикл ГРР сокращен до 10 лет, благодаря высокой технологичности процесса. Впервые цикл ГРР был описан в 1935 году В.М. Крейтером, сформулировавшим последовательность изучения месторождений. Предложенная последовательность ГРР послужила основой для разработки схем поисковоразведочных работ в осадочных бассейнах. Сегодня стадии ГРР существенно изменились в зависимости от специфики осадочных бассейнов, и в крупных нефтяных компаниях введены собственные схемы ГРР. В связи с принятием закона «О недрах», «Положения о порядке лицензирования пользования недрами» и ряда других документов, регламентирующих проведение геолого-разведочных работ, были пересмотрены действующие «Положения об этапах и стадиях геолого-разведочных работ». Цикл ГРР, принятый в России, включает в себя три этапа – региональный, поисково-оценочный и разведочноэксплуатационный (см. рис. 1). На каждом этапе ГРР происходит более точная локализация ресурсной базы, уменьшаются геолого-экономические риски и увеличивается вероятность выявления месторождения с экономически эффективными запасами. Выполнение всех этапов ГРР обеспечивает минимальные требования к качеству геолого-геофизической информации и позволяет в два с половиной-три раза уменьшить

43


#7-8 July–August 2012

EXPLORATION The cost of investments at each subsequent exploration stage increases significantly (Fig. 1). For this reason, it is vital to minimize geological risks in order to minimize investment risks.

Investment Issues The government’s vital task is to complete the initial exploration stages, because these stages allow to determine the basic approaches to assessing an area’s potential and the expediency of further exploration. According to the IEA, global demand for energy will be growing by 1.6 percent annually until 2030. To meet it, $1 trillion should be invested into exploration by 2030 ($10 billion per year). The leading oil producing countries invest 6 to 8 percent of the value of production into exploration ($5 to $14 billion a year). In recent years, Russia has invested 0.2 to 0.25 percent into exploration and reserves restoration, in offshore as well as in onshore fields. In most developed countries, the state participates in the initial exploration stages, i.e. the regional and the search and evaluation stages, together with commercial companies, creating a unified geological databank, which

44

Инвестиционный вопрос

Political limits Политические ограничения

Проведение начальных стадий ГРР – одна из важнейших задач государства, потому что именно они формируют основные подходы к определению перспективности объектов и целесообразности дальнейшей разведки. По оценке Международного энергетического агентства, мировой спрос на энергию будет расти на 1,6% в год до 2030 года. Чтобы отвечать такому уровню спроса, необходимо ежегодно инвестировать в разведку $1 трлн вплоть до 2030 года ($10 млрд в год). В наиболее развитых нефтедобывающих странах финансирование ГРР на шельфе составляет 6-8% от стоимости произведенной продукции ($5-14 млрд в год). В России в последние годы объем финансирования на ГРР и восстановление минерально-сырьевой базы составляет 0,20,25%, включая морские и наземные месторождения. В большинстве развитых стран начальными стадиями регионального и поисково-оценочного этапов ГРР занимается как государство, так и коммерческие организации, создавая единый банк геологической информации, Significant decline in deep investigation financing in many countries который используется госуThe need to use several financing sources to share costs дарством для формирования Резкое сокращение финансирования глубинных исследований во многих странах стратегии в области недроНеобходимость в нескольких источниках финансирования для разделения финансовой нагрузки между участниками пользования, нефтяными компаниями и профильными институтами для изучеThe existing significant gap between technologies used for regional research by oil and gas companies and technoloiges used by research institutes ния осадочных бассейнов. Due to high cost of new equipment and technologies, institutes have to use outdated methods Однако в России, согласThe need to use oil companies’ experience но действующему законоСущественный разрыв между технологиями, которые применяются для региональных дательству, начальными исследований нефтегазовыми компаниями и академическими институтами Высокая стоимость новых оборудования и технологий, вынуждающая институты использовать стадиями регионального и технологии прошлого и даже позапрошлого поколений поисково-оценочного этаНеобходимость применения опыта нефтегазовых компаний пов ГРР может заниматься только государство. Из-за The need to collect and generalize the existing information and to have a full picture of the existing уменьшения объемов ГРР geologic model, which would facilitate further development the studying of the current processes and за последние десятилетия, help detect gaps in understanding the development of geologic structures текущие инвестиции в ГРР в Необходимость сбора и обобщения имеющейся информации для четкого понимания России не позволяют провосуществующей геологической модели с целью дальнейшего развития и изучения текущих процессов, а также выявления «белых пятен» в понимании развития геологических структур дить региональное изучение шельфа в должном объеме (см. рис. 2). Disputes between several countries over certain areas The need for thought-through communication between participating countries and international cooperation on the diplomatic level Наличие спорных зон, права на которые оспариваются двумя и более государствами Необходимость выверенной коммуникации между странами-участниками и координации международного сотрудничества на дипломатическом уровне

Geographic limits Географические ограничения

SOURCE: REGIONAL GEOPHYSICAL STUDIES / ИСТОЧНИК: РЕГИОНАЛЬНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Geologic limits Геологические ограничения

Technological limits Технологические ограничения

Economic limits Экономические ограничения

● Table 1 ● Табл. 1

риски неудачного бурения. При этом, чем выше качество выполнения данного этапа ГРР, тем меньше вероятность ошибки на следующем. Стоимость инвестиций на каждом последующем этапе ГРР существенно возрастаeт (см. рис. 1), именно поэтому важно минимизировать геологические риски для снижения рисков потерь инвестиций.

Lack of scientific cooperation between countries Outdated geologic information, which does not comply with the contemporary common technical standards and is often very contradictory Отсутствие научной кооперации между государствами Устаревшая геологическая информация, не отвечающая единым современным техническим стандартам и, зачастую, крайне противоречивая

Совместная работа Другая эффективная мера в мировой практике – это допуск коммерческих компаний к проведению ГРР на шельфе через лицензирование геологогеофизических съемок. Это позволяет государству сократить финансирование ГРР, оставив за собой административные функции, но, в настоящий момент, закоOil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА

SOURCE: REGIONAL GEOPHYSICAL STUDIES / ИСТОЧНИК: РЕГИОНАЛЬНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

● Fig. 2 ● Рис. 2

is used by the state to develop the soil usage strategies and by oil companies and specialized institutions to study sediment basins. However, in Russia the current legislation grants only the state the right to complete the regional and the search and evaluation exploration stages. Over the last decades, exploration volumes decreased, and current investments into exploration in Russia are not sufficient to duly perform regional shelf studies (Fig. 2).

Perfect Teamplay Another effective measure in international practice is to allow commercial companies to perform exploration offshore by licensing geoscience surveys. This allows the state to cut exploration financing while maintaining control; however, currently the Russian legislation does not stipulate any mechanism of issuing licenses to conduct exploration on off-budget funds. In addition to regulatory issues, geologic research institutions which have been studying the Russian shelf and waters for many years and know the specifics of the Russian and global waters, are not duly involved in the process. Nowadays, the participation of geologic institutions in the state exploration strategy is zero or very limited, which affects the quality and the amount of information gathered through exploration. Having the largest continental shelf, Russia should know exactly on which areas the initial exploration should be focus, have the information about the size and parameters of objects of study and know the aim, the type and the expected results of each activity to be performed. Geologic expediency and ways to achieve Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

нодательство РФ не предусматривает механизма выдачи лицензий на проведение геологоразведочных работ за внебюджетные средства. Помимо решения административно-правовых вопросов, существует проблема недостаточной вовлеченности профильных научных геологических институтов, специализировавшихся в течение многих десятилетий на геологическом изучении шельфов и акваторий РФ и понимающих проблематику изучаемых акваторий РФ и мировых океанов. Последнее время геологические институты отстранены или вовлечены не в должном объеме в формирование государственной стратегии ГРР, что сказывается на качестве и информативности ГРР. Россия, обладая самым крупным по площади континентальным шельфом, при проведении начальных стадий ГРР, должна иметь четкое понимание, в каких частях акваторий необходимо фокусировать свое внимание при проведении ГРР, масштаба и характера объекта изучения, задач и видов работ и ожидаемых результатов. При этом необходимо также учитывать геологическую целесообразность мероприятий и как достичь максимальной эффективности проводимых работ. Профильные геологические институты за многие десятилетия собрали большие базы данных и огромный научный потенциал по акваториям РФ и мировым океанам. Другим активным участником ГРР на шельфе являются недропользователи. В силу слабой изученности или низкокачественной региональной геологической информации, нефтяные компании вынуждены самостоятельно выполнять начальные этапы ГРР, однако при этом они ограничены пределами лицензионных блоков, и отсутствие полной картины геологического строения осадочного бассейна увеличивает риски и объемы инвестиций.

45


#7-8 July–August 2012

EXPLORATION the maximum efficiency should be also taken into consideration. Over decades, specialized geologic institutions have collected large databases and scientific resources related to the Russian waters and world’s oceans and seas. Subsoil users participate in exploration as well. Due to insufficient or low-quality regional geologic information, oil companies have to perform the initial exploration themselves, being restricted with licensing barriers. The lack of information about the structure of the sediment basin increases investment risks and amounts. In some cases, oil companies and research organizations encounter political barriers. Currently, almost all the world’s oceans and seas are divided between several countries where exploration regulations are very different, which significantly restricts sediment basin investigation in general.

Geology Without Limits Shelf exploration should not be limited to one coastal country or to one geologic structure. A basin’s area should be covered by a net of regional geologic profiles; only this kind of research can provide a basis for understanding the basin’s structure and history. In the authors’ opinion, regional exploration should not be restricted by any boundaries. In the process of scientific research, geographical, political or technical “barriers” have to be disregarded (see Table 1). This will make possible a full-scale basin studies rather than studies of separate geologic objects. The Geology Without Limits program unites Russian and international state institutions and organizations whose knowledge and experience are used for the development of offshore exploration projects. The program’s objective is to facilitate international marine research projects aimed at studying and understanding the geologic structure of the world’s basins and the major geologic elements of the crust. Based on the analysis of international regional offshore activities, main factors that limit exploration have been defined (see Table 1). The result of such investigations serve as a basis for further joint exploration by institutions and organizations from each of the participating coastal countries and help revise the geologic development concept and re-evaluate a basin’s oil and gas potential. Geologic authorities of the coastal countries use the obtained information within their countries’ borders to update, correct and revise their offshore exploration strategies and to consider the licensing of new areas. Large-scale investigations at the regional level lay the foundation for the increase of oil and gas potential. And in 10 to 15 years these efforts will bear fruit. All potential basins are divided between several counties, so investigation would be very limited if every country did it separately. That is why international programs that involve geologic organizations from all coastal countries and study the world’s ocean are the upcoming trend. In addition to the practical usefulness of information on the world’s basins, Russia will get a significant advantage in understanding the potential of certain regions. This knowledge will enable the country to plan ahead within the next 15 to 20 years.

46

В ряде случаев нефтяные компании и научноисследовательские организации сталкиваются и с политическими барьерами. На сегодняшний день практически все акватории мирового океана делятся несколькими государствами, которые сильно отличаются законодательной базой в области проведения ГРР, что накладывает существенные ограничения на геологическое изучение осадочного бассейна в целом.

Геология без границ Изучение осадочного бассейна не может быть ограничено акваторией только одного прибрежного государства или границами одной геологической структуры. Площадь изучаемого бассейна должна покрываться сетью региональных геологических профилей, и только такие исследования дают основу для нового понимания геологического строения и истории развития бассейна. По мнению авторов, региональные геологические исследования не признают никаких границ. Исследования не должны ограничиваться ни географическими, ни политическими, ни техническими «барьерами» (см. табл. 1). Это позволит изучать целые бассейны, а не отдельные геологические объекты. Программа «Геология без границ» объединяет российские и международные государственные научные институты и организации, чьи знания и опыт используются при формировании программ по изучению акваторий. «Геология без границ» ставит своей целью реализацию международных морских научных программ, направленных на изучение и развитие понимания геологии мировых бассейнов и крупных геологических элементов земной коры. Анализируя опыт выполнения международных региональных работ на акваториях мирового океана, удалось выделить основные факторы, ограничивающие проведение исследований (см. табл. 1). Результаты исследований такого уровня становятся базой для последующих совместных изысканий, проводимых институтами и организациями каждого из участвовавших прибрежных государств, и позволяют заново пересмотреть геологическую концепцию развития, а также произвести переоценку нефтегазового потенциала бассейна. Геологические службы прибрежных государств используют полученные материалы в пределах своих акваторий для актуализации, корректировки и пересмотра стратегии ГРР на шельфе, а также при анализе данных новых объектов для лицензирования. Масштабные геологические исследования регионального уровня закладывают фундамент для роста нефтегазового потенциала, и через 10-15 лет результаты этих усилий станут заметны. Все перспективные бассейны делятся рядом стран, и процесс изучения каждой страной в отдельности в значительной степени ограничен. Перспективным направлением станут международные программы с вовлечением геологических служб всех прибережных государств и изучение прибрежных акваторий мирового океана. Помимо практической пользы в виде получения геологической информации о бассейнах мирового океана, Российская Федерация сможет получить существенное преимущество в понимании перспектив отдельных регионов и создать основу для планирования на ближайшие 15-20 лет.

Oil&GasEURASIA


OIL PRICES

Oil Price Changes: Everyone Wants Stability Динамика цен на нефть: Всем нужна стабильность Irina Rogovaya

Ирина Роговая

he debt crisis in the Eurozone and signs of a new depression in the U.S. are controlling the oil market for the second month in a row and may continue to drive the economy in the near-term The International Monetary Fund report on the prospects for the development of the world economy published on July 16, lowered the outlook for world GDP growth from 3.3 percent to 3.2 percent. The IMF’s pessimism is reflected to a large extent in the recent worsening of affairs in developed countries, foremost the United States and the EU. It should be pointed out that the closest fundamental evaluation of the condition of the world economy will only be made next year, as IMF reports on macroeconomic stability are published no more frequently than twice a year. The first report in 2012 was issued in April, when there was far less reason for pessimism: forecasts for world GDP growth were raised for the current year from 3.3 percent to 3.5 percent (see “The GDP Growth Rate in 2013” Chart). At the same time, a July report from OPEC on the future of world energy consumption were an important sign and something of a balance to feelings of alarm on the oil market. Despite the worsening macroeconomic data in developed countries, growth in demand for oil, as expected by the cartel’s experts, will slow toward the end of 2012 and remain on roughly the same level in 2013: 88-89 million

олговой кризис в еврозоне и признаки новой депрессии в США второй месяц подряд контролируют рынок нефти, и, вероятно, останутся главными «драйверами» экономики в ближнесрочной перспективе. Отчет Международного валютного фонда о перспективах развития мировой экономики, опубликованный 16 июля, понизил прогноз роста мирового ВВП: с 3,3 до 3,2%. Пессимизм МВФ отражает значительное за последние месяцы ухудшение дел в развитых странах, и прежде всего в ЕС и США. Стоит подчеркнуть, что ближайшая фундаментальная оценка состояния мировой экономики будет дана только в следующем году, поскольку отчеты МВФ о макроэкономической стабильности публикуются не чаще двух раз в год. Первый отчет 2012 года вышел в апреле, когда причин для пессимизма было значительно меньше: прогноз роста мирового ВВП был повышен на текущий год с 3,3 до 3,5% (см. график «Динамика роста ВВП в 2013 году»). В то же время, важным знаком и, отчасти, своевременным балансиром для тревожных настроений на рынке нефти стал выход июльского доклада OPEC о перспективах мирового потребления энергоносителей. Несмотря на ухудшение данных макроэкономики развитых стран, рост мирового спроса на нефть, как ожидают эксперты картеля, замедлится к концу 2012 года и сохранится в 2013 примерно на том же уровне: 88-89 млн барр./сут (см. график «Источники спроса на нефть и рост поставок из стран вне OPEC в 2013 году»). Что касается суммарных доходов стран-членов OPEC, то они начнут неуклонно снижаться, завершив рост в 2012 году на уровне $1,154 трлн (см. рис. 1). Эпоха высоких цен на нефть на исходе, и это пока что худшая из всех новостей для экспортеров нефти, особенно для стран-моноэкспортеров. В частности, в конце июня министр энергетики Венесуэлы Рафаэль Рамирес выразил опасение, что в условиях нарастания кризиса в еврозоне и глобального экономического спада цена нефти может опуститься до минимальных значений 2008–2009 года. $35-40 за баррель – это кошмарный сон для латиноамериканских лидеров. Напомним, что базовый ориентир для текущих госрасходов Венесуэлы – $130 за баррель. Для сравнения, у России нефтяной индикатор бездефицитного бюджета – $115. И ей тоже есть о чем тревожиться.

T

Д

Возможно ли повторение кризиса 2008 года? Большинство экспертов, в том числе внутри картеля производителей нефти, все же не склонны драматизировать ● Fig. 1 ● Рис. 1

48

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ЦЕНЫ НА НЕФТЬ ● Fig. 2 ● Рис. 2

barrels/day (see “The Source of Oil Demand and Non-OPEC Supply Growth in 2013” Chart). The total income of OPEC member countries is expected to fall, ending its growth in 2012 around $1.154 trillion (see Fig. 1). That the era of high oil prices is drawing to a close is not the worst of the news for oil producers, especially for countries defined by oil exports. Specifically, at the end of June, Venezuelan Petroleum and Mining Minister Rafael Ramirez expressed concern that given the growing crisis in the Eurozone and the global economic dip, the price of oil could drop to the minimum marks seen in 2008 and 2009. $35-40 per barrel is a nightmare for Latin American leaders. The baseline for Venezuela’s state expenses is $130 per barrel. For the sake of comparison, Russia calculates $115 per barrel are needed to keep its budget in the black. Though Russia also has a cause for alarm.

