February 2013 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#2 2013

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE

FEBRUARY ФЕВРАЛЬ

ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

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

SINTEZ CEO

Глава «Синтеза» Андрей Королев о развитии энергетики на Балканах p. / стр. 52

p. / стр. 18

Andrei Korolev Seeks Growth in Balkans Power Sector Russian Drillers Embrace Higher Tech Solutions Российские компании наращивают объемы бурения

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Answer the Call – the SPE’s “Call for Papers” for Arctic and Extreme Environments Ваш последний шанс принять участие в конференции SPE по Арктике! Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

he conference season is up and running again and I’d like to draw your attention to one the upcoming “Call for Papers” deadline for the 2nd SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition. You have until March 4 to submit papers for consideration at this high profile professional event. SPE Arctic will take place in Moscow on 15-17 October 2013. This year’s theme is: “Science and Industry Collaboration for Crossing Arctic Frontiers”. Oil&Gas Eurasia is the official publication of the 2nd SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition. So I’d like to give the floor to three program committee co-chairs to explain a bit about the value of participating. Those co-chairs include: Vladimir Vovk, of Gazprom, Renaud Gauchet, Total E&P Russie, and Anatoly Zolotukhin, of Gubkin Russian State University of Oil and Gas. And here’s what they had to say in the “Call for Papers” announcement: The first event, in 2011, was very well received and featured over 60 papers across 10 technical and three plenary sessions. The papers covered a wide range of issues associated with fields in the Arctic and extreme environments including: innovations, investments, environmental protection and business social responsibility. In recent years, the development of fields in the Arctic and extreme environments has become one of Russia’s priorities. Development of such fields in these harsh onshore and offshore conditions is extremely challenging for a number of reasons and many require innovative technical solutions as well. For example: ● Maximising environmental and industrial safety methods of current and planned projects; ● Minimising environmental risks; ● Prevention of technogenic catastrophes and preservation of the ecosystem; ● Development of new and adapted technologies for cost-effective production; ● Definition of proper acquisition and prospectivity evaluation; ● Clear legislation of new standards to be implemented; ● Enhancing education systems and focused professional training. With this in mind, discussing the latest technologies and technical issues related to operations in these environments where only excellence is acceptable, is vital. Subsequently, the 2013 program committee would like to invite you to submit your paper proposals for the SPE Arctic and Extreme Environments Conference. We welcome industry leaders from around the world, representatives from service companies, international R&D institutions and universities, to share their experiences with us and to participate in solving one of the most important issues that our industry is facing. We are looking forward to meeting you during this recognized international event. And here are the opportunities for article submission:

Arctic and High North Oil and Natural Gas Potential

● ●

Resources – petroleum systems and basin potential, frontier basin geology; Discovered Arctic, High North oil and natural gas resources;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

езон конференций снова открыт, и я бы хотела обратить ваше внимание на истекающие сроки подачи материалов для участия во II Конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике 2013. До 4 марта вы еще успеете представить на рассмотрение свои доклады для этого мероприятия, организованного на самом высоком профессиональном уровне. В этом году конференция и выставка SPE по Арктике пройдут 15-17 октября в Москве под девизом: «Альянс науки и промышленности для преодоления арктических рубежей». Журнал «Нефть и газ Евразия», как и в прошлом году, выступает в качестве официального издания. Поэтому передаю слово сопредседателям программного комитета, чтобы вы имели представление о значимости этого события. В программный комитет входят: Владимир Вовк (ОАО «Газпром»), Рено Гоше («Тоталь разведка и разработка Россия») и Анатолий Золотухин (РГУ нефти и газа им. Губкина): Первая конференция прошла с большим успехом в 2011 году. В рамках 10 технических сессий и трех пленарных заседаний было представлено более 60 докладов, которые позволили охватить широкий круг вопросов, связанных с освоением месторождений в осложненных условиях и Арктике: инновации, инвестиции, охрана окружающей среды и социальная ответственность бизнеса. В последние годы разработка арктических месторождений и месторождений в осложенных условиях стала для России одним из приоритетных направлений. Разработка месторождений в суровых климатических условиях сильно осложнена рядом факторов, требующих как инновационных технологических, так и политических решений, включая: ● обеспечение максимальной экологической и промышленной безопасности действующих и планируемых проектов; ● минимизацию экологических рисков; ● предотвращение техногенных катастроф и сохранение экосистемы; ● разработку новых и адаптированных технологий для рентабельной добычи; ● надлежащий сбор данных и оценку перспективности; ● применение четкого законодательства относительно внедрения новых стандартов; ● улучшение системы и качества образования и узконаправленную подготовку специалистов для освоения природных ресурсов в осложненных условиях. Именно поэтому Программный комитет конференции считает обсуждение новейших технологий и технических вопросов, связанных с разработкой месторождений в Арктике и осложненных условиях, исключительно важным. Председатели программного комитета приглашают вас представить свои рефераты на конференцию «Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике», где будут рады приветствовать лидеров российской и международной науки и промышленности, представителей нефтегазодобывающих и сервисных компаний, научно-исследовательских институтов и ВУЗов, готовых поделиться опытом и принять участие в решении самых важных и актуальных вопросов, с которыми сталкивается нефтегазодобывающая промышленность. Мы надеемся на встречу с вами на этом значимом международном мероприятии! У вас есть возможность представить рефераты для технических сессий по следующим темам:

Углеводородные ресурсы Арктики и районов Крайнего Севера

● Оценка выявленных и потенциальных ресурсов нефти и газа. Потенциал нефтегазоносных бассейнов Севера и геология малоизученных районов. ● Разведанные запасы нефти и газа в Арктике и районах Крайнего Севера. ● Неразведанные технологически доступные запасы нефти и газа Арктики и районов Крайнего Севера. ● Особенности подсчета запасов в Арктике. ● Оценка неопределенностей при подсчете запасов в Арктике. ● Управление рисками и неопределенностью – вопросы идентификации и оценки технических и не технических рисков и неопределенностей и их влияния на разведку. ● Нетрадиционные ресурсы (газогидраты, сланцевый газ, сланцевая нефть).

Технологии геолого-геофизических исследований в суровых природно-климатических условиях и Арктике

● Сейсмические исследования в арктических морях в условиях наличия ледовых образований, частично покрывающих поверхность воды.

#2 February 2013

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА ● Undiscovered, technically recoverable, conventional oil and natural gas resources in the Arctic and High North; ● Estimating reserves in the Arctic; ● Specific uncertainties during the process of reserves evaluation in Arctic conditions; ● Risk and uncertainty management: issues relating to identifying and assessing technical and non-technical risk and uncertainties in exploration; ● Unconventional resources (Gas Hydrates, Shale Oil and Shale Gas).

Geology and Geophysics Technologies in Arctic and Harsh Environments

● Seismic acquisition and exploration strategies in ice infested waters; ● Geophysics and the impact on exploration strategy: new advances in geophysical technology, from acquisition and processing to interpretation techniques; ● Reservoir/basin characterisation and modelling; ● Near surface research; ● Added value of permanent geophysical acquisition devices in Arctic and extreme environments; ● Optimum approaches to exploration in iced waters: methods of reducing risk.

Drilling and Well Construction Technology

● Extension of drilling season in the Arctic seas (i.e. beyond ice-free period); ● Challenges and solutions linked to the operating of mobile drilling units and drillships in ice infested waters, including the construction of ice-resistant MOdus and ships, station keeping, ice management, etc.; ● Developments in onshore arctic drilling rigs; ● Drilling waste management; ● The role of floating drilling rigs and jack-up drilling rigs in a shallow water zone; ● Drilling and completion of offshore and onshore wells in the presence of permafrost, shallow gas and other severities; ● Challenges in well construction and completion in extreme environments; ● Access to viable infrastructure; ● IRM (inspection, Repair and Maintenance), winterisation; ● Drilling mud in Arctic and harsh environments; ● Solutions for cementing operations in the presence of permafrost, gas hydrates, shallow gas and extreme environments; ● Drilling risk awareness in Arctic and harsh environments (HSE).

Oil Spill Prevention. After Macondo: Emergency Well Capping

● Experience and capabilities in the area of oil spill prevention and response in ice covered waters, identifying emerging technologies, issues, trends and opportunities; ● Relief wells drilling; ● Well capping systems and strategies; ● Oil spill response scenarios simulation/equipment/systems/strategies and co-ordination measures between companies/nations/regions.