Another 2008 Shock? Most experts, including those in the cartel of itself, are not inclined to dramatize current events. “The negative trend in GDP in developing countries is not a crisis, but a transition to a lower rate of growth,” OEC General Secretary Abdalla Salem El-Badri said speaking at the 13th International Oil Summit in Paris on May 3, 2012. The General Secretary presented convincing arguments that the oil market was fairly balanced and able to withstand strong pressure, including geopolitical risks. But the price of oil, which more or less remained even inside a corridor of $95-110 from February to May, has in the past two months been extremely volatile (see Fig. 2). The swift drop in oil prices in June was due first to investors wariness ahead of the EU summit which was meant to determine Greece’s fate and coordinate steps to fight the Eurozone debt crisis. Second, oil prices dropped sharply in response to the generally slack growth in the world economy and its attendant drop in demand for energy. On June 21, WTI dropped under $80 per barrel – its lowest point since October 2011. Brent fell below $93 per barrel, reaching a two-year minimum (December 2010). The strongest pressure in oil prices in mid-June came from data on increased commercial oil reserves in the United States and less consumption of oil products overall. Demand for oil products in the week of 10-15 June fell Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

текущие события. «Негативная динамика по ВВП развитых стран – это не кризис, а переход к более низкой траектории роста», – заявил генеральный секретарь OPEC Абдалла Салем аль-Бадри, выступая с докладом на XIII Международном нефтяном саммите в Париже 3 мая 2012. Он привел вполне убедительные аргументы, что нефтяной рынок сегодня достаточно обеспечен и сбалансирован, чтобы противодействовать сильному давлению, в том числе геополитическим рискам. Но цены на нефть, относительно ровно продержавшись с конца февраля по май в коридоре $95-110, в последние два месяца показывают чрезмерную волатильность (см. рис. 2). Усиление падения цен в июне было связано, во-первых, с ростом напряженности среди инвесторов в преддверии саммита ЕС, который должен был решить участь Греции и, в целом, скоординировать меры по борьбе с долговым кризисом в Еврозоне. Во-вторых, нефть резко дешевела на фоне общего ослабления роста мировой экономики и снижения спроса на энергоносители. Так, 21 июня стоимость WTI опустилась ниже $80 за баррель – минимум с октября 2011 года. Brent упала ниже $93 за баррель, достигнув двухлетнего минимума (декабрь 2010 года). Сильнейшее давление на нефтяные котировки в середине июня оказали также данные об увеличении коммерческих запасов сырой нефти в США на фоне снижения потребления нефтепродуктов. Спрос на все виды моторного топлива за неделю 10-15 июня упал почти на 5%. При этом резерв нефти в США за тот же период вырос на 2,86 млн баррелей, достигнув 307,9 млн баррелей – рекордно высокий показатель с июля 1990 года. В июле внимание бирж было приковано в основном к мерам регуляторов ЕС по спасению европейских банков, а также к выходу данных о балансе спроса и предложения на рынке энергоносителей. Так, после резкого подъема на итогах саммита ЕС, котировки августовских фьючерсов в начале июля так же быстро снижались, в том числе и на фоне данных о росте безработицы в США (он стабильно превышает 8% уже на протяжении более 40 месяцев). Стоит ожидать, что, даже в случае усиления спада в США и обострения долгового кризиса в ЕС (а для этого есть серьезные предпосылки, судя по прогнозу Еврокомиссии на конец 2012 года; см. рис. 3), слишком сильного обрушения цен на нефть не случится. Своеобразным стабилизатором напряжения на рынке энергоносителей сегодня и в ближайшей перспективе остается политическая напряженность на Ближнем Востоке.

Эмбарго или бумеранг? Наряду с конфликтом в Сирии, к ближневосточным рискам относится все еще не закрытый вопрос блокады Ормузского пролива – основного водного пути для экспорта ближневосточной нефти, которая составляет более 20% в корзине западных импортеров. В начале июля правительство Ирана внесло в меджлис законопроект о запрете движения танкеров с нефтью в Европу и США через Ормузский пролив. Иран также намерен ввести запрет на все виды экспорта нефти в страны ЕC сроком от 5 до 15 лет, частично уже реализовав угрозу

49


#7-8 July–August 2012

OIL PRICES almost 5 percent. Meanwhile, U.S. oil reserves in the same period grew 2.86 million barrels to 307.9 million barrels – a record-high figure since July 1990. In July the market’s attention was riveted to steps being taken by EU regulators to save European banks, and the publication of data on the balance of demand and supply on the energy market. After a swift spike after the EU summit, August futures at the beginning of July receded just as quickly. Added pressure came from U.S. unemployment data (which has been above 8 percent for over 40 months in a row now). Still, one can expect that oil prices will not drop catastrophically, even if the trend gains strength in the United States and the crisis in the EU deepens (and there are serious reasons to believe this might happen, judging from the European Commission’s forecast for the end of 2012, see Chart 3). Somewhat ironically, the tension in the Middle East is a mitigating factor contributing to the relative stability on the energy market.

200

● Fig. 3 ● Рис. 3

150

100

50

0

Embargo or Boomerang? Along with the conflict in Syria, risks in the Middle East include the open issue of the Strait of Hormuz – the main body of water via which oil is exported from the Middle East; that oil makes up over 20 percent of Western countries’ imports. At the beginning of July, Iran introduced a bill to its Majlis to ban the movement of oil tankers to Europe and the United States via the strait. Iran also intends to introduce a ban on all types of oil exports to EU countries from five to 15 years, and has already partially carried out its threat against Spain and Greece. Other harsh countermeasures may also be taken in response to Western sanctions against the Iranian nuclear program. Since July 1, a full embargo has been in place on supplies of Iranian ● Fig. 4 ● Рис. 4

остановкой экспорта в Грецию и Испанию. Возможны и другие жесткие контрмеры в ответ на санкции Запада против иранской ядерной программы. Напомним, эмбарго (полный запрет) на поставки иранской нефти в ЕС и США действует с 1 июля. Но это не оказало сильного давления на цены, поскольку инвесторы сполна отыграли потери иранской нефти еще в январе: Brent поднималась до $126, и это максимум за последние шесть месяцев. К тому же, иранская нефть не играет значительной роли в потребительской корзине Европы. В 2011 году страны ЕС закупали порядка 450 тыс. барр. иранской нефти в сутки, при том что общий объем добычи в Иране 2,3-2,9 млн барр./сут. Но кто кого наказал вводом эмбарго – это тоже вопрос. Львиная доля (порядка 70%) иранской нефти традиционно поставлялась на юг Европы, причем на более выгодных условиях, чем предлагают Евросоюзу другие партнеры Ирана по OPEC. По данным Министерства энергоресурсов Ирана, в 2011 году в тройке основных клиентов на европейском рынке были Италия (180 тыс. барр./сут), Испания (160 тыс. барр./сут) и Греция (100 тыс. барр./сут). Именно эти страны, которые сегодня имеют наибольшие проблемы бюджетного дефицита и, в целом, представляют угрозу единству Еврозоны, сейчас, по сути, лишены возможности экономить бюджет на закупках более дешевой ближневосточной нефти. В частности, Ливия как потенциальный заместитель Ирана на европейском рынке уже выставляет другие условия. Кроме того, аналитики напоминают, что многие поставки иранской нефти в Европу осуществлялись в счет погашения ранее выданных кредитов. Так, по некоторым данным, иранский долг Германии составляет сегодня более 2,5 млн евро, что не исключает возможности продолжения поставок иранской нефти в обход эмбарго, по крайней мере, в одну из стран ЕС.

Всем нужна стабильность Согласно текущему базовому прогнозу по Еврозоне, подготовленному Oxford Economics, в течение ближайших двух лет нефтяные цены продолжат дрейфовать вниз, но не выходя из «зеленого» для мировой экономики коридора $80-100 за баррель. Этот прогноз совпадает с ожиданиями Всемирного банка (см. рис. 4). В свою очередь, аналитики

50

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

oil to the EU and the United States. Nevertheless, this has not put serious pressure on prices since investors played out the loss of Iranian oil in January, with Brent rising to $126, the maximum for the past six months. In addition, Iranian oil does not play a significant role in Europe’s consumer basket. In 2011, EU countries bought around 450,000 barrels of Iranian oil a day. Iran’s daily production volumes is 2.3-2.9 million barrels per day. So, the question remains – who has embargoed whom? The lion’s share (about 70 percent) of Iranian oil is traditionally delivered to southern Europe and traditionally on better terms than Iran’s partners in OPEC offer the rest of the EU. According to data from the Iranian Energy Resources Ministry, in 2011 its top three clients on the European market were Italy (180,000 barrels per day), Spain (160,000 barrels per day) and Greece (100,000 barrels per day). It is these countries which today have the biggest budget deficit problems in Europe and overall present a threat to the unity of the Eurozone and are essentially deprived today of saving money by purchasing the cheaper oil from the Middle East. Libya, which could potentially replace Iran on the European market is already insisting on different conditions. Besides this, analysts point out that many deliveries of Iranian oil to Europe were done to cover debt from earlier credits. According to some data, Iran’s debt to Germany today is over 2.5 million Euros; this allows the possibility of at least one country in the EU continuing to accept deliveries of Iranian oil in circumvention of the embargo.

Everyone Needs Stability According to the current base forecast for the Eurozone prepared by Oxford Economics, within the next two years oil prices will continue to drift lower, but not beyond the bounds of the “green” corridor for the world economy – $80-100 per barrel. This forecast coincides with the expectations of the World Bank (see Fig. 4). Meanwhile, S&P analysts presented three scenarios for the energy market in June. In the base scenario, oil will remain at $100 per barrel. S&P calculates that the likelihood of a stressful scenario in which the price of oil drops below $60 per barrel (the bottom in 2009) is 1:3. Analysts believe that given today’s state of economic and geopolitical affairs, strong political will would be needed to force the price of oil below $70-80 (the current level of effective production). So far, that will is nowhere to be seen. Recent events have shown that nobody is interested in the Eurozone breaking apart. And nobody wants a war in the Persian Gulf. Furthermore, nobody today intends to force the production of less valuable oil. At least that is what OPEC leaders promised during the recent summit. “Stability on the market should be at the center of our attention,” General Secretary Abdalla El-Badri said. Even Saudi Arabia, which consistently violates OPEC discipline in over-producing its quotas, announced at the beginning of July that it would review its margins to determine a higher price for Saudi supplies ordered on August contracts. Analysts noted that the average price of oil supplied to Europe and Asia had jumped (by $0.85 and $0.66 per barrel respectively), a fact which could be seen as proof that the collective members of the cartel will not let prices fall under $100 per barrel. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЦЕНЫ НА НЕФТЬ

S&P представили в июле три прогнозных сценария для рынка энергоносителей. При базовом сценарии нефть останется на уровне $100 за баррель. При умеренном – $80 за баррель. Вероятность стрессового сценария, когда цены упадут до $60 (уровень «дна» 2009 года), S&P оценивает менее чем 1:3. По мнению аналитиков, для того чтобы при нынешнем раскладе всех экономических и геополитических рисков насильственно опустить цену нефти ниже $80-70 (текущий уровень эффективной добычи), потребуется достаточно сильная политическая воля. Но пока такой воли не видно ниоткуда. Как показывают все последние события, никто не желает развала Eврозоны. Никто не хочет войны в Персидском заливе. И никто не намерен сегодня форсировать добычу дешевеющей нефти. По крайней мере, это гарантировали лидеры OPEC на недавнем нефтяном саммите. «Стабильность рынка должна быть в центре нашего внимания», – сказал генсек картеля Абдалла аль-Бадри. Даже Саудовская Аравия, будучи «записным нарушителем дисциплины» OPEC по части превышения квот добычи и демпинга на рынке, объявила в начале июля о пересмотре своей маржи (скидок и надбавок к биржевым ценам на нефть), что будет определять более высокую стоимость поставки саудовской нефти по контрактам на август. Аналитики отметили особенно заметное повышение средней стоимости нефти на поставку в Европу и Азию (на $0.85 и $0.66 за баррель), что можно расценивать как доказательство коллективного стремления всех членов картеля не опускать цены на нефть ниже $100.

51


GAS MARKET

Gas Gains Market Share Globally With Environmental Push for Cleaner Energy

Газ вырывается вперед: перспективы на рынке природного газа Ksenia Gladkova

Ксения Гладкова

atural gas is the third most important energy source worldwide accounting for 22 percent of primary energy consumption and this percentage is forecasted to grow significantly. Today, gas plays a crucial role on the global energy arena given its availability, affordability and excellent environmental qualities. It emits 40 percent less carbon dioxide than coal and 25 percent less than oil for the same amount of energy.

риродный газ является третьим по значимости источником энергии в мире, что составляет около 22% от общего потребления. В будущем можно ожидать, что эта цифра значительно увеличится. Широкая доступность, цена и высокие экологические показатели (выбросы углекислого газа на 25 и 40% ниже, чем у нефти и угля соответственно – при этом объем получаемой энергии находится примерно на одном уровне) – все эти параметры позволяют данному ресурсу играть ключевую роль на современном энергетическом рынке. Подтвержденные запасы традиционного газа на сегодняшний день значительно выросли и приблизились к отметке 200 трлн м³. Большая часть этих запасов (около 75%) приходится на бывшие советские республики, а также страны Ближнего Востока. Потенциальная «добавка» в виде сланцевого газа увеличит общий объем ресурса как минимум вдвое, что позволит в будущем обеспечить также и экономическую эффективность добычи сланца. Крупнейшие европейские центры газодобычи находятся в Северном море и на территории Нидерландов (Гронингенское месторождение – накопленные запасы составляют 1,6 трлн м³, остаточные – 2,7 трлн м³). Начиная с 2000 года, объем мировых газовых ресурсов увеличился на 15%. В этом сыграли свою роль новые месторождения (особенно в регионах Азии и Океании) и переоценка запасов за пределами Европы. Основную часть новых месторождений составляют морские, и к 2020 году объемы оффшорной добычи могут вырасти примерно на 50%. К концу текущего десятилетия поставки природного газа могут вырасти на 20%, соответственно с ростом спроса на ресурс. Это поставит добывающие страны перед двумя проблемами. Это, прежде всего, обеспечение инвестиций, необходимых на разработку и развитие новых месторождений (в России, например, эксплуатационные расходы на новых объектах на Ямале и в регионе значительно превы-

SOURCE / ИСТОЧНИК: ТIGU/IHS CERA, GLOBAL VISION FOR GAS REPORT

N

Proven world conventional reserves grow, approaching 200 trillion cubic meters. They are highly concentrated, the FSU and Middle East countries holding about 75 percent of the total. The eventual addition of shale gas reserves would at least double this figure, provided their exploitation is economically sustainable. The main production areas in Europe are located in the North Sea and the Netherlands (Groningen field: cumulative reserves – 1.6 trillion cubic meters, the remaining reserves – 2.7 trillion cubic meters). With the discovery of new fields (particularly in Asia and Oceania) and the re-evaluation of existing fields outside Europe, world gas reserves increased by 15 percent since the year 2000. Major part of new discoveries during

П

Ksenia Gladkova, International Gas Union/IGU Secretariat, Advisor. Ксения Гладкова, Международный газовый союз/IGU секретариат, cоветник.

52

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

SOURCE / ИСТОЧНИК: IGU GLOBAL VISION FOR GAS REPORT

РЫНОК ГАЗА

this period is offshore reserves and their production should increase by about 50 percent by 2020. At the end of the current decade, global gas supply will probably increase by 20 percent, generally in line with the demand growth. But producing countries have to face two challenges. The first is to secure necessary investments to develop new production areas (Russia is an example, with production costs substantially higher for the new Yamal fields compared to the traditional fields). A stable demand growth is a key factor to allow for such development and in this sense it is critical to make sure natural gas is seen as the best solution to sustain energy demand growth while meeting emissions reduction targets. The second challenge concerns subsidized gas markets where the pricing policy has to be reassessed.

More Gas for Everybody Gas production is forecasted to grow almost everywhere in the world, (exception made for the EU market), but to a different extent. The Middle East, FSU states and the Northern offshore will represent the growing share of world gas production. In Africa and Central Asia, such growing supply is expected from the traditional players, like Qatar or Algeria, however, imports from these regions will be limited by a substantial increase of the regional gas demand. Shale gas production in the U.S. is growing at an impressive pace of 40-50 percent yearly and constitutes the major part of the overall production growth in this country. However, it is unclear whether the “shale gas revolution” Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

шают инвестиции в уже существующие месторождения). Стабильный рост спроса – это ключевой фактор, который крайне необходим для дальнейшего развития отрасли. Природный газ на данный момент вполне может обеспечить растущий спрос на энергоресурсы, и – что немаловажно – он также может удовлетворить потребность в сокращении экологически вредных выбросов. Вторая проблема касается ценовой политики на газовых рынках, нуждающейся сегодня в тщательном пересмотре.

Нужно больше газа По последним прогнозам уровень газодобычи в ближайшее время будет продолжать расти во всем мире (за исключением европейского рынка). Например, такое увеличение можно будет наблюдать в странах Ближнего Востока, на территории бывшего СССР, в северных морских регионах. Рост поставок ожидается также в Африке и Средней Азии – за счет таких поставщиков, как Алжир и Катар. Правда, их поставки будут в значительной степени ограничиваться растущим спросом на газ на региональных рынках. В Соединенных Штатах впечатляющими темпами развивается добыча сланцевого газа – прирост составляет около 40-50% в год, и это основная доля от совокупного объема добычи в стране. Сейчас трудно сказать, станет ли «сланцевая революция» повсеместной (включая зону ЕС), если принимать во внимание высокие производственные затраты на добычу сланца, а также учитывая тенденции в экологической политике многих государств.