Offshore and Onshore Field Development

● Development planning including alternative plans; ● Facilities and structure design for Arctic and extreme cold conditions; ● Subsea production systems and technologies: development, experience and perspectives; ● Intelligent field concepts; ● Cold climate challenges with a focus on ice loading and ice abrasion. To learn more about how to submit a paper for consideration by the jury, visit www.arcticoilgas.com. And as was said earlier, Oil&Gas Eurasia will again be offering advertising and promotion opportunities for the event itself in the official publication, show catalogue and show daily newspaper. You can contact us at sales@ eurasiapress.com or visit www.oilandgaseurasia.com. Considering the large number of conferences in the market these days on Arctic development topics, it is sometimes hard to choose which events offer the best value for money. Oil&Gas Eurasia backs SPE Arctic and Harsh Environments because its content is driven by SPE – the international professional organization of oil and gas engineers. Only the best papers make it through the SPE evaluation process and the review is truly a review of peers – petroleum engineers judging the work of their fellow petroleum engineers.

● Геофизика: новые методы геофизической технологии – от сбора и обработки данных до интерпретации – и их влияние на стратегию разведочного бурения. ● Получение характеристик и моделирование пластов. ● Исследование верхней части разреза. ● Преимущества применения приборов постоянного сбора геофизических данных в осложненных условиях и Арктике. ● Правильный подход к проведению разведочных работ в условиях ледового покрова: перспективный подход к снижению рисков.

Технологии бурения и строительства скважин

● Увеличение продолжительности сезона бурения в арктических морях (т.е. за пределы безледного периода). ● Задачи и решения при эксплуатации плавучих буровых установок и буровых судов в условиях ледового покрова, включая ледостойкие сооружения и суда. Вопросы удержания судов «на точке» в таких условиях, ледовый менеджмент и т.д. ● Разработка наземных буровых установок в арктическом исполнении. ● Утилизация отходов при бурении скважин. ● Функции плавучих буровых установок и СПБУ (в мелководной зоне). ● Строительство морских и сухопутных скважин в условиях вечной мерзлоты, наличия приповерхностного газа и т.д. ● Решение сложных задач при строительстве и заканчивании скважин в экстремальных условиях окружающей среды. ● Доступ к развитой инфраструктуре. ● Управление ресурсами (проверка, ремонт и техническое обслуживание) и влияние зимних условий. ● Проблемы выбора бурового раствора и оборудования для его приготовления и обработки для арктических и суровых климатических условий. ● Решения для процесса цементирования в условиях многолетнемерзлых пород (ММП), наличия газогидратов и мелкозалегающего газа, а также с учетом экстремальных условий окружающей среды. ● Предупреждение рисков при бурении в арктических и осложненных климатических условиях (ПБОТ и ОС).

Предотвращение разливов нефти. Глушение аварийных скважин – уроки Macondo

● Опыт и возможности по предотвращению разливов нефти и борьбе с ними в арктических регионах. Оценка перспективных технологий, трендов и возможностей. ● Бурение разгрузочных скважин. ● Cтратегия и системы глушения скважин. ● Разлив нефти – моделирование возможных сценариев разлива нефти, стратегия предотвращения, минимизация воздействия на окружающую среду, оборудование и координация усилий в борьбе с разливами между компаниями, странами, регионами.

Разработка сухопутных и морских месторождений

● Планирование разработки месторождения, включая альтернативный план. ● Системы обустройства и проектирование конструкций в условиях Арктики и экстремально низких температур. ● Технологии и системы для подводной добычи: их разработка, опыт применения и перспективы. ● Концепция «интеллектуального месторождения». ● Особенности холодных климатических условий. Ледовые нагрузки и прочность материалов. Чтобы получить более подробную информацию по подаче докладов, зайдите на сайт www.arcticoilgas.com. Как я уже заметила выше, «Нефть и газ Евразия» в этом году снова предоставляет вам возможность продвижения и размещения рекламы во время мероприятия в нашем официальном издании, каталоге и ежедневной газете Show Daily. По всем вопросам обращайтесь по адресу sales@eurasiapress.com или посетите наш сайт www.oilandgaseurasia.com. Учитывая огромное количество конференций по арктической тематике, проводимых сегодня, иногда очень трудно понять, какие из них наиболее выгодны с точки зрения инвестиций. Журнал «Нефть и газ Евразия» всецело поддерживает Конференцию и выставку SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, так как их содержание курируется SPE – международным обществом инженеров-нефтяников. И поверьте, только самые лучшие работы проходят через оценку специалистов SPE – ведь работу инженеров-нефтяников здесь оценивают их коллеги, инженерынефтяники.