53


#7-8 July–August 2012

GAS MARKET SOURCE / ИСТОЧНИК: ТIEA «GOLDEN AGE OF GAS», 2011

В России не так давно был сделан довольно позитивный прогноз роста отечественной добычи в кратко- и среднесрочной перспективе (подразумевается скорый – ориентировочно 22 октября – запуск в эксплуатацию Бованенковского месторождения, а также ряда других – см. «В чем нуждается российский ТЭК» на стр. 18). Независимые российские производители газа тоже увеличивают объемы своих поставок, добавляя, таким образом, к общей добыче в стране до 50 млрд м³/год газа. Газовые поставки из стран бывшего Советского Союза смогут сохранить свою стратегическую роль на европейском рынке. Более того – не исключается и дальнейшее развитие этого участия в поставках энергоресурсов ЕС. Однако дальнейшая полемика между Европой и Азией по энергетическим вопросам также воз-

Growing Demand The global demand for gas will increase by 2-3 percent per year short- and mid-term with Asia and the Middle East as the main drivers. On the European market, the growing electricity generation will drive additional demand for natural gas. The Fukushima disaster contributed to increase uncertainty about the future of nuclear power and forced some countries to put on hold its further development. This may result in a substantial fall in global nuclear power generation: minus 15 percent in 2035 according to IEA. IEA also predicts the share of nuclear power in total power generation to decrease by 50 percent. A better acceptance of natural gas as the cleanest fossil fuel and technological improvements (especially in the LNG sector) will contribute to this growth. Asia shows the most rapid growth of gas demand reinforced by the Fukushima effects. Chinese GDP growth is still substantial even if the pace has been recently slowed down following global recession. The NorthAmerican market is also growing; the EU one has evidenced some weakening of the demand but this market will remain tight at least short-term following decreasing indigenous production. Furthermore, gas is more and more considered as the only fuel capable to back up the intermittent renewables. Governments are increasingly focusing their energy policies towards the promotion of renewable energy with the objective of developing it as a major future supply base. However, due to a number of political, technical, economic and market-related factors, these renewable sources of energy need a strong backup fuel enabling the development of this technology. And even once

54

можна.

Спрос на газ растет Мировой спрос на ресурс стабильно растет на 2-3% в год. Основными «драйверами» этого роста выступают Азия и Ближний Восток. Растущее производство электроэнергии в Европе также стимулирует рост спроса на природный газ. Ядерная авария на АЭС в Фукусиме способствовала росту неуверенности в будущем атомной энергетики, что заставило некоторые страны заморозить свои атомные программы. К 2035 году, по данным IEA (Международного энергетического агентства), ожидается снижение выработки электроэнергии в мире на 15%. IEA также полагает, что доля атомной энергии в энергетическом секторе в целом уменьшится на 50%. Репутация природного газа, как самого «чистого» ископаемого топлива, а также технологические инновации (особенно для СПГ), в свою очередь, тоже поддержат развитие отрасли. Последствия аварии в Фукусиме поддержали быстрый и значительный рост спроса на газ в Азии. Вместе со спросом растут и макроэкономические показатели: в Китае, например, ВВП сохраняет довольно высокие позиции, несмотря на то, что еще недавно можно было наблюдать постепенное уменьшение показателя из-за глобальной рецессии. Растет и североамериканский рынок, в то время как ЕС по-прежнему проявляет все показатели снижения спроса. И в ближайшее время ситуация на европейском

SOURCE / ИСТОЧНИК: IEA, 2009

will take place in other regions (and in particular, the EU) taken into account environmental policies and high production costs. Russian authorities recently issued a positive forecast for domestic production growth short- and midterm, with Bovanenkovo field coming on stream, amongst others (read more in “Time’s Over for ‘Easy’ Hydrocarbons” on page 18). Independent gas producers also increase supply, adding to the overall Russian production up to 50 billion cubic meters per year mid-term. Gas supply from the FSU states will retain and develop its strategic role on the EU market. Also, there is a possibility for a continued discussion on energy issues between the EU and Asia.

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

SOURCE / ИСТОЧНИК: IGU/PFC ENERGY

developed to a large extent, the renewables will still rely on such backup fuel due to their intermittent nature. LNG share in the world gas consumption is constantly growing. LNG liquefaction capacity is expected to nearly double in 2035 compared to 2008–2009 levels, reaching 15 ttrillion cubic meters, mostly in Middle East and Australia. But the bulk of this increase will not come before 2015–2017. LNG additional demand will come from Asia, especially Japan (Japan imports almost 100 percent of LNG for its gas needs), and a few new LNG importer countries will appear on the market mid-term.

РЫНОК ГАЗА рынке будет оставаться в «напряженном» состоянии – во многом из-за уменьшения внутреннего производства. Кроме того, сегодня можно с гораздо большей уверенностью, чем раньше, говорить о том, что природный газ постепенно становится единственным источником энергии, который сможет «подстраховать» пока еще очень ненадежные возобновляемые ресурсы. Такие источники энергии, в силу многих факторов (политических, технических, экономических, рыночных), сегодня нуждаются в поддержке традиционной энергетики, чтобы в дальнейшем появилась возможность развития «возобновляемых» технологий. Эта подстраховка со стороны природного газа будет нужна, даже когда возобновляемые ресурсы окажутся на стадии полноценного развития, так как сами по себе они непостоянны. На мировом газовом рынке продолжает также возрастать и доля СПГ. К 2035 году ожидается, что объемы производства СПГ увеличатся как минимум вдвое по сравнению с объемами 2008–2009 годов, и эта цифра составит около 15 трлн м³ (преимущественно за счет Ближнего Востока и Австралии). Однако стоит заметить, что основная доля этого прироста появится не раньше рубежа 2015– 2017 годов. Дополнительные объемы спроса на СПГ будут поступать также из азиатского региона (в основном, из Японии, где практически 100% потребностей в газе покрывается импортом СПГ). Не исключено, что за это время могут появиться новые импортеры СПГ в этом регионе. Стоит отметить также, что активное развитие сланцевых месторождений в определенной степени ставит как локальные, так и мировые рынки газа под угрозу. Основной объем «нетрадиционных» видов газа (газ плотных коллекторов, угольный, сланцевый, гидратный) добывается сегодня в США, где такой газ составляет около 30% от общей американской газодобычи. «Угольные» поставщики (такие как Китай, Индия и Австралия) сегодня активно изучают возможности и потенциал добычи газа из угольных пластов. Разработки гидратного газа также представляются очень перспективными, однако все это требует определенных технологических преобразований в отрасли и, помимо всего прочего, содержит в себе элементы риска и неопределенности. По материалам IGU, IEA, CERA, CEDIGAZ

However, spreading shale gas production in regions traditionally importing LNG may eventually threaten the tight market. Unconventional gas (tight gas, gas from coal beds, shale gas and methane hydrates) reserves are considerable. These gases (excluding hydrates) are mainly produced in the United States, accounting for 30 percent of the domestic production. “Coal” countries, like China, India and Australia, are also envisaging the possibility to produce and use the gas contained in coal deposits. Prospects for exploitation of methane hydrates, whose reserves are particularly important, are still uncertain given the technological challenges and operational risks. Sources used: IGU, IEA, CERA, CEDIGAZ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE / ИСТОЧНИК: IEA WEO 2011

SOURCE / ИСТОЧНИК: IGU/IHS CERA, GLOBAL VISION FOR GAS REPORT

55


OIL TREATMENT

Oil Cavitation Treatment to Prevent Formation of Paraffin Deposits Кавитационная обработка нефти против парафиновых отложений Alexei Kruptsev, Sergei Zhukov, Alexander Nikonov

Алексей Крупцев, Сергей Жуков, Александр Никонов

This technology is promoted by ROMANCAPITALINNOVATIONS Engineering Center, started up by ROMAN CAPITAL and Energomashavtomatika with the partcipation of Mendeleev Chemical Technology University and MIPT

Продвижение данной технологии осуществляется инжиниринговым центром ROMANCAPITALINNOVATIONS, созданным ОАО «РОМАН КЭПИТАЛ» и ООО «Энергомашавтоматика» при участии РХТУ и МФТИ.

T

he problem of paraffin deposits in pipelines exists yet for a long time. Many techniques have been developed to eliminate paraffin accumulation; they may be divided into two groups: certain techniques are used directly to clean pipe walls from the deposits while other ones are intended to prevent their formation. The last attitude is more efficient both from engineering and environmental viewpoints. Recently designed, a hydrodynamic vortex cavitating device is attributed to the second group. Its intended use is to create the uniform fine gas-liquid emulsion (natural gas-oil). As a result of device operation, the flow of the uniform gas-oil mixture is created, which results in less hydraulic resistance during its transportation in a pipe as well as in paraffin deposit prevention. Two versions of the device are designed up to date: submerged and land-based one.

Inside a Well and on the Surface The basic objective of a submerged version is to prevent the formation of asphaltene-paraffin deposits on the walls of tubing strings (TS) in wells. This type of the device is called hydrodynamic ultrasound deparaffinization device (HUD). Fig. 1 illustrates HUD position [2] after its installation in a well. In the given

● Fig. 1. Showing ultrasound deparaffinization device installation

in the borehole. ● Рис. 1. Схема установки ультразвукового

депарафинизатора в стволе скважины.

56

П

роблема парафиновых отложений в трубопроводах существует уже давно. Для борьбы с парафинами разработано множество методов, которые можно разделить на две группы: одни из них непосредственно очищают стенки трубопровода от этих отложений, другие призваны предотвратить их появление, что представляется более эффективным как с технологической, так и с экологической точки зрения. Ко второй группе относится разработанный недавно гидродинамический вихревой кавитационный аппарат, задача которого состоит в создании гомогенной мелкодисперсной газожидкостной эмульсии (природный газ – нефть). В результате работы аппарата создается поток однородной газонефтяной смеси, при транспортировке которой по трубопроводу оказывается меньшее гидравлическое сопротивление, а также предотвращаются парафиновые отложения. На сегодняшний день создано две модификации аппарата: погружная и наземная.

Внутри скважины и на поверхности Основная задача погружной модификации заключается в предотвращении асфальтенопарафиновых отложений на стенках насоснокомпрессорных труб (НКТ) в скважинах. Данный тип аппарата получил название гидродинамический ультразвуковой депарафинизатор (ГУД). На рис. 1 представлено расположение ГУД [2] после его установки в скважину. В рассматриваемом примере устройство расположено непосредственно над насосом [1], который подает нефть на поверхность [4]. Обработанная нефть поступает наверх по насосно-компрессионной трубе [3], после чего перекачивается наземным путем [5] в накопительные емкости. При таком расположении ГУД используется потенциальная энергия столба жидкости Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ОБРАБОТКА НЕФТИ

example, the device is (газонефтяной смеси), котоlocated directly above a рый располагается в скважине pump [1] that transports над аппаратом. Таким образом oil to the surface. Treated оказывается большее давление, oil comes to surface [4] via что, в свою очередь, способtubing string [3] and then ствует выделению большего is pumped overland into объема энергии при кавитаstorage tanks [5]. ции в ГУД. Potential energy of a С помощью ГУД, который fluid column (gas-oil mixустанавливается в скважине на ture), which is located in ● Fig. 2. Showing cavitating device general view (surface modification). колонне НКТ, можно решить a well over the device, is ● Рис. 2. Общий вид кавитационного аппарата (наземная две основные задачи: used at such HUD posi- модификация) во-первых, снижаются ● tion. Higher pressure is эксплуатационные затраты на exerted in such a way proобслуживание скважины; moting, in turn, emission of higher energy during cavita- ● во-вторых, оптимизируется энергопотребление при tion in HUD. подъеме сырья на поверхность. Two main problems may be solved using a HUD Наземная модификация применяется в трубопроводах installed in a well at a tubing string: на поверхности для облегчения прокачки (как основная First of all, operating costs are decreased for well задача) и предотвращения отложений. Устройство уста● навливается на байпасе к основному трубопроводу. При maintenance; and Secondly, energy consumption is optimized while raw вводе в работу открываются задвижки на байпасе по обе ● стороны от аппарата и перекрывают задвижку на основном brining to the surface. Land-based version of the device is used in overland трубопроводе, которая расположена между врезкой в него pipelines for pumping promotion (as the main task) and входной и выходной части трубы байпаса. deposit formation. This device is mounted on the bypass to Технические характеристики ГУД: the main pipeline. During the device putting into operation, the dampers on both sides of the device are opened while Диапазон производительности: ...............................5-500 м³/сут; closing the damper located in a main pipeline between the Максимальное давление на bypass inlet and outlet. уровне установки аппарата: ............... 100 мПа (1000 кгс/см²); Максимальный перепад давления HUD specifications: на устройстве: ...................................................до 1 мПа (10 кгс/см²); Кинематическая вязкость Capacity range: ......................................................5-500 cu. m/day; обрабатываемого продукта: ......................................... -1 – 100 сСт. Maximum pressure at the device mounting level: ................................... 100 mPa (1000 kgf/cm²); Принцип работы: Maximum pressure drop along the device: ...............................up to 1 mPa (10 kgf/cm²); Принципы работы простейшего вихревого генераKinematical viscosity тора волн давления (далее: акустический генератор или of the product being treated: ................................... -1 – 100 cSt. осциллятор) можно увидеть на рис. 3. При подаче жидкости через тангенциальное отверстие How does it work? [2] диаметром d внутри камеры завихрения [3] и выходного Fig. 3 illustrates the operating principle of the simplest сопла [4] генератора образуется система двух закрученных vortex pressure wave former (hereinafter acoustic genera- потоков. По периферии камеры движется так называемый первичный вихрь (I), имеющий в поперечном сечении tor or oscillator). During fluid supply via tangential hole [2], the system форму кольца с наружным радиусом R=D/2 и внутренcontaining two swirling flows is formed in vortex chamber ним rm. Этот поток представляет собой рабочую жидкость, [3] and outlet nozzle [4]. A so-called primary whirl moves подаваемую в генератор. Приосевую область вихревой along the chamber circumference area (I), which is ring- камеры занимает вторичный вихрь (II), вращающийся как квазитвердое тело. Он образу● Fig. 3 ется вследствие вовлечения в ● Рис. 3 движение первичным потоком жидкости из окружающей среды, в которую истекает жидкость из генератора.

Основные физические параметры Проведенные опыты с оборудованием показали, что в случае незатопленного истечения струи жидкости (например, при ее истечении в газообразную среду) движение Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57


#7-8 July–August 2012

OIL TREATMENT shaped with outer radius R=D/2 and internal one rm. This flow is a working fluid that is supplied into a generator. Secondary whirl (II) occupies the near-axial area of the chamber and rotates as a quasi-solid body. Primary whirl involves into motion the liquid from surrounding medium, in which the liquid flows from the generator, thus forming the secondary whirl.

Basic Physical Parameters The experiments performed have shown that a flow motion remains stable in case of free-discharging liquid jet (for example, during its discharge into gaseous environment); and there is no pressure and speed fluctuation in a flow. If the discharge of a swirled jet is immersed (i.e. operating fluid in a vortex chamber and surrounding matter is in the same – liquid – state), regular pressure fluctuations are generated in a flow at certain dimensions of a vortex chamber as well as of an inlet and outlet nozzle. Their frequency and magnitude depend upon the medium flow rate, dimensions of a vortex generator, input and output pressure. Fig. 4 shows acoustic oscillations in audible and ultrasound parts of the spectrum with considerable intensity caused by pressure fluctuation and observed in surrounding medium. In case of an immersed discharge, the secondary flow deviates from the vortex chamber axis and makes circular precession motion around it. In this case, displacement amplitude ε of the secondary whirl may achieve its maximum at a certain dimension ratio. Deviation of the secondary flow causes deformation of the primary one at their interface. Self-oscillations in the swirled fluid flow are caused by speed and pressure oscillations in the primary whirl, which are induced by periodical deformation of its borders by the secondary whirl, which makes precession rotational motions relatively the chamber axis. Development of the secondary whirl precessions becomes possible only in the case, when the rotational component distribution in it comes near the rigid body rotation law u/r=const, where u is the tangential component of the secondary whirl speed; r is the whirl current radius. In this case, the amount of rotational energy transmitted from the primary whirl to the secondary one, becomes so significant that its part is transformed into the lateral oscillation energy. Mathematical simulation of a vortex flow is sufficiently complicates task; it is performed by continuity and Navier-Stokes equations using numeric procedures. The study of a vortex emission has shown that there is the minimum length of a vortex chamber LMIN , within which the secondary whirl has n time to take rotational movement across the whole cross section. Thus, precession of the secondary whirl does not appear and, as a result, there is no sound emission. It follows from here that oscillations appear only at L>LMIN. Oscillation strength increas-

Cavitation Treatment accelerates oil diffusion in a paraffin cavity and intensifies the process of its destruction. Paraffin dissolving accelerates at the expense of the intensified oil agitation at the oil-paraffin interface and impact of pressure impulses, which seem to splash paraffin particles.. 58

потока остается устойчивым, и пульсации давления и скорости в потоке отсутствуют. Если же истечение закрученной струи затопленное (т.е. рабочая жидкость в вихревой камере и вещество окружающей среды находится в одном и том же – жидком – состоянии), то при определенных геометрических размерах камеры завихрения, а также входных отверстий и выходного сопла в потоке генерируются регулярные пульсации давления. Их частота и амплитуда зависят от расхода среды, размеров вихревого генератора, давления на его входе и выходе. Акустические колебания слышимого и ультразвукового спектра значительной интенсивности, фиксируемые в окружающей среде пульсации давления, представлены на рис. 4. В случае затопленного истечения вторичный поток отклоняется от оси вихревой камеры и совершает регулярное прецессионное движение вокруг нее. При этом амплитуда смещения оси вторичного вихря ε при определенном соотношении геометрических размеров может достигать максимальных значений. Отклонение вторичного потока вызывает деформацию первичного на границе их сопряжения.