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Answer the Call – the SPE’s “Call for Papers” for Arctic and Extreme Environments Ваш последний шанс принять участие в конференции SPE по Арктике! TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

STATISTICS | СТАТИСТИКА 16

MARKET OVERVIEW | ОБЗОР РЫНКА 18

Russian Drilling Programs Poised to Best 2012 Highs Российская программа бурения готова превзойти рекорды 2012 года

SERVICES&EQUIPMENT | СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ

Gaining Positive Momentum Scope of Drilling and Orders for Manufactured Equipment Grows as Market Strengthens

Положительная динамика

Объемы бурения и производства оборудования снова увеличиваются

DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Drilling in Highly Permeable Reservoirs of Eastern Siberia: Oil-in-water Emulsion Бурение в высокопроницаемых продуктивных горизонтах в Восточной Сибири: Эмульсия «масло в воде»

RECORDS | РЕКОРДЫ

Belarus Drills the Deepest Well in CIS В Беларуси приступили к бурению самой глубокой скважины в СНГ

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ

How One Russian Independent Prospered from Perestroika to the EU Crisis Группа «Синтез»: история одной компании от перестройки до европейского кризиса

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Gazprom, Rosneft Seal Their Shelf Monopoly Монополия на шельфе: «Газпром» и «Роснефть» не пускают частные компании

Oil&GasEURASIA

#2 February 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

GAS | ГАЗ

Gazprom Gives Chayanda the Go! «Газпром» дал Чаянде «зеленый свет»

ESP | УЭЦН

Evaluation of ESP Reliability as a Way to Increase Non-Failure Operation (Part 1) Оценка надежности установок электроцентробежного насоса как способ увеличить срок их безотказной работы (часть 1)

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки HALLIBURTON . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Baker Hughes . . . . . . . . .Back Inside Cover / 3-я страница обложки Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Cameron . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

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

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

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com WEB EDITOR Lada Ponomareva CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex GUEST CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER PHOTO Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.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 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 СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

«Новомет-Сервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

VAN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

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 © 2013, 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 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

9 8 7

1 3

2 4

CAMERON: НОВЫЙ ВЗГЛЯД 6

ЛУЧШЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОТОКА

От разведки и добычи до переработки и сбыта, на суше и на море, мы рядом. ™

Камерон — ведущий поставщик оборудования, систем и услуг регулирования и измерения потока при добыче и переработке нефти и газа по всему миру. Наши комплексные решения, практические знания, технологии и надежное оборудование послужат вам для оптимизации результатов и повышения эффективности производства. Опираясь на опыт многих десятилетий, мы постоянно находим новые способы решения самых сложных технических задач, встающих перед нашими заказчиками. Мы знаем потребности своих заказчиков изнутри, и поэтому предлагаем максимально эффективные решения, позволяющие быстро достигнуть результата. Понимание особенностей работы на больших глубинах, при высоких температурах и давлении в сочетании с глубоким знанием местной специфики является одним из основных факторов нашего успеха. Cameron: новый взгляд. www.c-a-m.com www.c-a-m.ru AD00498CAM

К СОВЕРШЕНСТВУ — ВМЕСТЕ!™

СЕГМЕНТЫ РЫНКА, НА КОТОРЫХ ПРИСУТСТВУЕТ CAMERON 1 НАЗЕМНОЕ БУРЕНИЕ 2 МОРСКОЕ БУРЕНИЕ 3 НАЗЕМНАЯ ДОБЫЧА 4 МОРСКАЯ ДОБЫЧА 5 ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА 6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ НА МОРСКИХ ПЛАТФОРМАХ

7 ТРАНСПОРТИРОВКА/ХРАНЕНИЕ 8 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА/НЕФТЕХИМИЯ/СПГ 9 ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Graco Releases New Equimpent for Passive Fire Protection Graco release new equipment designed to spray coatings for passive fire protection (PFP). Epoxy intumescent coatings are designed to protect steel from critical temperatures when exposed to hydrocarbon and cellulosic fires. Critical applications require technology that delivers quality results and ratio assurance for applicators, clients, and material suppliers. The Graco XM™ PFP Plural-Component Sprayer is engineered to boost productivity and improve performance where coating failures are not an option.