● Fig. 4 ● Рис. 4

Причиной автоколебаний в закрученном потоке жидкости являются колебания скорости и давления в первичном вихре, вызванные периодической деформацией его границ вторичным вихрем, который совершает прецессионные вращательные движения относительно оси камеры. Развитие прецессий вторичного вихря становится возможным только тогда, когда распределение в нем вращательной составляющей скорости близко к закону вращения твердого тела u/r=const, где u – тангенциальная составляющая скорости вторичного вихря, r – текущий радиус вихря. В этом случае количество энергии вращения, передаваемой от первичного вихря вторичному вихрю, становится настолько значительным, что часть ее преобразуется в энергию поперечных колебаний. Математическое моделирование вихревого потока является достаточно сложной задачей и осуществляется при помощи уравнений непрерывности и Навье-Стокса с использованием численных методов. Исследования вихревого излучателя показали, что существует минимальная длина вихревой камеры LMIN в пределах которой вторичный вихрь не успевает принять вращательное движение по всему поперечному сечению. Таким образом, не возникает прецессионного движения Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ОБРАБОТКА НЕФТИ

Кавитационная обработка ускоряет диффузию нефти в полости парафина и интенсифицирует процесс его разрушения. Ускорение растворения парафина идет за счет интенсификации перемешивания нефти на границе нефть-парафин и действия импульсов давления, которые как бы разбрызгивают частицы парафина. es with the chamber length increase achieving maximum value at certain length L=LOPT and then decreases. This optimal length of a vortex chamber, from the viewpoint of intensity maximizing for acoustic oscillations, is defined by the non-dimensional parameter that depends on the basic dimensions: A=D•(D−d)/(n•d2), where n is the number of inlets. This variable is called a swirling degree. Meanwhile, LOPT directly depends upon the swirling degree of a flow. Relative diameter of the vortex chamber output nozzle is the important factor that defines acoustic irradiation frequency as well as acoustic output and generator efficiency: Dc*=Dn/D, where D is the chamber diameter; Dn is the nozzle diameter. Nozzle output diameter may not be the same as the vortex chamber diameter as it is shown in Fig, 1 since the outlet (nozzle) of the vortex chamber may both taper and expand at the output into a flooded space. Dn* in this case is the optimal diameter value. The method was developed for several parallel emitters intended to increase the magnitude of precession oscillations and to strength acoustic irradiation at the expense of hydrodynamic interaction of the flows, which come out of the acoustic generator vortex chambers and are swirled in opposite directions. It is recommended to install several vortex generators at the flow rate of the treated fluid more than 10 cu. m/ hour in order to split equally the total flow between the oscillators installed in parallel. Fig. 5 shows in cross section the layout of eight vortex oscillators, which are located symmetrically upon circumference and create the flows swirled in opposite directions (relatively the neighbor turbulizer). In such case, oscillators are mounted inside the single body of an acoustic generator. Thus, acoustic irradiation output will be mutually increased due to the interaction of the very same flows swirled in opposite directions.

Oil Cavitation Treatment During emitter operation, cavitation phenomena are observed together with acoustic wave generation. Sharp pressure drop in fluid resulting in cavitation may be caused only by hydrodynamic effects (for example, owing to Bernoulli’s law – hydrodynamic cavitation). For this cavitation type

● Fig. 5 ● Рис. 5 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

вторичного вихря и, как следствие, не происходит излучения звука. Отсюда можно сделать вывод, что колебания возникают только при L>LMIN. С увеличением длины камеры интенсивность колебаний возрастает, достигая максимального значения при некоторой длине L=LOPT, а затем уменьшается. Это оптимальное значение длины вихревой камеры, с точки зрения максимизации интенсивности акустических колебаний, определяется безразмерным параметром, зависящим от основных размеров: A=D•(D−d)/ (n•d2), где n – число входных отверстий. Данная величина называется степенью закручивания потока. При этом LOPT напрямую зависит от степени закручивания потока A. Немаловажным фактором, определяющим частоту излучения звука, а также акустическую мощность и к.п.д. генератора, является относительным диаметр выходного сопла вихревой камеры: Dc*=Dc/D, где D – диаметр камеры, Dc – диаметр сопла. Диаметр выходного сопла может быть не обязательно равен диаметру вихревой камеры, как это изображено на рис. 1, так как на выходе в затопленное пространство выходное отверстие (сопло) вихревой камеры может как сужаться, как и расширяться. Dc*, в данном случае, – оптимальное значение диаметра. Для случая нескольких параллельно расположенных излучателей был разработан способ увеличения амплитуды прецессионных колебаний и усиления звукового излучения за счет гидродинамического взаимодействия потоков, выходящих из вихревых камер акустического генератора, которые закручены в противоположных направлениях. При расходах обрабатываемой среды более 10 м³/ч рекомендуется устанавливать несколько вихревых генераторов, чтобы суммарных расход в итоге поровну «делился» между параллельно установленными осцилляторами. На рис. 5 в поперечном сечении представлено размещение восьми симметрично расположенных по окружности вихревых осцилляторов, создающих закрутку потоков в противоположных (по отношению к соседнему завихрителю) направлениях. В таком случае осцилляторы монтируются внутри единого корпуса генератора акустических колебаний. Таким образом, мощность акустического излучения будет взаимно увеличиваться благодаря взаимодействию тех самых противоположно закрученных потоков.

Кавитационная обработка нефти При работе излучателя наряду с генерацией звуковых волн наблюдаются и кавитационные явления. Резкое понижение давления в жидкости, приводящее к кавитации, может вызываться гидродинамическими эффектами (вследствие, например, закона Бернулли – гидродинамическая кавитация). При этом виде кавитации парогазовые пузырьки могут достигать больших размеров (до нескольких сантиметров), а при акустической кавитации размер пузырьков довольно не значительный – 10-3 ÷ 10-2 см. Эти пузырьки крайне неустойчивы. В зависимости от перепада давления между пузырьком и жидкостью они увеличиваются в размерах, пульсируют и схлопываются. В этом случае давление в центре пузырька резко возрастает, в результате чего в жидкости, в направлении от центра схлопнувшегося пузырька, формируется и распространяется сферическая

59


#7-8 July–August 2012

OIL TREATMENT steam-gas bubbles may be big (up to several centimeters) while during acoustic cavitation their size is small enough – 10-3 ÷ 10-2 cm. These bubbles are quite unstable. Depending upon the pressure drop between a bubble and fluid, they grow in size, pulse and collapse. In this case, the pressure in the bubble center sharply increases; as a result, a spherical pressure wave generates and expands in a fluid from the center of the collapsed bubble. Besides, a bubble collapse also results in the sharp temperature increase in it. The pressure and the temperature appeared during this process may achieve several hundreds MPa and several thousand degrees correspondingly.

Inside the Process Oil does not have viscosity, which would comply with Newton, Poiseuille or Stokes laws since long and disorderly located molecules of paraffin and resins form the flexible grid, in which a solution is located. That’s why the system maintains significant resistance to shear forces. Cavitation breaks the continuous chain and destroys the bonds between certain molecule parts. These bonds are relatively small; that’s why energy impact of an acoustic wave is quite enough to implement this process. Thus, one may note that cavitation affects the structural viscosity, i.e. Van der Waals bond opening, which are weak intermolecular bonds. Cavitation process also promotes uniform and fine distribution of water and gas bubbles initially contained in oil, which will also result in the viscosity decrease. Hydrodynamic acoustic generator (cavitating device) operates at the expense of the flow energy, which is supplied from a feed pump; and this device does not have moving parts. However, conversion of the mechanical energy portion into the energy of hydrodynamic and acoustic cavitation requires a certain pressure drop at a cavitating device, which is defined by calculation. During pilot tests of the equipment, the version of a vortex chamber was used, which was ended by an extension as a cylindrical channel with 90° turn, in order to attain the required result at fewer pressure drops at the acoustic generator. In this case, the above mentioned near-axis part of a fluid whirl assumes the spiral shape swirled along the channel axis. Besides, strong pulsating motion along the axis appears in the bent channel together with rotation in it. It promotes “smearing” gas bubbles across the channel cross section; the bubbles are separated from a fluid (gas-fluid emulsion) at the expense of centrifugal separation. During the fluid flow rotation, all gas bubbles in the flow are affected by centrifugal forces. Subject to a buoyancy force, the bubbles tend to accumulate into a compact braid near the rotational axis; however, the above mentioned axial pulsation breaks them and throws to significant rotation radiuses accompanying by intensive collapse of gas bubbles. Thus, cavitation intensifies together with all above mentioned processes. During the equipment manufacturing, one may specify the bigger diameter of inlet nozzles [2] (see Fig. 3) resulting in the less pressure drop at the device (at the given flow rate of the product in it). even such small pressure drop may provide minimum speed of the flow swirling that is necessary for effective acoustic generator operation.

60

ударная волна. Кроме того, сжатие пузырька приводит также к резкому возрастанию температуры внутри него. И возникающие при этом давление и температуры могут достигать, соответственно, нескольких сотен МПа и тысяч градусов.

Процесс изнутри Нефть не обладает вязкостью, которая бы подчинялась законам Ньютона, Пуазейля или Стокса, так как длинные беспорядочно расположенные молекулы парафина и смол образуют гибкую решетку, в которой располагается раствор. Поэтому система оказывает значительное сопротивление силам сдвига. Кавитация разрывает непрерывную цепочку, разрушая связи между отдельными частями молекул. Связи эти сравнительно малы, поэтому энергетического воздействия акустических волн с запасом хватает для реализации этого процесса. Таким образом, можно отметить, что кавитация влияет на изменение структурной вязкости, т.е. на разрыв Ван-дер-ваальсовых связей, которые относятся к слабым межмолекулярным связям. Процесс кавитации также способствует гомогенному и мелкодисперсному распределению воды и пузырьков газа, изначально содержащихся в нефти, что также будет приводить к уменьшению ее вязкости. Гидродинамический акустический генератор (кавитатор) работает за счет энергии потока, который поступает с подающего насоса, и, соответственно, в нем отсутствуют движущиеся части. Однако перевод части механической энергии потока в энергию гидродинамической и акустической кавитации требует определенного перепада давления на кавитаторе, которое определяется расчетом. При опытных испытаниях оборудования, для достижения требуемого эффекта при меньших потерях давления на акустическом генераторе, использовался вариант вихревой камеры, которая оканчивалась насадкой в виде цилиндрического канала с поворотом на 90°. В этом случае вышеупомянутая приосевая часть жидкостного вихря приобретает форму спирали, закрученной вдоль оси канала. Кроме того, вместе с вращением в загнутом канале возникает также сильное пульсационное движение потока вдоль оси, что способствует «размазыванию» по всей площади его произвольного поперечного сечения пузырьков газа, которые выделяются из жидкости (газожидкостной эмульсии) за счет эффекта центробежной сепарации. При вращении потока жидкости все газовые пузырьки, имеющиеся в ней, находятся в поле центробежных сил. Под действием силы Архимеда пузырьки стремятся собраться у оси вращения в сплошной жгут, однако вышеупомянутая аксиальная пульсация дробит и отбрасывает их на большие радиусы вращения, что сопровождается интенсивным схлопыванием газовых пузырьков. Таким образом, интенсифицируется кавитация, а вместе с ней и все вышеупомянутые процессы. При непосредственном изготовлении оборудования можно задать больший диаметр входных сопел [2] (см. рис. 3), благодаря чему потребуется меньший перепад давления на аппарате (при данном расходе протекающего через него продукта), и даже такой перепад давления сможет обеспечить минимально необходимую для эффективной работы акустического генератора скорость закрутки потока. Oil&GasEURASIA


DRILLING

What to Do when Borehole Pressure Changes Cause Caving During Drilling Колебательные давления в скважине как причина обвалообразований при бурении Anvarkhodzha Rakhimov, RC Troubleshooting Drilling Problems

A

long with many other types of geological complications in the process of drilling, there are incidents when the borehole walls loose their stability, which causes caving or sloughing of the borehole rock. The rock caving and sloughing mainly happens in argillaceous deposits, which constitute 70-75 percent of geological profiles in Central Asia. Almost all scientists who worked with the problem of borehole caving believe that the reasons for this complication is the overburden pressure and shale hydration due to adsorptive, capillary and osmosis processes. Reasons why the boreholes did not reach the target depth due to borehole wall caving have been analyzed and conclusion has been made that the main reason for the loss of stability in borehole walls is the pore pressure that remains in rock pores. Based on that, it was proposed to increase the mud weight in order to prevent rock caving. However, in the author’s opinion, the root for caving formation problem should be sought elsewhere. The pores of argillaceous rock are miniscule and filled with incompressible fluid that remains under pressure and cannot expand. The nature sealed them up in such a way that it would require tremendous efforts to remove moisture from the rock, which is impossible in conditions of a borehole. Increasing the mud weight does not prevent caving of clay rock. There are many examples when the hydrostatic pressure of the mud exceeded the overburden pressure, however that did not stop the rock caving; or on the contrary there were no occurrences of rock caving when drilling with lightweight mud. According to some researchers’ opinion, the reason for rock caving is the drill mud’s water loss. However, there are multiple known incidents when reducing the water loss to 3-4 cc/30 min could not prevent borehole wall caving in argillaceous deposits. There are some studies that indicate a positive impact of oil-emulsion mud on the stability of clay rock. Yet, examples to the contrary exist, demonstrating that oil penetrates into the intergranular space and loosens their connection, reducing adhesion.

62

Анварходжа Рахимов, НЦ «Борьба с осложнениями в процессе бурения скважин»

В

процессе бурения, наряду со многими видами геологических осложнений, встречаются потери устойчивости стенок скважины в виде обвалов и осыпей пород, слагающих ее разрез. Обвалы и осыпи породы, в основном, встречаются в глинистых отложениях, которыми на 70-75% сложены геологические разрезы нефтяных и газовых месторождений Средней Азии. Почти все исследователи, занимавшиеся проблемой потери устойчивости стенки скважины, считают, что причинами этого вида осложнения являются горное давление и набухание глинистых пород вследствие адсорбционных, капиллярных и осмотических процессов. Анализ причин, по которым скважины не доводились до проектных глубин из-за обвалов породы при бурении показал, что основной причиной потери устойчивости стенки скважины является поровое давление сохранившееся в порах породы. Поэтому для борьбы с обвалами породы предлагалось увеличить плотности бурового раствора. Однако, по мнению автора данной статьи, причину обвалообразования следует искать в другом направлении. Поры глинистых пород очень малы, заполнены несжимаемой жидкостью, находящейся под давлением, и расширяться не могут. Природа их «запечатала» так, что для удаления влаги из пор породы потребуется огромное усилие, которого в условиях скважины нет. Увеличение плотности раствора не предотвращает обвалы глинистых пород. Есть много примеров, когда гидростатическое давление раствора превышало горное, а обвалы породы не прекращались. И наоборот, при бурении легким раствором, воздухом, обвалов породы не наблюдалось. Существует мнение, что причиной обвала породы является водоотдача бурового раствора, но при этом есть немало примеров, демонстрирующих, что снижение водоотдачи до 3-4 см3/30 мин не предотвращало обрушения стенки скважины в глинистых отложениях. Есть исследования, показывающие положительное влияние нефтеэмульсионного раствора на устойчивость глинистых пород, но есть также примеры, доказывающие, что нефть, проникая в межагрегатное пространство, ослабляет их связь, снижая сцепление. Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

● Fig. 1. Bottom-hole assembly that

includes the bottomhole container: 1, 3 – drill collar; 2 – bottomhole container; 4 – drilling bit. ● Рис. 1. Компоновка низа бурильной колонны с включением забойного контейнера: 1, 3 – УБТ; 2 – забойный контейнер; 4 – долото.

For example, a borehole drilled with oil-based drill mud in Louisiana had cavings 370-400 mm in cross-section with a 216mm bit diameter. Employing the bitumen-lime drilling mud with 1.5 g/cc when drilling a hole in the Proskovaya area (Stavropol) could not prevent formations of large caverns in the borehole. Even when using drill muds treated with special reagents of high weight, large caverns still occur in the drilling process. The rock cavings do not start immediately during the drilling but rather in a while after the penetration. During that period there are multiple round trips of drill pipes to replace bits, as well as flushing out of the well. These circumstances create hydrodynamic pressure that affects the walls and causes rock deformation. The author of this article believes that one of the essential reasons for loss of stability in borehole walls is the impact of fluctuations in hydrodynamic pressure on the rock caused by the tripping process and flushing out of the well. The resistance of materials against the repeatedly changing impacts of various rates and directions is considerably different from the resistance of the same materials against the static load. The changing impact loads will sooner cause the rock destruction than the static ones. The argillaceous rock experiences multiple stress impacts while being loosened by physical and chemical processes (hydration, swelling) and easily collapses upon contact with drilling mud. It is nearly impossible to find a solution for this problem through simulation method due to its complexity and multidimensionality. It is also nearly impossible to reproduce the borehole processes in a laboratory environment. That is why it was decided to conduct the research of the pressure fluctuation impacts on the stability of argillaceous rock in a borehole. For that purpose the RC specialists have designed devices (bottomhole container) and methods for such research. The bottomhole container (Fig. 1) is included in the bottomhole assembly. The container is loaded with samples of argillaceous rocks and participates in the round trip of the drilling pipes, as well as in the drilling process. After a certain period, a part (batch) of the rock is taken out of the container and is tested by force of compression. The stability of the sample from the container was compared to the initial strength of the rock. The ratio of the rock after the physical and chemical, as well as physical and mechanical impacts against the initial

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

БУРЕНИЕ Например, у скважины, пробуренной с использованием бурового раствора на нефтяной основе на месторождении в шт. Луизиана, имелись каверны, поперечное сечение которых составляло 370-400 мм при диаметре долота 216 мм. Применение известково-битумного раствора плотностью 1,5 г/см3 при бурении скважины на площади Просковая (Ставрополь) не смогло предотвратить образования больших каверн в стволе. Несмотря на применение буровых растворов, обработанных специальными реагентами с высокой плотностью, обвалы пород с образованием больших каверн при бурении не прекращаются. Обвалы пород при бурении начинаются не сразу, но спустя некоторое время после их вскрытия. За это время в скважине неоднократно совершается спуск и подъем бурильных труб для смены долота, осуществляется и промывка скважины. При этом в скважине возникает гидродинамическое давление, которое, действуя на ее стенки, и вызывает деформацию породы. По мнению автора статьи, одной из существенных причин потери устойчивости стенки скважины является воздействие колебательного гидродинамического давления на породу, которое возникает при спуско-подъемных операциях и промывке скважины. Сопротивление материалов к действию нагрузок, систематически изменяющих величину или знак, существенно отличается от сопротивления тех же материалов статическому действию нагрузок. Переменные ударные нагрузки быстрее приведут к разрушению породы, чем статические нагрузки. Глинистые породы, испытывающие многократное воздействие колебательных толчков, вследствие ослабления под действием физико-химических процессов (увлажнение, набухание), при контакте с буровым раствором легко обрушиваются. Решение данной задачи методами моделирования почти невозможно ввиду ее сложности и многофакторности. Воспроизвести процессы, происходящие в скважине, в лабораторных условиях практически нереально. Поэтому изучение влияния колебаний давления на устойчивость глинистой породы решили провести в скважине. Для этого специалисты НЦ разработали устройство (забойный контейнер) и методику проведения исследования. Забойный контейнер (рис. 1) включается в состав компоновки низа бурильной колонны. Загруженный образцами глинистых пород контейнер участвует в спуске и подъеме бурильных труб, а также в процессе бурения. Через определенное время часть (партия) породы извлекается из контейнера и подвергается испытанию путем сжатия. Прочность образца из контейнера сопоставлялась с начальной прочностью породы.Отношение прочности породы, подвергавшейся физико-химическим и физико-механическим воздействиям, к первоначальной принято называть коэффициентом устойчивости (Ку), который охватывает весь процесс разупрочнения глинистых пород:

где Ку – коэффициент устойчивости породы; σ1 – прочность (на сжатие) увлажненной породы; σ0 – первоначальная прочность породы. Исходя из общепринятых методов нагружения материала, при которых сохраняется необходимая устойчивость, можно определить коэффициент критической устойчивости (Ккру)

63


DRILLING

#7-8 July–August 2012

Strength is decided to be called the stability coefficient (Cs) that comprises the entire process of softening in argillaceous rocks:

where Cs is the rock stability coefficient;

σ1 – compression strength of the moistened rock; σ0 – initial strength of the rock. Using the conventional methods for material stressing that allow to maintain the necessary stability we can define the coefficient of the critical stability (CCRS).

Thus, whenever the Cs is ≥ 0.34, the stability of the rock is secured, however if Cs is < 0.34, the argillaceous rock becomes uncontrollable and its future behavior is unpredictable. The data obtained during the experiment are given in the table below: The correlation between impacts of pressure fluctuation against the rock stability is given in Fig. 2. The table and Fig. 2 indicate that the increased number of impacts on the wall leads to a reduced strength of the rock. There is a certain limit of rock stability that cannot withhold certain amount of impulses that arise from the hydrodynamic pressure during the running of drilling pipes. If this limit is exceeded, it may lead to rock cavings. For argillaceous rocks of Neogene deposits this limit is at 7,000 pressure impacts on the borehole wall if the pipes are lowered at the speed of 1.1-1.3 m/sec. In order to extend the limit of critical stability of the rock, it is necessary to reduce and maintain an even speed when lowering drill pipes. The hydrodynamic pressure that occurs in drill pipe running depends on the speed of drill string and geometrical dimensions of the borehole. Thus, this process can be regulated and optimized. The RC specialists have designed an automatic system connected to the drum shaft that helps to optimize the speed for roundtrip operations and maintain the required hydrodynamic pressure. Additionally, it is necessary to use axial flow (screw) pumps or a triplex pulser in order to reduce the pressure fluctuations. To reduce the range of pressure fluctuations in the hole, it is necessary to improve the flow characteristics of the drill mud. To conclude, it should be mentioned here that studies conducted by the RC specialists have shown that physical and chemical processes are only associated reasons for rock caving. The main cause for rock collapse in drilling operations is the pressure fluctuation in the borehole that occurs during the round trip operations and flushing out of the well.

Следовательно, когда Ку ≥ 0,34, будет обеспечена устойчивость породы. Если Ку < 0,34, глинистая порода становится неуправляемой и ее дальнейшее поведение непредсказуемо. Данные, полученные в ходе эксперимента, представлены в таблице: Закономерность влияния колебаний давления на прочность породы показана на рис. 2. Из таблицы и рис. 2 видно, что с увеличением цикла ударов по стенке прочность породы снижается. Существует определенный предел устойчивости породы, который может выдержать некоторое количество импульсов, возникающих от гидродинамического давления при спуске бурильных труб. Повышение этого предела может привести к обвалам породы. Для глинистых пород неогеновых отложений этот предел наступает при 7000 ударов давления по стенке скважины, если спуск труб осуществляется со скоростью 1,1 – 1,3 м/с. Для удлинения срока наступления критической устойчивости породы необходимо снизить и обеспечить равномерность скорости спуска бурильных труб. Гидродинамическое давление, возникающее при спуске бурильной колонны, зависит от скорости движения бурильной колонны и геометрических размеров скважины. Следовательно, этот процесс поддается регулированию, оптимизации. Специалистами НЦ разработана автоматическая система по оптимизации скорости спуско-подъемных операций при сохранении заданного гидродинамического давления, связанная с барабанным валом лебедки. Также для промывки скважины необходимо применять осевые (винтовые) насосы или трехцилиндровые насосы с целью снижения колебания давления. Для снижения амплитуды колебаний давления в скважине требуется улучшение реологических свойств бурового раствора. В заключение отметим, что, согласно исследованиям, проведенным специалистами НЦ, физико-химические процессы играют лишь сопутствующую роль при обвалообразовании. Основная причина обвала породы при бурении – это колебание давления в скважине, возникающее при спускоподъемных операциях и промывке скважины.

● Fig. 2. Correlation between impacts of pres-

sure fluctuation against the rock stability. ● Рис. 2. Влияние колебаний давления на

прочность породы.

64

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

No. of sample batch № партии образцов

Period of time the sample was in the borehole, hours Время нахождения образца в скважине, ч

1 2

БУРЕНИЕ

Sample compression strength σcomp, CS kg/sq cm Ку Прочность образца σсж, кг/см2 68 0,87

Number of RT Количество СПО

Average speed of pipe descent, m/sec Средняя скорость спуска свечей, м/с

Maximum hydrodynamic pressure in the borehole, kg/sq cm Максимальное гидродинамическое давление в скважине, кг/см2

168

5

1,20

45

350

10

1,25

57

56

0,72

3

505

15

1,30

68

37

0,47

4

650

20

1,10

40

39

0,50

5

820

25

1,30

55

35

0,45

6

950

30

1,25

50

33

0,42

7

1100

35

1,20

45

30

0,38

Note: RT – Round trips. Примечание: СПО – спускоподъемные операции.

References

Литература

Seid-Rza M.K. Deep-well Drilling Technology in Abnormal Operating Conditions. – Baku, Azer-nashr, 1963 Gorodnov V.D. Physical and Chemical Methods of Problem Prevention in Drilling. – Moscow, Nedra, 1977 Novikov V.S. Rigidity of Clay Rock in Drilling. – Moscow, Nedra, 2000. Adams N.J. Drilling Engineering – Tulsa: “PennWell Books”, 1985 Lykov Ye.A. and others. Abnormal High Pore Pressure in Well Columns// Collected works SAIGIMS – Tashkent, 1980 Rogers W.F. Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids. – Houston, 1960 Avetisyan N.G. Selection the Type of Drilling Mud for Drilling in Unstable Rocks. – Moscow, Burenie, 1983 Ahmedeev R.G., Danyushevsky V.S. Chemistry of Circulating and Cement Washing Liquids. – Moscow, Nedra, 1981

Сейд-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. – Баку, Азер-нашр, 1963 Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. – Москва, Недра, 1977 Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. – Москва, Недра, 2000 Adams N.J. Drilling Engineering – Tulsa: “PennWell Books”, 1985 Лыков Е.А. и др. Аномально-высокое поровое давление в разрезах скважин // Сб. трудов САИГИМС – Ташкент, 1980 Rogers W.F. Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids. – Houston, 1960 Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. // Научно-технический сборник «Бурение», 1983 вып. 19 с. 33-38 Ахмедеев Р.Г., Данюшевский В.С. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. – М.: «Недра», 1981-с. 65-80

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

65


GAS TREATMENT

High Cap Triple-Flow Vortex Tubes Perform Better in Komsomolskoye Field Case Study Using Stratified Flow Mixing Method

В России заработали ТВТ рекордной производительности по схеме смешения стратифицированных потоков Michael Zhidkov, Dmitriy Zhidkov, Konstantin Bunyatov, Rodion Ivanov, Aidar Gabdulkhakov

Triple-flow vortex tubes (TVT) has become the technology of choice since the late 1990s in Russia for treating gas before transport. Whereas a typical double-flow design, separates cold and hot flows, TVT separates a third flow – that of gas condensate. Industrial tests at vortex facilities have shown that the TVT cooling efficiency is higher in comparison with a throttle valve both by cold and mixed flow. This paper details results obtained when utilizing a TVT with high output, at Komsomolskoye field, in parallel with two TVTs and a throttle valve. Трехпоточные вихревые трубы (ТВТ), приоритетно разработанные в России, применяются для подготовки газа к транспорту с конца 1990-х годов. По сравнению с классической двухпоточной конструкцией они, помимо холодного и горячего потоков, имеют третий поток – отсепарированный в ТВТ конденсат. Промышленные испытания на ряде вихревых установок показали, что холодопроизводительность ТВТ выше,чем у дросселя не только по холодному, но и по смешанному потоку. В данной статье исследованы результаты, полученные на высокорасходной УПГ Комсомольского месторождения при параллельной работе двух ТВТ и дросселя.

Михаил Жидков, Дмитрий Жидков, Константин Бунятов, Родион Иванов, Айдар Габдулхаков

V

ortex effect (Ranque-Hilsch effect) is the temperature decrease in the near-axis layers of a high-speed vortex at the expense of heat transfer to peripheral layers. Usually, this effect is implemented in a sufficiently simple device – double-flow vortex tube (DVT), in which a cold flow is taken through a membrane adjoining to the “volute” of a high-pressure gas inlet while a hot flow is taken in the opposite direction downstream the ratio flow controller μ. On the basis of the energy conservation law, enthalpic balance of an adiabatic (i.e. without external heat exchange) vortex tube (VT) may be presented as the following equation: iinlet = μ icold + (1 – μ) ihot

(1)

В

ихревой эффект (эффект Ранка-Хилша) заключается в снижении температуры приосевых слоев высокоскоростного вихря за счет передачи тепла периферийным слоям. Он обычно реализуется в весьма простом аппарате – двухпоточной вихревой трубе (ДВТ), где холодный поток отбирается через диафрагму, примыкающей к «улитке» ввода высоконапорного газа, а горячий поток – в противоположном направлении, за регулятором доли холодного потока μ. Исходя из первого закона термодинамики, энтальпийный баланс адиабатной (т.е. не имеющей внешнего теплообмена) вихревой трубы (ВТ) записывается следующим равенством: iвх = μ iх + (1 – μ) iг

(1)

Michael Zhidkov, Director of Vortex Technologies Sci. and Technical Center, Impulse SPE, PhD, principal designer (grena_der@mail.ru). Dmitriy Zhidkov, student of Bauman Moscow State Technical University, vortex tube computing engineer and designer. Konstantin Bunyatov, Chief Processing Engineer at Ukrainian Gas Institute Ltd, designer of gas treatment systems. Rodion Ivanov, Director of Engineering Project Department at Unikmash Sci. and Production Corporation, responsible equipment procurement officer. Aidar Gabdulkhakov, Deputy head of oil, gas and condensate treatment and transportation at RN-Purneftegaz Ltd., commissioning supervisor. Михаил Жидков, директор научно-технического центра «Вихревые технологии ЗАО «НПП „Импульс“», к.т.н., основной разработчик (grena_der@mail.ru). Дмитрий Жидков, студент МГТУ им. Н.Э. Баумана, расчетчик и проектировщик вихревых труб. Константин Бунятов, главный технолог ООО «Украинский нефтегазовый институт», проектировщик систем подготовки газа. Родион Иванов, директор Департамента инжиниринговых проектов ЗАО НПК «Уникмаш», ответственный за поставку оборудования. Айдар Габдулхаков, заместитель начальника управления подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата ООО «РН – Пурнефтегаз», руководитель пусконаладочных работ.

66

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ПОДГОТОВКА ГАЗА

Comprehensive assessment of the operating modes for a number of industrial three-flow vortex tubes, which were designed with a vortex flow fracture, has shown that the balance equation (1) is violated to its left side, which really increases the device cooling efficiency. In order not to contradict with the energy conservation law, a certain correction δi was introduced into theoretical equation (1). Then, the enthalpic balance looks like: iinlet = μ icold + (1 – μ) ihot – δi

(2)

Experiments with TVT [1-7] were revealed that δi depends on cold flow μ and tends to the maximum at μ → 1.0. Specifiс TVT cooling efficiency (qTVT = μ ΔТcold = 1·ΔТcold or qTVT = ΔТmix) was higher as compared with pressure reduction (qthr = ΔТthr) in the extreme case, when μ = 1.0 (the whole cold flow was taken through a membrane) or when the temperature-separated (stratified) flows were mixed after TVT. Certain researchers have yet noted the facts of the thermal balance violation during operation of adiabatic vortex tubes; however, they referred their observations to the experiment accuracy: inaccuracy during the measurement of flow rate, temperature, appearance of nonadiabatic conditions, etc. Subsequently, the impact-wave concept of the vortex effect has clarified the situation. The previous studies, which have been carried out at industrial TVT in order to confirm the legitimacy of equation (2), had an essential disadvantage – temperature efficiency of a TVT and a throttle valve were defined separately

Всесторонний анализ режимов эксплуатации ряда промышленных ТВТ, конструктивно выполненных с разрывом вихревого потока, показал, что при их работе имеет место нарушение балансового уравнения (1), причем в сторону уменьшения левой части, реально увеличивающей холодопроизводительность аппарата. Чтобы не противоречить первому закону термодинамики, в теоретическое уравнение (1) была введена некая корректирующая поправка δi. Тогда энтальпийный баланс для адиабатной вихревой трубы принимает вид: iвх = μ iх + (1 – μ) iг – δi

(2)

Экспериментами на ТВТ [1-7] было установлено, что величина δi зависит от доли холодного потока μ, причем стремится к максимуму при μ → 1,0. В пределе, когда μ = 1,0, (весь холодный поток отбирался через диафрагму), или когда смешивались стратифицированные (температурно разделенные) потоки после ТВТ, удельная холодопроизводительность ТВТ (qтвт = μ ΔТх = 1·ΔТх или qтвт = ΔТсм) оказывалась выше, чем при обычном дросселировании (qдр = ΔТдр). Некоторые исследователи и ранее отмечали факты нарушения теплового баланса при работе адиабатных ВТ, но относили это к погрешностям эксперимента: неточностям замера расходов, температур, появлению неадиабатности и прочему. Впоследствии картину прояснила ударноволновая концепция вихревого эффекта. Выполненные ранее исследования на промышленных ТВТ для подтверждения правомерности уравнения (2) грешили существенным недостатком – температурные

● Fig. 1 ● Рис. 1

Schematic layout of the system intended for associated gas treatment at Komsomolskoye field: CAGC – raw associated gas compressor; TGC – Treated gas compressor, gas processing equipment : Т1 – gas-gas heat exchanger (2 pcs.); Т2 – gas-fluid heat exchanger (2 pcs.); TVT1/1, TVT1/2 – three-flow vortex tubes; S1, S2 – gas separators (2 pcs/ each); ST1 – storage tank; TV – throttle valve (2 pcs.); GMS – gas metering station; Р1, Р2 – ratio flow controllers Принципиальная схема системы подготовки нефтяного газа Комсомольского месторождения: КССГ – компрессор сырого газа; КСПГ – компрессор подготовленного газа; оборудование УПГ: Т1 – теплообменник газ-газ (2 шт.); Т2 – теплообменник газжидкость (2 шт.); ТВТ1/1, ТВТ1/2 – трехпоточные вихревые трубы; С1, С2 – газовые сепараторы (по 2 шт.); СК1 – накопительная емкость; КРД – кран дроссельный (2 шт.); КУУГ – коммерческий узел учета газа; Р1, Р2 – регуляторы соотношения потоков Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

67


GAS TREATMENT

#7-8 July–August 2012

rather than during the simultaneous operation of expand- эффективности ТВТ и дросселя определялись не при одноing devices. Moreover, the Joule-Thomson effect often was временной работе расширительных устройств, а порознь. not measured in real conditions rather than computed. Причем эффект Джоуля-Томсона зачастую не замерялся Both devices operated simultaneously in parallel, in abso- реально, а оценивался расчетным путем. В составе же УПГ lutely equal operating conditions within the gas-treatment Комсомольского месторождения оба аппарата работали facility at Komsomolskoye field. одновременно в параллельном включении и, соответственFig. 1 illustrates the schematic layout of the system но, в абсолютно одинаковых условиях эксплуатации. used for associated gas treatment at the above field. The layНа рис. 1 представлена принципиальная схема систеout shows compressor hardware providing the necessary мы подготовки нефтяного газа указанного месторождения. pressure drop at expanders in addition to the equipment of Помимо аппаратов, непосредственно входящих в состав УПГ, the gas treatment unit. на схеме показано компрессорное оборудование, обеспечиThe treatment system operates in a following way. вающее необходимый перепад давления на расширителях. Crude associated gas is fed to compression into CAGC unit Система подготовки работает следующим образом. (equipment designation is taken according to the valid Сырой нефтяной газ поступает на компрессию в блок diagram) and then into T1 and T2 recuperative tube-and- КССГ (обозначения аппаратов приняты по действующей shell heat-exchanger via separate pipelines. Condensate is схеме) и далее по раздельным трубопроводам в рекупеdropped from the chilled raw gas and separated into S1 tank. ративные кожухотрубчатые теплообменники Т1 и Т2. Из The gas after separation is split into two flows: the main flow охлажденного сырого газа выпадает конденсат, который is directed into TVT1/1 and TVRT1/2 three-flow vortex tubes сепарируется в С1. Отсепарированный газ разделяется на while the auxiliary flow (for fine pressure tuning) is sup- два потока: основной направляется в трехпоточные вихреplied into the pressure reduction unit to TV throttle valve. вые трубы ТВТ1/1 и ТВТ1/2, вспомогательный (для тонкой Gas is swirled in the vortex регулировки давления) – в блок дросtubes during its expansion селирования на КРД. В вихревых труand division into two flows: бах происходит закрутка газа при его cold flow (an outlet in the расширении и разделение на два потоdevice upper part) and hot ка: холодный (выход в верхней части one (outlet at the device аппаратов) и горячий (выход внизу bottom). Simultaneously, аппаратов). Одновременно в ТВТ проgas components are conисходит конденсация компонентов и densed in TVT with further последующая сепарация образующейfluid separation. This liquid, ся жидкости. Последняя по принципу according to the U-tube сообщающихся сосудов перетекает из principle, flows from the конденсатосборников ТВТ в накопиTVT condensate collectors тельную емкость СК1. into ST-1 collection tank. Стратифицированные в ТВТ The flows stratified in потоки объединяются на выходе из TVT are joined at the outаппаратов и вместе с газом низкоlet of the devices and enter го давления после КРД поступают в S2 separators together with сепараторы С2. Далее отсепарироlow-pressure gas supplied ванный газ направляется в низконаafter TV throttle valve. порный тракт теплообменников Т1, Then, the separated gas где отдает свой холод сырому газу. is fed into the low-pressure Подготовленный и подогретый в Т1 line of T1 heat exchangers, нефтяной газ компремируется в блоке where it is heated by raw КСПГ и, пройдя коммерческий узел gas. Associated gas, treated учета КУУГ, поступает в транспортand heated in T1, is comный трубопровод. pressed in TGC and is fed Конденсат из С1, С2 и СК1 дросinto a transport pipeline селируется до заданного давления и after GMS gas metering sta- ● Fig. 2 поступает в теплообменники Т2, откуtion. да подогретым направляется в установ● Рис. 2 Condensate from S1, ку сбора конденсата. В накопительной S2 and ST1 storage tank is Layout of the adjustable TVT at Komsomolskoye deposit: 1 – емкости СК1 идет частичная дегазация pressure reduced up to the case; 2 – membrane; 3 – cold stream discharge; жидкой фазы, в т.ч. за счет подогрева preset pressure and is sup- 4 – condensate collector; 5 – hot stream pipe; 6 – separation (в зимний период) теплоносителем. plied into T2 heat exchang- unit; 7 – condensate discharge; 8 – hot stream discharge; Газы выветривания поступают на всас ers: then the heated gas is 9, 9а – pneumatic actuators; 10 – supports. компрессора КССГ. directed to the conden- Схема регулируемой ТВТ Комсомольского Для регулирования доли холодноsate collection unit. Liquid месторождения: 1 – корпус; 2 – диафрагма; 3 – отвод го потока μ на трубопроводах выхода phase is partially degassed холодного потока; горячих потоков из ТВТ имеются регуin ST1 storage tank, partic- 4 – конденсатосборник; 5 – труба горячего потока; ляторы Р1 и Р2. Для предотвращения ularly at the expense of the 6 – сепарационный узел; 7 – отвод конденсата; 8 – отвод гидратообразования на вход в теплоheating by a heat carrier горячего потока; 9, 9а – пневмопривода; 10 – опоры обменники и расширительные устрой(in a winter period). Flash крепления. ства подается метанол.