XM PFP Features and Benefits 1. Live ratio assurance reduces costly rework and creates confidence that the job was done right. 2. USB data reporting improves quality control for applicators, coating suppliers and clients. 3. Adjustable ratio eliminates costly changeovers between jobs specified for different coatings 4. New temperature controls and heating system improves spray performance and boosts productivity, allowing applicators to atomize coatings at the lowest possible pressures, reducing waste and overspray. Graco also releases new equipment for intumescent coatings that can be hand mixed and sprayed through single-leg equipment. Optimized for (but not limited to) epoxy intumescents, the Graco Xtreme™ PFP is for small applications, tie-ins and touch-ups in tight areas where portability is required. Troweling epoxy intumescent coatings is labor intensive and the Xtreme PFP is the next step to improve productivity for smaller jobs with lower capital investment.

Xtreme PFP Features and Benefits 1. Quick knock-down Xtreme lower improves uptime during labour intensive cleaning of epoxy intumescent materials. 2. Portable cart allows closer distances between pump and substrate for more productivity. 3. 70:1 fluid-to-air pressure ratio ensures maximum power to spray high viscosity coatings. 4. Intuitive operation / easy to use gets the job done faster on small projects.

● Costly rework is reduced with the use of XM™ PFP. ● С применением XM™ PFP снижается необходимость затратной повторной обработки поверхности.

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

Graco представляет новое оборудование для обеспечения пассивной противопожарной защиты Компания Graco выпустила новое оборудование, разработанное для распыления покрытий, обеспечивающих пассивную противопожарную защиту (PFP). Эпоксидные вспучивающиеся при нагревании огнезащитные покрытия разработаны для защиты стали от критических температур, возникающих при горении углеводородов и целлюлозы. Для использования в критических ситуациях требуется технология, обеспечивающая необходимое качество и соотношение жидкости и газа для специалистов, наносящих защитные покрытия, клиентов и поставщиков материалов. Многокомпонентный распылитель Graco XM™ PFP призван повысить производительность и улучшить качество работы в случаях, когда проблемы с защитным покрытием недопустимы.

Особенности и достоинства системы XM PFP 1. Возможность обеспечить необходимое соотношение жидкости и воздуха в процессе работы – снижается необходимость затратной повторной обработки и обеспечивается уверенность в том, что работа проведена правильно. 2. Учет данных с использованием USB – улучшается контроль качества для фирм, наносящих покрытия, поставщиков материалов покрытий и клиентов. 3. Возможность регулирования соотношения жидкости и воздуха – устраняется необходимость перенастройки на операции по нанесению других покрытий. 4. Новые терморегуляторы и система подогрева – улучшается качество распыления и повышается производительность, что позволяет специалистам распылять покрытие при минимальных возможных давлениях, сокращая потери и избегая излишнего напыления. Компания Graco также представляет новое оборудование для вспучивающихся при нагревании покрытий, которые можно смешивать вручную и наносить распылением, используя «однофазное» оборудование. Система Graco Xtreme™ PFP оптимизирована для вспучивающихся при нагревании эпоксидных покрытий (но не ограничена этим). Она также предназначена для мелких работ, в местах врезок и мелкого ремонта в труднодоступных участках, где требуется портативность. Нанесение лопаткой эпоксидных покрытий, вспучивающихся при нагревании, – процесс трудоемкий, и производительность подобных работ может быть повышена при минимальных затратах благодаря системе Xtreme PFP.

Особенности и достоинства системы Xtreme PFP 1. Быстроразборное опускающееся устройство Xtreme – увеличивает полезное время за счет сокращения трудоемкого удаления из устройства эпоксидных материалов, вспучивающихся при нагревании. 2. Передвижная тележка – позволяет сокращать расстояние между насосом и наносимым материалом основы, что повышает производительность. Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

New Accessories for PFP and Protective Coating Applications 1. Viscon HF 5400W heater by 3.25 times exceeds the flow of the standard Viscon HP heater 2. Graco XHF high flow spray gun – 7,250 psi (500 bar) with front entry to handle high viscosity coatings 3. New ¾-in. x 6,500 psi (448 bar) airless hose and dual-heated hose assemblies. 4. New ¾-in. check valves and ball valves for high pressure, 7,250 psi (500 bar) applications.

Halliburton Uses Clean-Burning Natural Gas to Power a Complete Hydraulic Fracturing Fleet Halliburton, Apache Corporation and Caterpillar have developed innovative dual-fuel technology capable of safely and efficiently powering the pumping equipment used for fracturing treatments with a mixture of natural gas and diesel. With 12 pumps (24,000 horsepower), this is one of the largest-scale dual-fuel projects ever conducted in the oil and gas industry. G. Steven Farris, Chairman and CEO of Apache and the Chairman of America’s Natural Gas Alliance (ANGA), encouraged Apache and the industry to increase the use of natural gas as a fuel for engines. In response, Halliburton developed a technical solution for converting the pumping equipment used at a typical large-scale fracturing spread to a dual-fuel system including natural gas – one that would be more efficient and cleaner-burning than using diesel alone. Halliburton and its supplier, Caterpillar, teamed up to convert the company’s new Q-10 pumps to dual fuel with a technology that would safely and efficiently accommodate high-quality liquefied or compressed natural gas. Collaborating closely with Halliburton and Apache to cover a wide range of performance, environmental and efficiency criteria, Caterpillar adapted its proprietary Dynamic Gas Blending (DGB) engine technology to power Halliburton’s massive pumps.

● New dual-fuel technology offers environmental and cost benefits. ● Новая двухтопливная технология обеспечивает как экологические, так и экономические преимущества.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 3.Отношение давлений жидкости-воздуха 70:1 – максимальная мощность для распыления высоковязких покрытий. 4. Интуитивное управление / легкость использования – позволяет осуществлять небольшие работы быстрее.

Новые вспомогательные приспособления для PFP и нанесения защитных покрытий 1. Нагреватель Viscon HF 5400 Вт с пропускной способностью, в 3,25 раза превышающей пропускную способность стандартного нагревателя Viscon HP. 2. Распылитель высокого расхода Graco XHF – 7 250 фунт/дюйм² (500 бар) с передней подачей материала для работы с высоковязкими покрытиями. 3. Новый безвоздушный шланг ¾ дюйма x 6 500 фунт/дюйм² (448 бар) и шланги с двойной системой обогрева в сборе с соединительными приспособлениями. 4. Новые обратные и шаровые клапаны размером ¾ дюйма, рассчитанные на использование при высоком давлении – 7 250 фунт/ дюйм² (500 бар).

Halliburton использует полностью сгорающий природный газ как топливо для оборудования ГРП Halliburton, Apache Corporation и Caterpillar разработали инновационную двухтопливную технологию, обеспечивающую безопасное и эффективное энергоснабжение работы насосного оборудования, используемого при ГРП. В качестве источника энергии выступает смесь природного газа и дизельного топлива. Проект, включающий 12 насосов (24 тыс. л.с.), является одним из самых масштабных проектов по использованию двух видов топлива в нефтегазовой отрасли. Дж. Стивен Фаррис, председатель и исполнительный директор компании Apache, возглавляющий также Американскую ассоциацию производителей природного газа (ANGA), призвал Apache и других представителей отрасли увеличить использование природного газа в качестве моторного топлива. Откликнувшись на призыв, компания Halliburton предложила техническое решение, предусматривающее преобразование насосного оборудования, используемого в стандартных крупномасштабных комплексах ГРП, в системы, работающие на двух видах топлива, включая природный газ. Такие системы должны работать эффективнее и обеспечить более полное сгорание по сравнению с оборудованием, использующим только дизельное топливо. Halliburton и ее поставщик Caterpillar совместными усилиями переводят новые насосы Q10 на работу с двумя видами топлива. При этом применяется технология, позволяющая эффективно и безопасно использовать высококачественный сжиженный или сжатый природный газ. Компания Caterpillar адаптировала собственную запатентованную технологию динамического смешивания топлива с целью использовать ее для энергообеспечения мощных насосов Halliburton. Адаптация технологии осуществлялась при содействии специалистов Halliburton и Apache из-за Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Honeywell’s New Smartline Pressure Transmitters Lower Plant Lifecycle Costs Honeywell launched its new range of SmartLine™ industrial pressure transmitters, which will enhance communication abilities, improve operational efficiency and reduce lifecycle costs for process manufacturers. Honeywell SmartLine pressure transmitters make it easier to support field devices and promote plant reliability with their unique efficiency-enhancing features, such as a graphic display capable of showing process data in graphical formats and communicating messages from the control room. SmartLine transmitters also feature modular components to simplify field repairs and reduce inventory required to make those repairs. The new display supports graphical process data in easy-to-read trend lines and bar graphs while also providing a unique platform for operator messages, comprehensive diagnostic warnings, and loop status for maintenance. These capabilities are part of the transmitter’s Smart Connection Suite, and allow control room operators to send ● Transmitter modular design messages to the display to streamlines maintenance. make it easier and faster ● Модульная конструкция датчика упрощает обслуживание. for field operators to iden-