68

Oil&GasEURASIA


№7-8 Июль–Август 2012

ПОДГОТОВКА ГАЗА

На рис. 2 представлеgas is fed into CAGC compressor на схема регулируемой ТВТ, suction. которая отображает принRegulating devices P1 and ципиальное устройство вихP2 are installed at the outlet ревых труб ТВТ1/1 и ТВТ1/2. pipes for hot flows from TVT Конструктивные и технологичеin order to adjust the ratio of a ские характеристики этих аппаcold flow μ. Methanol is fed into ратов значительно отличаются the inlets of heat exchangers от ТВТ других месторождений. and expanding devices to preВо-первых, если максимальная vent hydrate formation. производительность ранее освоFig. 2 illustrates the layout енных в промышленности ТВТ of an adjustable TVT; this layдля систем подготовки газа не out shows the general design превышала 25 тыс. нм3/час, то of TVT1/1 and TVT 1/2 vortex tubes. Designing and perforмаксимальная расчетная произmance characteristics of these водительность вихревых труб devices considerably differ from ТВТ1/1 и ТВТ1/2 составляет 160 the parameters of the TVT used at тыс. нм³/час. Во-вторых, значиother fields. First of all, maximum тельно выросли габариты вихреdesign capacity of TVT1/1 and вых аппаратов (высота – около TVT1/2 vortex tube is 160,000 4,5 м) и их масса (более 3,0 т). В nm3/hour while the maximum конструкции высокорасходных ТВТ предусмотрен оригинальoutput of the already used devic- ● Fig. 3. Overall view of TVT 1/1 and TVT 1/2 three-flow ный двухсопловой ввод с двумя es does not exceed 25,000 nm³/ adjustable vortex tubes during their operation. пневмоприводами регулироваhour. Secondly, vortex device ● Рис. 3. Общий вид трехпоточных регулируемых ния расхода газа и модернизиdimensions significantly increase вихревых труб ТВТ1/1 и ТВТ1/2 в режиме эксплуатации. рованная конструкция вихревой (height is about 4.5 meters) as well as their weight (more than 3.0 tons). Design of TVT with камеры с характеристическим размером Дтр = 200 мм. high-flow rate comprises an unconventional inlet with two По имеющимся сведениям, ни в России, ни за рубежом nozzles with two pneumatic actuators intended to adjust the трехпоточных вихревых труб такой высокой производиgas flow rate as well as updated design of the vortex chamber тельности, работающих по схеме смешения стратифициwith the characteristic dimension Dtube = 200 mm. рованных потоков, в настоящее время не существует. According to the data available there are no three-flow Внешний вид вихревых труб ТВТ1/1 и ТВТ1/2 с плоvortex tubes both in Russia and abroad with such high out- щадкой обслуживания представлен на рис. 3. Как видно из put, which are operated by stratified flow mixing mode. фото, на корпусах обоих ТВТ имеется по два пневмоприGeneral appearance of TVT1/1 and TVT1/2 vortex вода (красный цвет). Справа (в теплоизоляции) просмаtubes with the servicing platform is given in Fig. 3. As it is триваются трубопроводы подвода газа высокого давления. seen, two actuators (red color) are installed on both TVT Теплоизолированные трубопроводы, отходящие от корпуcases. Supply lines for high-pressure gas are seen at the сов ТВТ вверх и затем опускающиеся вертикально вниз, – right (covered by heat insulation). Heat-insulated pipes отводы холодных потоков. coming upwards from the TVT cases and then descending Прежде чем анализировать работу системы НТС с vertically are the cold flow discharge lines. вихревыми трубами целесообразно рассмотреть темпераBefore assessing the operation of LTS system contain- турный режим, на который выходит УПГ Комсомольского ing vortex tubes, it is expedient to consider the temperature месторождения, использующая в качестве генератора conditions attained by GFT at Komsomolskoye field, which холода только дроссель. Такой пример, зафиксированный uses only a throttle valve as a refrigeration generator. Such 06.10.2011 года, приведен в табл. 1. Из данных таблицы example recorded on October 6, 2011 is given in Table 1. видно, что наиболее низкая температура, достигаемая в One may see that the lowest temperature achieved by GTF УПГ при работе на дросселе, составляет Тдр = -15 °С. Анализ using a throttle was Тthr = -15 С. Assessment of the whole всего массива экспериментальных данных работы УПГ на

GTF operation mode on a throttle (October 6, 2011) Режим работы УПГ на дросселе (06.10.2011 года) Layout point Точка схемы 1

Process flow / Технологический поток

● Table 1 ● Табл. 1

Parameters / Параметры Р, atm / Р, ати

Т, °С

Other / Другое Vr = 118,236 nm3/hour Vс = 118 236 нм3/час

Raw gas inlet in Т1 / Вход в Т1 сырого газа

54.4

24

2

Inlet into С1 / Вход в С1

54.3

3

3

Inlet into a throttle / Вход в дроссель

54.3

4

10

Gas at the throttle outlet / Газ на выходе из дросселя

19.8

-15

ΔТthr = 19 С / ΔТдр = 19 °С

13

Treated gas outlet from Т1 / Выход из Т1 подготовленного газа

196

13

Vt = 106,185 nm3/hour Vп = 106 185 нм3/час

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

69


#7-8 July–August 2012

GAS TREATMENT

● Table 2 ● Табл. 2

GTF operating mode with TVT1/1 vortex tube (November 3, 2011) Режим работы УПГ с вихревой трубой ТВТ1/1 (03.11.2011 года) Layout point Точка схемы

Process flow / Технологический поток

1

Т, °С

Other / Другое

Raw gas inlet into Т1 Вход в Т1 сырого газа

53.8

25

Vr = 129,684 nm3/hour Vс = 129 684 нм3/час

2

Inlet into С1 / Вход в С1

53.6

0

3

Inlet into expanding devices Вход в расширители

53.6

1

βTVT =70 percent / βтвт =70%

4

Cold flow / Холодный поток

18.3

-29

π = 2.83; μ = 0.95 ΔТcold = 30 С / ΔТх = 30 °С

5

Hot flow / Горячий поток

27.4

29

ΔТhot = 28 С / ΔТг = 28 °С

6

Mixed flow / Смешанный поток

18.3

-26

ΔТmix = 27 С / ΔТсм = 27 °С

10

Gas at the throttle valve outlet Газ на выходе из дросселя

18.2

-19

ΔТthr = 20 С / ΔТдр = 20 °С βthr = 5.9 percent / βдр = 5,9%

11

Inlet into С2 / Вход в С2

18.2

-25

12

Cold gas inlet into Т1 Вход в Т1 холодного газа

18.2

-24

13

Treated gas outlet from Т1 Выход из Т1 подготовленного газа

18,2

13

14

High-pressure gas outlet from Т2 Выход из Т2 высоконапорного газа

53,6

-2

15

Flash gas from ST1 Газ выветривания из СК1

27,4

17*

Vt = 116,489 nm3/hour Vп = 116 489 нм3/час

*) ST1 heating / *) подогрев СК1

data array on the GTF operation during the winter period has shown that the minimum gas temperature is within Тthr = -14 ÷ -17 С in this case. That, the water dew point is Тw = -10 С for the treated gas after its compression to 68-69 atm in TGC (hereinafter Тw is calculated at 40 atm according to Gazprom proprietary standard 089-2010). This value is considerably lower as compared with the required water due point during the cold period according to the above standard (Тw = -20 С). As an example, Table 2 contains the data on GTF operating mode with one TVT1/1; the data were recorded on November 3, 2011 (experience has shown that TVT1/2 operated identically). One may observe from Table 2 the usual thermal stratification of the initial gas into cold and hot flows. Measurement of the gas flow rate was not made by TVT flows; that’s why we should note that μ was calculated by the following equation both for this table and hereafter (flow nixing condition):

дросселе в зимний период времени показал, что минимальная температура газа в этом случае лежит в диапазоне Тдр = -14 ÷ -17 °С. Тогда точка росы по влаге подготовленного газа после его компремирования в КСПГ до 68-69 ати равна в среднем Тр = -10 °С (здесь и далее значение Тр пересчитано на 40 атм. в соответствии с «СТО Газпром 089-2010»). Это величина значительно «не дотягивает» до требуемого значения точки росы по в холодное время года по указанному СТО (Тр = -20 °С). В табл. 2 в качестве примера представлен режим работы УПГ с одной вихревой трубой ТВТ1/1, зафиксированный 03.11.2011 года (практика показала, что ТВТ1/2 работала абсолютно идентично). Из табл. 2 видно, что наблюдается нормальная температурная стратификация исходного газа на холодный и горячий потоки. Замер расходов газа по потокам ТВТ не был предусмотрен, поэтому сразу отметим, что в данной таблице и далее значения μ рассчитывались по нижеследующему соотношению (условие смешения потоков):

μ = (Тhot – Тmix) / (Тhot – Тcold)

μ = (Тг – Тсм) / (Тг – Тх)

(3)

There was the following essence of the experiments at GTF with TVT and TV throttle valve operating in parallel: the difference between the temperature decrease in gas flows at two types of expanding devices, which is directly measured during the same operating conditions. In real conditions, this difference is 7 С for TVT1/1 that means the thermal efficiency by 35 percent for a three-flow vortex tube as compared with a throttle valve, which is the significant value for low-temperature separation process. to be finished in the next issue

70

Parameters / Параметры Р, atm / Р, ати

(3)

Квинтэссенция экспериментов на УПГ с параллельно включенными ТВТ и дросселем КРД – разница между снижением температур потоков газа на двух видах расширителей, зафиксированная прямыми замерами при одинаковых условиях эксплуатации. Реально такая разница для ТВТ1/1 составила 7 °С. А это увеличение температурной эффективности трехпоточной вихревой трубы на 35% по сравнению с дросселем, что для процесса НТС – величина значительная. окончание в следующем номере журнала

Oil&GasEURASIA


INTERNATIONAL PIPELINE CONFERENCE & EXPOSITION September 24 – 28, 2012 • Calgary, Alberta, Canada

MEETING THE CHALLENGES The international pipeline industry will come together for the International Pipeline Conference & Exposition 2012 to share leading edge information which provides the industry with the tools to meet the evolving challenges of pipelining in today’s world.

Media Sponsor

THE CONFERENCE

THE EXPOSITION

September 24-28, 2012 Hyatt Regency Hotel & TELUS Convention Centre • 13 Technical Tracks with over 300 quality papers • Highly Informative Tutorials • International Presenters and Keynote Speakers • Panel Sessions/Poster Sessions • Student Paper Competition and Best Paper Award • Networking Opportunity Luncheons & Receptions

September 25-27, 2012 Calgary TELUS Convention Centre • Over 150 exhibiting companies • Displays of innovations in pipeline technology • Over 3,500 visitors from 40 countries • IPE Industry Reception • Complimentary entry for Conference delegates and industry professionals

Major Exhibition Sponsor

For more information and updates visit our websites: Conference: www.InternationalPipelineConference.com Exposition: www.internationalpipelineexposition.com

@IPC_Calgary @petroleumshow


SYSTEM INTEGRATION

ADVERTORIAL SECTION

INCOMSYSTEM Expands the System Integration Horizons

«ИНКОМСИСТЕМ» расширяет горизонты системной интеграции This article was supplied by INCOMSYSTEM

Статья предоставлена компанией «ИНКОМСИСТЕМ»

f you wish to create or save your competitive advantages, you should use the solutions implemented exactly for you. Therefore the first step on the way towards the effective solution is the selection of the reliable system integrator with the long-term experience in designing and implementation of industry-specific facilities and, obviously, with good reputation. It is important since creation of complex integrated multi-user control systems with strict requirements concerning information reliability and protection is the very complicated challenge, which demands considerable professional resources and thorough following the designing and management technologies for complicated projects; and this task can be solved only by large companies. That’s why select the system integrator dealing with standard data transfer protocols, reliable software and the modern equipment. And in this case you will be assured that design solutions will pass examination on industrial safety, and the equipment and material delivery, assembly and commissioning will be performed in time and in full. Incomsystem Research and engineering Center has well proven itself at the Russian market of system integrators. More than 20 years the company has being dealing with automation in oil and gas industry. The Center has been established in 1991 on the basis of Neftepromavtomatika Scientific and Production Association in Kazan, which was the lead institution of the USSR Ministry of Equipment in the field of automation in the oil, petrochemical and gas industry. The Center is capable to solve the problems facing it to the large extent since it has its own production capacities providing hardware manufacture, software designing and debugging for the automated process control systems, systems for automatic fire extinguishing and gas contamination monitoring. Besides, the Center owns the factory that manufactures the automated systems for measurement of oil, oil products, gas and gas condensate. The Center has own metrological service, which provides metrological support for the equipment. The Center staff continuously masters new software and hardware tools, improves production capacities, and introduces the modern “know-how” allowing fabrication of the products with necessary performance data. The integrated quality management system of Incomsystem Research and Engineering Center covers all manufacturing processes, monitors all processing stages allowing considerably decrease the performance time with simultaneous increase the work quality. The Center has implemented Process control systems as well as Remove control systems for Myldjinskoye, Gubkinskoye, VostochnoTarkosalinskoye, Severo-Urengoyskoye, Severo-Vasyuganskoye, ZapadnoTarkosalinskoye, Khancheyskoye, Yurkharovskoye, Urengoyskoye deposits; automated process control systems for Yuzhno-Balykskiy gas treatment plant, Purovskiy gas-condensate processing plant, Tobolsk petrochemical complex, Sakhalin-2 project; Syzran, Saratov, Ufa oil refineries; ALTIUS PETROLEUM INTERNATIONAL.B.V. (Kazakhstan), Brod oil refinery in Bosnia and Herzegovina. The Center equipment and services take part in implementation of the government strategy concerning the effective use of associated petroleum

ля обеспечения и сохранения конкурентных преимуществ необходимо использовать решения, разработанные для конкретной компании. Поэтому первый шаг на пути к эффективному решению – выбор надежного системного интегратора с многолетним опытом разработки и внедрения отраслевых объектов и, безусловно, с хорошей репутацией. Это важно, поскольку создание комплексных интегрированных многопользовательских систем управления с высокими требованиями к достоверности и защищенности информации – очень сложная задача, требующая значительных профессиональных ресурсов и тщательного соблюдения технологий проектирования и управления сложными проектами. Осуществить подобную задачу могут только крупные компании. Поэтому следует выбирать системного интегратора, работающего со стандартными протоколами передачи данных, надежными программными продуктами и современным оборудованием. И в этом случае можно быть уверенным в том, что проектные решения пройдут экспертизу на промышленную безопасность, а поставка оборудования и материалов, монтажные и пуско-наладочные работы будут выполнены в срок и в полном объеме. На российском рынке системных интеграторов хорошо зарекомендовала себя компания «Научно-инженерный центр „ИНКОМСИСТЕМ“», более 20 лет выполняющая работы по автоматизации в нефтегазовой отрасли. Центр был создан в 1991 году на базе Казанского НПО «Нефтепромавтоматика», с 1959 года являвшегося головной организацией Минприбора СССР по автоматизации в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. В значительной степени решать стоящие перед Центром задачи помогает наличие собственной современной производственной базы, обеспечивающей производство оборудования, разработку и отладку программного обеспечения автоматизированных систем управления, систем автоматического пожаротушения и контроля загазованности, а также завода по производству автоматизированных систем измерения нефти, нефтепродуктов, газа и газового конденсата. Центр располагает собственной метрологической службой, силами которой реализуется метрологическое обеспечение средств измерений. Специалисты Центра постоянно осваивают новые программно-технические средства, совершенствуют производственную базу, внедряют современные технологии производства, позволяющие выпускать продукцию с необходимыми техническими характеристиками. Интегрированная система менеджмента качества НИЦ «Инкомсистем» охватывает все производственные процессы, контролирует все этапы выполнения работ, что позволяет значительно сократить сроки выполнения работ и, при этом, существенно повысить их качество. Центром внедрены информационно-управляющие системы и системы телемеханики для Мыльджинского, Губкинского, ВосточноТаркосалинского, Северо-Уренгойского, Северо-Васюганского, ЗападноТаркосалинского, Ханчейского, Юрхаровского, Уренгойского месторождений; автоматизированные системы управления для Южно-Балыкского ГПК, Пуровского ЗПК, Тобольского НХК, проекта «Сахалин-2», Сызранского НПЗ, Саратовского НПЗ, Уфимского НПЗ, для ALTIUS PETROLEUM INTERNATIONAL.B.V. (Казахстан), НПЗ БРОД в Боснии и Герцеговине.

I

74

Д

Oil&GasEURASIA


СИСТЕМНАЯ ИНТЕГРАЦИЯ

gas. More than four years the Center staff puts into operation the commercial metering systems for natural gas and associated petroleum gas at the factories of SIBUR Holding JSC, Gazprom Neft JSC. Up to date, the Center put into operation over 230 units. ABAK measuring and computing complex was designed for this purpose, which won the competition of “The best 100 goods of Russia” in November 2011 and was recognized as the “Novelty of the Year”. The Center has also developed and put into industrial operation the following facilities: process control systems and commercial metering systems for the oil product transshipment complex at Novorossisk commercial seaport, Taman oil terminal; oil product transshipment complex was upgraded for IPP JSC; dozens automated systems were put into operation at oil and gas producing and petrochemical plants, primary processing plants and oil refineries. The following companies are among the Center customers – Gazprom, Gazprom Neft, LUKOIL, Rosneft, Sibur, Novatek, etc. At present, the Center staff is implementing the complex intended for hydrocarbon gases and light oil at Ust-Luga commercial seaport for Sibur Portenergo Ltd. In this port the products will be taken from railcars, stored and loaded into tankers and LHG carriers. The Center engagement in this project will allow to optimise the volume of investments via minimization of possible ecological risks; management efficiency increase; decrease of emergency number as well as the costs for equipment repair; productivity increase. This project, as well as all implementations made by Incomsystem, is provided by the guaranteed support for the systems being developed with following quality standards and contractual terms.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Оборудование и услуги Центра участвуют в реализации стратегии правительства по рациональному использованию попутного нефтяного газа. Специалисты Центра более четырех лет внедряют системы измерения количества природного и попутного нефтяного газа на предприятиях ОАО «СИБУР Холдинг», ОАО «Газпром нефть». На сегодняшний день Центром внедрено свыше 230 объектов. Для этих целей был разработан измерительновычислительный комплекс АБАК, который в ноябре 2011 года стал победителем конкурса «100 лучших товаров России» и признан «Новинкой года». Также Центром разработаны и сданы в промышленную эксплуатацию автоматизированные системы управления и системы учета для комплекса перевалки нефтепродуктов для Новороссийского морского торгового порта, Таманского нефтяного терминала, выполнена реконструкция комплекса перевалки нефтепродуктов для ОАО «ИПП», реализованы десятки систем автоматизации на нефтегазодобывающих и нефтехимических предприятиях, нефтепарках и НПЗ. В числе заказчиков Центра – «Газпром», «Газпромнефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сибур», «Новатэк» и др. В настоящее время специалистами Центра для ООО «Сибур Портэнерго» реализуется комплекс по перевалке углеводородных газов и светлых нефтепродуктов в морском торговом порту Усть-Луга, где будет осуществляться прием из железнодорожных цистерн, хранение и налив в танкеры, морские суда – газовозы. Участие Центра в этом проекте позволит оптимизировать объем инвестиций за счет минимизации возможных экологических рисков, повышения эффективности управления, сокращения количества аварийных ситуаций, снижения затрат на ремонт оборудования, повышения производительности. Этот проект, как и все внедрения «ИНКОМСИСТЕМ», обеспечен гарантийной поддержкой разрабатываемых систем, с соблюдением стандартов качества и договорных сроков.

75


STICKING ELIMINATION

ADVERTORIAL SECTION

Fluid Concentrate to Eliminate Differential Sticking Концентрат для ликвидации дифференциальных прихватов G. Ishbaev, M. Dilmiev, A. Khristenko, S. Lozhkin, V. Gorpinchenko, BURINTEKH Research and Production Enterprise

T

his article discusses the mechanism of differential pipe sticking and general principles of its elimination, laboratory tests and the results of field testing of a chemical agent developed for the elimination of differential sticking. As differential pressure sticking is an emergency situation in the course of well drilling, plenty of guidelines on sticking prevention and elimination have been developed and a number of devices have been designed to solve this problem, e.g. hydraulic and mechanical jars [1, 2]. However, pipe sticking still happens, so it is necessary to develop a universal express method for elimination of these problems. One of the simplest methods is to arrange spotting of various fluids based either on water solutions of salts or acids or on hydrocarbons [3]. Hydrocarbon fluids spotted at the location of sticking can include crude oil, mineral oil or diesel fuel. However, these process fluids have a significant disadvantage – long period of waiting for the stuck pipe release. This problem can be solved by introducing surfactants into the spotting fluid, which makes it possible to reduce the time of the stuck drill pipe release as much as possible [4,5]. To enhance the hydrocarbon spotting fluid efficiency, BURINTEKH Research and Production Enterprise offers the concentrate “Burintekh Antistick BAS” for differential sticking elimination. The efficiency of anti-sticking chemical agent “Burintekh Antistick BAS” is ensured by a number of factors. First, it is the time of the chemical action – the shorter the period between the sticking and introduction of a spotting fluid, the more chances there are to release the drill tool. Second – good lubricating properties. And third, “Burintekh Antistick BAS” is environmentally friendly – it is produced from renewable sources, biodegradable, non-toxic for human beings and aquatic organisms, and does not liberate any harmful substances when heated. Formation of a good low-permeable filter cake is usually of special importance in the course of well drilling. But in some cases, when it is necessary to eliminate differential sticking, the opposite task needs to be solved – to weaken and destroy the filter cake on the wellbore walls when drilling through the permeable formations. The principle of differential sticking elimination is to reduce the wellbore wall pressure gradient (differential) in the direction of the permeable formation by means of weakening and loosening of filter cake in the differential sticking area. The most effective method consists in penetration of the anti-sticking fluid through the mud cake by cracking it. This helps to make it more permeable to the hydrocarbon fluid due to the formation of larger diameter channels, and, as a consequence, increased liquid filtration in the ● Fig. 1. Mechanism of differential sticking occurrence while drilling. ● Рис. 1. Механизм возникновения дифференциального

прихвата во время бурения.

76

Ишбаев Г.Г., Дильмиев М.Р., Христенко А.В., Ложкин С.С., Горпинченко В.А., ООО НПП «БУРИНТЕХ»

В

данной статье рассмотрен механизм образования дифференциального прихвата и общих принципов его ликвидации, лабораторное тестирование и результаты промысловых испытаний реагента для ликвидации дифференциального прихвата. Дифференциальный прихват является аварийной ситуацией при строительстве скважин, поэтому существует множество инструкций по предупреждению и борьбе с прихватами, и технических приспособлений для решения данной проблемы, например гидравлические и механические яссы [1, 2]. Тем не менее, прихваты случаются, а значит необходимо разработать универсальный экспресс-метод их ликвидации. Одним из наиболее простых способов является установка различных жидкостных ванн на основе как водных растворов солей или кислот, так и углеводородов [3]. Углеводородная ванна, устанавливаемая в месте прихвата, может состоять из нефти, минерального масла или дизельного топлива. Однако существенным недостатком таких технологических жидкостей является значительная продолжительность времени ожидания освобождения от прихвата. Данную проблему можно решить путем введения в состав ванны поверхностноактивных веществ, что позволяет максимально возможно снизить время освобождения бурильной колонны от прихвата [4,5]. Для увеличения эффективности углеводородной ванны ООО НПП «БУРИНТЕХ» предлагает концентрат для ликвидации дифференциального прихвата «Буринтех Антистик БАС». Эффективность антиприхватного реагента «Буринтех Антистик БАС» обусловлена несколькими факторами: во-первых, временем действия реагента – чем короче промежуток между получением прихвата и установлением жидкостной ванны, тем больше шансов освободить буровой инструмент; во-вторых, хорошими смазывающими свойствами; и в-третьих, «Буринтех Антистик БАС» экологически безвреден – получается из возобновляемых источников, биоразлагаем, нетоксичен для людей и водных организмов, не выделяет вредные вещества при нагревании. Обычно в процессе строительства скважин особое место занимают вопросы формирования качественной малопроницаемой фильтрационной корки. В некоторых случаях, а именно при ликвидации дифференциальных прихватов бурового инструмента, возникает необходимость решения обратной задачи – разупрочнения и разрушения фильтрационной корки на стенках скважины при вскрытии проницаемых горных пород. Принцип ликвидации дифференциального прихвата заключается в снижении градиента (перепада) давления на стенку скважины в направлении проницаемого пласта путем разупрочнения и разрыхления фильтрационной корки, находящейся в зоне дифференциального прихвата. Наиболее эффективный способ заключается в проникновении антиприхватной жидкости сквозь фильтрационную корку бурового раствора путем растрескивания, что позволяет сделать ее проницаемой для углеводорода за счет образования в ней каналов большого диаметра, и, как следствие, увеличения фильтрации жидкости в зоне прихвата. По образовавшимся каналам углеводородная жидкость поступает из скважины в поры пласта и снижает перепад давления в системе «скважина-пласт», что приводит к «освобождению» от дифференциального прихвата [6]. Для ускорения растрескивания и фильтрации антиприхватной жидкости необходимы специальные поверхностно-активные добавки, позволяющие облегчить проникновение углеводородного носителя через фильтрационную корку. В основе лабораторных методов имитации ситуации дифференциального прихвата лежит инструментальный метод, основанный на прижатии металлической пластины к глинистой корке. Базовый глинистый раствор заливают в ячейку тестера дифференциального прихвата OFITE. Формируют глинистую корку под давлением 500 psi в течение 15 мин. Средний объем фильтрата для данного раствора должен составлять 10 мл. К полученной корке прижимают диск и выдерживают при нагрузке в течение 20 мин. По истечению времени измеряют силу страгивания динамометрическим ключом. В среднем сила должна составлять 130-150 дюйм-фунтов [7-8]. Сотрудниками лаборатории буровых растворов, совместно с инженерами службы буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ», на основе глубокого анализа литературных и нефтепромысловых данных разработан реагент «Буринтех Антистик БАС», предOil&GasEURASIA


ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

sticking zone. Hydrocarbon fluid moves through these channels from the wellbore to the ● Fig. 2. Device for sticking risk deterformation pores and reduces the differential pressure in the system “wellbore-formamination. tion”, which results in the drill tool release from differential sticking [6]. To accelerate ● Рис. 2. Прибор для определения cracking and filtration of the anti-sticking fluid, it is necessary to use special surfactants, прихватоопасности. which facilitate penetration of the hydrocarbon through the filter cake. Laboratory methods of differential sticking simulation are based on the method of instrumentation which involves the pressing of a metal plate against the mud cake. The base clay mud is poured into a cell of the differential tester OFITE. Filter cake is formed at ставляющий собой синергетическую смесь 500 psi during 15 minutes. Average filtrate volume for the given mud should be 10 milliповерхностно-активных компонентов, направliters. A metal disk is pressed against the cake and held for 20 minutes under load. After ленных на усиление описанных выше свойств this period, the breakaway force is measured with a torque indicating wrench. On averи являющийся действующей основой для устаage, this force should be 130-150 inch-pounds [7-8]. новки ванны для ликвидации прихватов. В Based on deep analysis of published and oilfield data, specialists of the drilling mud результате тестирования разработанного конlaboratory, together with engineers of BURINTEKH’s drilling mud department, designed центрата для углеводородной ванны получены a new chemical agent – “Burintekh Antistick BAS”. It is a synergetic mixture of surfacследующие результаты (табл. 1). tant components that enhance the above properties and act as the basis for spotting fluid Наблюдается не только существенное увеto eliminate sticking. The table below shows concentrate for hydrocarbon spotting’s test личение скорости фильтрации углеводородresults (Table 1). ной жидкости через фильтрационную корку, One can see not only a significant increase of the rate of hydrocarbon fluid filtraно и сокращение более чем в три раза времеtion through the cake, but also more than three times’ reduction of the period of release. ни освобождения от прихвата. Использование Application of the chemical agent реагента «Буринтех Антистик БАС» действи“Burintekh Antistick BAS” actually ● Table 1. Results of Process Fluid Tests тельно способствует сильному растрескиванию facilitates considerable cracking of ● Таблица 1. Результаты тестирования технологических жидкостей фильтрационной корки the filter cake. Release time, min Filtration, ml Chemical agent / Реагент По результатам успешных лабораторных Based on the results of successВремя освобождения, мин Фильтрация, мл исследований реагента «Буринтех Антистик ful laboratory tests of the chemDrilling mud БАС» было принято решение об изготовлении ical agent “Burintekh Antistick – 1 Буровой раствор опытной партии для проведения промышленBAS”, a decision was made to proDiesel fuel ных испытаний. В октябре 2011 года на скваduce a pilot batch of this chem65 3 Дизельное топливо жине № 2014 Ново-Пурпейского месторождеical for field tests. In October of BAS / БАС 15 7 ния во время бурения бокового ствола с гори2011, on well 2014 of the Novoзонтальным окончанием произошел прихват Purpeyskoye field, drill tool stickбурильного инструмента. Причиной произоing occurred during the drilling of шедшего прихвата явилось вскрытие буреa lateral hole with a horizontal tail ● Fig. 3. Mud filter cake. нием зоны продуктивного пласта с давлениsection. This sticking was caused ● Рис. 3. Фильтрационная корка бурового раствора. ем ниже ожидаемого. Для ликвидации аваby drilling through a productive рии специалистами ООО НПП «БУРИНТЕХ» interval with lower pressure than был использован реагент «Буринтех-Антистик was expected. To eliminate the БАС» в составе противоприхватной ванны problem, BURINTEKH specialists с высоким содержанием углеводородов. added “Burintekh Antistick BAS” Для этого была приготовлена пачка буровоchemical agent to the anti-stickго раствора в объеме 7 м3, содержащая масing fluid spot with high hydrocarляный носитель и 2,5% объемных реагента bon content. For that purpose they Prior to tests. After tests. «Буринтех-Антистик БАС». Приготовленная prepared a mud pill in the amount До испытаний. После испытаний. пачка бурового раствора была установлена в of 7 cubic meters including an oil зону прихвата, в результате чего бурильный carrier and 2.5 percent by volume of “Burintekh Antistick BAS”. This mud pill was pumped into the sticking zone, the drill- инструмент был освобожден через 1,5 ч и буровые работы были продолжены в штатing tool was released after 1.5 hours and drilling operations were resumed in the regular ном режиме без дальнейших осложнений. Таким образом, применение нового реагента для ликвидации дифференциальных operation mode, without any further problems. Thus, application of a new chemical agent for differential sticking elimination – прихватов – «Буринтех Антистик БАС» – приводит к значительному увеличению эффек“Burintekh Antistick BAS” – helps to significantly improve the effectiveness of hydrocar- тивности применения нефтяных ванн и снижению затрат времени на ликвидацию прихватов. bon spots and reduce the time for the drilling tool release.

List of reference

Список литературы

1. Instruction on release of stuck pipe string while drilling. // M.: Nedra – 1976. 2. A.V. Kolomoets. Prevention and elimination of drilling tool sticking in exploratory drilling. // М.: Nedra – 1983. 3. Instruction on setting of oil spots for elimination of sticking. // Krasnodar: VNIIKRneft – 1974. 4. P.F. Osipov, I.F. Chuprov, A.S. Fomin. Causes of sticking of diamond and PDC bits at the bottomhole in the course of downhole turbine motor drilling. // Construction of oil and gas wells on land and offshore. – 2005 – Issue No 9. – pp. 31-33. 5. W. E. Helmic, Shell Oil Co.; A. J. Longley, Shell Oil Co. Pressure-differential Sticking of Drill Pipe and How It Can Be Avoided or Relieved // Drilling and Production Practice, 1957. API 57-055. 6. P.I. Reid, G.H. Meeten, P.W. Way, Schlumberger Cambridge Research; Peter Clark, Dowell; B.D. Chambers, BP-Amoco; Alan Gilmour, Dowell; M.W. Sanders, M-I Drilling Fluids. Differential-Sticking Mechanisms and a Simple Wellsite Test for Monitoring and Optimizing Drilling Mud Properties // SPE Drilling & Completion Volume 15, Number 2, 2000. SPE 64114-PA. 7. Krol, David Alan, Gulf Research and Development Co. Laboratory Evaluation of Stuck Pipe Spotting Fluid Effectiveness // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1981. SPE 10096-MS. 8. R.K. Clark, SPE, and S.G. Almquist, Shell Development Co. Evaluation of Spotting Fluids in a Full-Scale Differential Pressure Sticking Apparatus // SPE Drilling Engineering, Volume 7, Number 2, 1992. SPE 22550-PA.

1. Инструкция по борьбе с прихватами колонны труб при бурении скважин. // М.: Недра – 1976. 2. Коломоец А.В. Предупреждение и ликвидация прихватов в разведочном бурении. // М.: Недра – 1983. 3. Инструкция по установке нефтяных ванн для ликвидации прихватов. // Краснодар: ВНИИКРнефть – 1974. 4. Осипов П.Ф., Чупров И.Ф., Фомин А.С. Причины прихвата алмазных долот и долот ИСМ на забое при турбинном бурении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2005 – № 9. – С. 31-33. 5. W. E. Helmic, Shell Oil Co.; A. J. Longley, Shell Oil Co. Pressure-differential Sticking of Drill Pipe and How It Can Be Avoided or Relieved // Drilling and Production Practice, 1957. API 57-055. 6. P.I. Reid, G.H. Meeten, P.W. Way, Schlumberger Cambridge Research; Peter Clark, Dowell; B.D. Chambers, BP-Amoco; Alan Gilmour, Dowell; M.W. Sanders, M-I Drilling Fluids. Differential-Sticking Mechanisms and a Simple Wellsite Test for Monitoring and Optimizing Drilling Mud Properties // SPE Drilling & Completion Volume 15, Number 2, 2000. SPE 64114PA. 7. Krol, David Alan, Gulf Research and Development Co. Laboratory Evaluation of Stuck Pipe Spotting Fluid Effectiveness // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1981. SPE 10096-MS. 8. R.K. Clark, SPE, and S.G. Almquist, Shell Development Co. Evaluation of Spotting Fluids in a Full-Scale Differential Pressure Sticking Apparatus // SPE Drilling Engineering, Volume 7, Number 2, 1992. SPE 22550-PA.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

77


PREMIUM CONNECTIONS

ADVERTORIAL SECTION

TMK Premium – Tough Connections for Tough Conditions

TMK Премиум – прочные соединения для сложных условий

Пол Фуллертон, вице-президент «ТМК Премиум», Хьюстон, США Paul Fullerton, Vice President, TMK Premium, Houston, USA

A

П

s much of the world’s oil and gas development grows ever more complex due to increasingly challenging production environments, operators continue to seek tubular products that can meet the most stringent performance requirements. In both its Russian and American divisions, TMK is world renowned for its development of premium products and services for companies in the global oil and gas industry.

о мере развития мировой нефтегазовой отрасли, операторы, вынужденные работать в сложных условиях, ищут трубную продукцию, соответствующую самым жестким требованиям по эксплуатации. Российское и американское подразделения ТМК предлагают нефтегазовым компаниям, работающим на мировом рынке, продукцию и услуги, получившие всемирное признание.

ULTRA™ Premium Connections – A Tradition of Excellence In the U.S., TMK’s line of ULTRA Premium Connections are produced at four facilities – Brookfield, Ohio; Catoosa, Oklahoma; Houston, Texas and Odessa, Texas. Although ULTRA Premium Connections have only been manufactured since 2004, they come from a long history of innovation and entrepreneurship that dates back to the mid-1960s. The story began with a fishing tools and accessories manufacturer in Odessa, Texas – Curley’s Machine Shop – which serviced customers in the nearby oil and gas-rich Permian Basin. In 2004, Curley’s acquired the intellectual property rights to the thread form patents that are the basis for ULTRA Premium Connections, which are currently manufactured by TMK IPSCO. Over the past five years, ULTRA Premium Connections have enjoyed remarkable success in oil and gas projects across the U.S. where sophisticated horizontal and/or directional drilling techniques are required to unlock deep hydrocarbon reserves. “Most first-generation premium connections took the buttress thread, tightened the tolerances and added metal to metal seals to ensure gas tightness. For many years, this design worked well – that is, until the advent of horizontal and directional drilling,” said Paul Fullerton, Vice President of TMK Premium. “This new form of drilling, particularly in the U.S. shale plays, added a whole new dimension for the requirement of premium connections. Strength in compression, torsional strength, fatigue life and resistance to shock loading became important.” Several ULTRA Premium Connections have undergone rigorous testing for strength in these categories in order to receive qualification under the ISO 13679 CAL IV standard, most recently the ULTRA-QX Premium Connection, which was qualified in July 2011. The ULTRA-QX™ Premium Connection is designed to maintain gas tight pressure integrity while enduring the stresses of high torque and severe bending. It is ideal in extreme depths, laterals, frac pressures and intense temperatures. One of the biggest success stories for ULTRA Premium Connections has been the shale gas plays in the U.S. where energy companies have been especially active in recent years. The Marcellus Shale, which stretches from upstate New York through Pennsylvania and into Ohio and West Virginia, is estimated to contain enough natural gas to meet U.S. demand for the next 100 years.

78

● Paul Fullerton, Vice President, ТМК Premium, Houston, USA. ● Пол Фуллертон, вице-президент «ТМК Премиум», Хьюстон, США.

Премиальные Соединения ULTRA™ – традиция качества

В США изделия линейки премиальных соединений ULTRA™ компании TMK изготавливаются на четырех предприятиях: в Брукфильде (штат Огайо), Катузе (штат Оклахома), Хюьстоне (штат Техас) и Одессе (штат Техас). Премиальные соединения ULTRA начали выпускать с 2004 года, однако работы по их внедрению и производству проводились уже с середины 1960-х годов. Все началось с компании Curley’s Machine Shop из Одессы (штат Техас), выпускавшей ловильный инструмент и оснастку. Ее заказчики, преимущественно, разрабатывали месторождения близлежащего пермского нефтегазоносного бассейна. В 2004 году Curley’s Machine Shop приобрела права на патент на резьбовые соединения, известные в настоящее время как соединения ULTRA и выпускаемые TMK IPSCO. В течение последних пяти лет премиальные соединения ULTRA успешно применялись при реализации различных нефтегазовых проектов на территории США в регионах, требующих использования сложных технологий горизонтального и (или) наклонно-направленного бурения. «При разработке большинства премиальных соединений первого поколения за основу брали трапецеидальную трубную резьбу, ужесточали допуски и добавляли уплотнение „металл-металл“ для обеспечения газогерметичности. Такая конструкция успешно применялась в течение многих лет, пока не появилось горизонтальное и наклонно-направленное бурение, – отметил Пол Фуллертон, вице-президент компании «TMK Премиум». – Oil&GasEURASIA


ПРЕМИАЛЬНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ “ULTRA Premium Connections are designed specifically for the new deep shale drilling methods used in the Marcellus Shale,” said Fullerton, “but the other shales, particularly the Barnett, Woodford, Haynesville and Fayetteville, will also play a big role for us as we continue to develop our business.”

TMK Premium Connections Conquer the Extreme Drilling Conditions in Russia While ULTRA Premium Connections have enjoyed considerable success in the U.S. in recent years, they have also begun to penetrate the Russian market, where several of TMK’s largest oil and gas customers are located. In early 2012, the Orsk Machine Building Plant, which is part of TMK’s Oilfield Services division, began producing casing with ULTRAFJ™ Premium Connections and has shipped orders to both LUKOIL and Gazprom. With the highest tensile efficiency of any true flush-joint casing connection and equal – or greater – compression efficiency, the ULTRA-FJ Premium Connection is the strongest flush-joint connection on the market today, outperforming many semi-flush connections offered by TMK’s competitors. The ULTRA-FJ Premium Connection is now considered a staple in both mature oilfields and new plays alike. “These shipments of our premium product, new for the Russian market, to such large companies as Gazprom and LUKOIL demonstrate our ability to offer innovative products of the highest class to our partners,” said Sergei Bilan, TMK Vice President for Premium Products and Services. In January 2012, a delegation from Gazprom traveled to the U.S. to visit TMK IPSCO’s new R&D Center and several of the company’s manufacturing facilities, including the Houston plant where ULTRA Premium Connections are produced. The company’s representatives were interested in seeing the manufacturing process first-hand and learning more about how the products could meet the demands of Gazprom’s most complex projects.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Данная техника бурения предъявила новые требования к премиальным соединениям, в частности, на сланцевых месторождениях США: особое внимание стало уделяться таким характеристикам, как сопротивление сжатию, сопротивление высокому крутящему моменту, устойчивость к экстремальным нагрузкам и высокая усталостная прочность». Некоторые премиальные соединения ULTRA прошли самые сложные испытания на прочность для сертификации по стандарту ISO 13769 (CAL 4). Последний сертификат был получен в июле 2011 года для премиального соединения ULTRA-QX. Премиальные соединения ULTRA-QX™ сохраняют герметичность газовых труб благодаря высокой прочности на растяжение и сжатие, а также высокой способности к изгибу. Такие устройства идеально подходят для работ на больших глубинах, в горизонтальных скважинах, при высоком давлении гидроразрыва и повышенной температуре. В частности, премиальные соединения ULTRA успешно использовались при реализации проектов по разработке месторождений сланцевого газа в США, в последние годы привлекших повышенное внимание энергетических компаний. Газовые запасы месторождение Marcellus Shale, простирающегося от штата Нью-Йорк через территорию Пенсильвании до Огайо и Западной Вирджинии, могут удовлетворить потребности США на ближайшие 100 лет. «Премиальные соединения ULTRA разрабатывались специально для новых технологий глубокого бурения, применяемых на месторождении Marcellus Shale, – подчеркнул Фуллертон, – однако проекты, которые реализуются на таких сланцевых месторождениях, как Barnett, Woodford, Haynesville и Fayetteville, также важны для дальнейшего развития нашей деятельности».

Премиальные соединения TMK успешно применяются в России при реализации проектов в экстремальных условиях Премиальные соединения ULTRA, успешно используемые на американском рынке, появились и в России, где работают несколько крупных нефтегазовых компаний-клиентов TMK. В начале 2012 года Орский машиностроительный завод, входящий в состав подразделения нефтепромыслового сервиса TMK, стал выпускать обсадные трубы с премиальными соединениями ULTRA-FJ™ для компаний «ЛУКОЙЛ» и «Газпром». Благодаря высокой прочности на разрыв обсадных труб с безниппельными соединениями и столь же высокому сопротивлению сжатию, соединения ULTRA-FJ являются самыми прочными безниппельными соединениями, представленными на рынке сегодня. Такие соединения в значительной мере превосходят безниппельные соединения, выпускаемые конкурентами TMK. Премиальные соединения ULTRA-FJ могут использоваться как на зрелых, так и на новых месторождениях. «Поставки премиальных изделий на российском рынке таким крупным компаниям, как „Газпром“ и „ЛУКОЙЛ“, подтверждают, что мы может предложить нашим партнерам инновационную продукцию высокого класса», – отметил Сергей Билан, заместитель генерального директора по премиальным видам продукции и сервису. В январе 2012 года делегация «Газпрома» посетила новый научноисследовательский центр ТМК IPSCO в США и предприятия компании, включая завод в Хьюстоне, где производятся премиальные соединения ULTRA. Представители компании хотели ознакомиться с производственным процессом и проверить, насколько продукция соответствует требованиям «Газпрома», осуществляющего сложнейшие проекты. Один из самых сложных проектов компании реализуется в Надыме на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, в условиях Крайнего Севера. В этом регионе расположено много нефтяных и газовых месторождений. С точки зрения углеводородных запасов Крайний Север России считается очень перспективным. «В районе Надыма не только экстремальные условия для проведения работ, здесь газ обнаружили в сложных для разработки

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

79


ADVERTORIAL SECTION

One of Gazprom’s most challenging projects is taking place in Nadym, an area in the Yamalo-Nenets Autonomous District of Russia’s Far North that contains vast reserves of oil and natural gas. Russia’s far northern and Arctic regions are often claimed to be the next frontier in hydrocarbon development. “The area around Nadym is not only extreme, the gas located there is in extreme formations,” said Piotr Galitzine, Chairman of TMK IPSCO. “Gazprom Dobycha Nadym, Gazprom’s local production subsidiary, has been tasked with bringing annual gas production up to 47 billion cubic meters within the next few years. In order to accomplish this, they will need our high-performing ULTRA Premium Connections.” “Gazprom previously acquired integral-connection pipe only by importing it,” said Sergei Rekin, General Director of TMK-Premium Service. “Now they will be able to purchase this product along with deliveries from TMK’s Russian family of premium connections. Close cooperation has been established between the Russian and American divisions, and we are now developing production of ULTRA Premium Connections in Russia at the Orsk Machine Building Plant. This is also helping to develop the partnership with Gazprom. This visit will undoubtedly serve to further develop cooperation between our companies.” Along with ULTRA Premium Connections, TMK’s Russian family of premium connections has also enjoyed considerable success. Many of these connections have undergone the same rigorous CAL IV qualification testing that ULTRA Premium Connections have passed. Most recently, tubing with TMK PF premium connections were qualified under the ISO 13679 CAL IV standard at the Oil States Industries international testing center in Aberdeen, Scotland. Casing with TMK PF premium connections has already been run successfully at a number of major projects in Russia, including Gazprom Neft’s South Priobskoye field in the Khanty-Mansiysk Autonomous District of western Siberia and NOVATEK’s Yurkharovskoye field on the Tazov Peninsula in the Yamal-Nenets Autonomous District, also in Western Siberia. The latter was a particularly difficult project, as the well consists of both a vertical section, which is located in the onshore zone, and a horizontal section that is located offshore. TMK was the first Russian pipe company to run a string in this type of well.

Expanded Premium Production in Both Hemispheres As a result of increased demand for TMK’s premium products, manufacturing operations are expanding both in Russia and the U.S. In addition to the line of ULTRA Premium Connections, in October 2011, a new line to thread TMK Premium Connections was commissioned at the Orsk Machine-Building Plant. In the U.S., production capacity for ULTRA Premium Connections was doubled at TMK IPSCO’s facility in Brookfield, Ohio when a second thread line was commissioned in March 2011. In May 2012, TMK IPSCO began development of a new 69,000 square foot facility in Odessa, Texas to expand, upgrade and consolidate the company’s operations. One major benefit will be improved production and reduced response times for customers. Finally, earlier in 2012, TMK IPSCO began development of a new 33,000 square-foot pipe threading and service facility in Edmonton, Alberta, Canada. Once completed in late 2012, this facility will thread a full range of ULTRA Premium Connections, as well as offer a full line of accessories, services and repairs, thereby helping to satisfy increasing demand for proven premium connections as the Canadian market continues to shift towards unconventional gas and oil resources, such as those found in the nearby Horn River, Montney and Duvernay shales. Apart from expanding production, TMK is also busy developing new products to meet the diverse needs of customers in the markets it serves across the globe. As oil continues to remain a key part of the world’s energy balance, the company is expanding its portfolio of products designed for corrosive and extreme environments. The scope and speed of these development initiatives has been greatly enhanced following the opening of the company’s new R&D Center in Houston, Texas, which is working in close cooperation with RosNITI – TMK’s research and development division based in Chelyabinsk, Russia.

80

PREMIUM CONNECTIONS пластах, – отмечает Петр Голицын, председатель совета директоров TMK IPSCO. – „Газпром добыча Надым“, дочернее предприятие „Газпрома“, поставило целью поднять ежегодную добычу газа до 47 млрд м3 в ближайшие несколько лет. Выполнить поставленную задачу помогут эффективные премиальные соединения ULTRA». «Ранее „Газпром“ ввозил трубные соединения из-за рубежа, – отметил Сергей Рекин, генеральный директор „TMK-Премиум Сервис“, – Теперь они получили возможность закупать премиальные соединения у российского подразделения TMK. Тесное сотрудничество между российским и американским подразделениями позволило начать производство продуктов ULTRA в России на Орском машиностроительном заводе. Это способствует развитию партнерских отношений с компанией „Газпром“. Визит в США, несомненно, – это шаг к дальнейшему развитию сотрудничества между нашими компаниями». Наряду с премиальными соединениями ULTRA, другая продукция российского подразделения TMK также имела значительный успех. Многие соединения, как и премиальные соединения ULTRA, прошли квалификационные испытания CAL IV. Среди последних следует отметить премиальные соединения TMK PF, которые прошли квалификацию по стандартам ISO 13679 CAL IV в международном испытательном центре Oil States Industries в Абердине (Шотландия). Изделия, оснащенные премиальными соединениями TMK PF, успешно использовались при реализации различных проектов в России, включая разработку Приобского месторождения компанией «Газпром нефть» на территории Ханты-Мансийского автономного округа в Западной Сибири и Юрхаровского месторождения компанией «НОВАТЭК» на Тазовском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе (также в Западной Сибири). Последний проект оказался особенно сложным, так как в этом месторождении имеются как вертикальные пласты, расположенные на береговой линии, так и горизонтальные пласты, расположенные на шельфе. TMK была первой российской трубной компанией, которая осуществила спуск колонны в скважину такого типа.

Расширение производства премиума в обоих полушариях Повышенный спрос на премиальную продукцию TMK привел к расширению производства на российском и американском рынках. Главной задачей является совершенствование производственных процессов и сокращение сроков обслуживания заказчиков. В октябре 2011 года была введена в эксплуатацию новая линия по производству премиальных соединений TMK на Орском машиностроительном заводе. На заводе IPSCO в Брукфилде, штат Огайо, мощности, используемые для производства премиальных соединений ULTRA, увеличились вдвое – в марте 2011 года там была запущена вторая линия для выпуска резьбовых соединений. В мае 2012 года TMK IPSCO открыла новое предприятие площадью 69 тыс. кв. футов в Одессе (штат Техас), с целью расширения, модернизации и консолидации деятельности компании. Наконец, в начале 2012 года TMK IPSCO начало строительство производственных мощностей общей площадью 33 тыс. кв. футов для выпуска трубных изделий в г. Эдмонтон (провинция Альберта, Канада). В конце 2012 года, по завершении строительства, предприятие будет производить полный ассортимент премиальных соединений ULTRA и всю линейку комплектующих, а также предложит сервис и ремонт. Это позволит удовлетворить постоянно растущий спрос на высококачественные премиальные соединения на канадском рынке при освоении нетрадиционных запасов нефти и газа, аналогичных сланцевым месторождениям Montney и Duvernay в бассейне реки Хорн. Помимо расширения производственных мощностей, TMK разрабатывает новые продукты, чтобы удовлетворить потребности заказчиков во всем мире. Пока нефть остается основой мировой энергетики, компания будет расширять ассортимент продукции, предназначенной для эксплуатации в агрессивной среде и экстремальных условиях. Благодаря открытию научно-исследовательского центра в Хьюстоне (штат Техас) увеличился объем исследовательских работ. Центр тесно сотрудничает с научноисследовательским подразделением РосНИТИ – ТМК, находящимся в Челябинске (Россия). Oil&GasEURASIA


Это издание ежемесячно читают 80 тыс. пар глаз. И чем больше россиян увидит информацию о вас, тем значительнее вырастет объем продаж вашей продукции. У журнала «Нефть и газ Евразия» – наиболее квалифицированная целевая аудитория среди печатных изданий и интернет-публикаций, поэтому пристальное внимание всех заинтересованных глаз в России вам обеспечено. Только «Нефть и газ Евразия» предложит вам:

• самый высокий в России тираж среди крупных коммерческих нефтегазовых изданий; • изданный в Москве журнал с параллельным текстом на русском и английском языках; • репортажи собственных корреспондентов из важнейших нефтегазовых регионов; • достоверные данные по объему тиража, подтвержденные Бюро по исследованию тиражей отраслевых изданий (ВРА).

Хотите узнать о нас больше – посетите сайт www.oilandgaseurasia.com !


July-August 2012  

The July/August 2012 issue of OGE.

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you