#2 February 2013

необходимости учитывать множественные требования к производительности, эффективности и экологической безопасности.

Новые датчики Honeywell Smartline снижают расходы на поддержание жизненного цикла производства Корпорация Honeywell объявила о выпуске новой серии промышленных датчиков давления SmartLine™, которые расширят возможности обмена информацией, повысят эффективность эксплуатации и снизят расходы производственных предприятий на поддержание жизненного цикла. Использование датчиков Honeywell SmartLine упрощает процедуры обслуживания контрольно-измерительных приборов и повышает общую надежность производства. Более эффективная эксплуатация обеспечивается благодаря уникальным особенностям датчиков – например, графическому дисплею, который отображает данные о технологических процессах в графическом виде и воспроизводит сообщения из диспетчерской. Кроме того, датчики SmartLine используют модульные компоненты для упрощения ремонта на месте эксплуатации и сокращения складских запасов, необходимых для ремонта. Новый дисплей отображает данные технологических процессов в удобной для считывания графической форме, используя тренды и гистограммы, а также предлагает уникальные функции отображения сообщений оператора, диагностических предупреждений и сведений о готовности контура регулирования для технического обслу-

Krasnoyarsk Scientists Reveal a New Oilfield APG Utilization Technology

Красноярские ученые разработали новую технологию утилизации ПНГ на промыслах

A mobile unit for on-the-spot utilization of associated petroleum gas (APG) has been designed by a joint team of scientists from the Institute of Chemistry and Chemical Technology SB RAS (Krasnoyarsk), engineers of Krasnoyarsk Machine-Building Plant (Krasmash) and experts from Vankorneft (Rosneft’s subsidiary). The unit uses catalysts to separate APG into liquid fraction and natural gas. The resulting hydrocarbon liquid is injected directly into the field pipeline and transported along with the oil. Currently, large stationary facilities are required to implement this operation. Krasmash engineers have already started pilot testing of the unit. “We plan to complete testing before the end of Q1 2013 and then submit the results to the oil producers,” says Krasmash Deputy Director Sergei Bogdanov. To continue the tests, the research team hopes to get a 7.6 million rubles grant from Krasnoyarsk Regional Science Foundation. A fact to notice: starting 2013, a producer burns over 5 percent of the APG will have to use a multiplier of “12” in calculation of APG burn payments; from 2014 the multiplier more than doubles – to “25”. Absence of metering equipment would automatically hike the multiplier to “120” regardless of the burned volume.

Ученые Института химии и химической технологии СО РАН (Красноярск) совместно с инженерами Красноярского машиностроительный завода («Красмаш») и специалистами «Ванкорнефти» (дочерняя компания «Роснефти») разработали мобильную установку для утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) непосредственно на нефтепромыслах. Технология заключается в том, что ПНГ в мобильной установке разделяют с помощью катализаторов на жидкую фракцию и природный газ. Полученную углеводородную жидкость закачивают в нефтепровод прямо на промысле и транспортируют вместе с нефтью. Сейчас для аналогичной работы и в России, и за рубежом строятся крупные стационарные предприятия. Инженеры «Красмаша» уже приступили к опытно-промышленным испытаниям установки. «Мы рассчитываем закончить эту работу до конца первого квартала 2013 года и представить ее результаты нефтяникам», – отметил заместитель генерального директора машзавода Сергей Богданов. Исследовательская группа рассчитывает в 2013 году получить грант Красноярского краевого фонда науки в размере 7,6 млн рублей для продолжения испытаний. Напомним, что с 2013 года коэффициент при расчете платы за сжигание ПНГ свыше 5% будет составлять 12, а с 2014 года – 25. При этом, при отсутствии приборов учета коэффициент составит 120, независимо от объемов сжигания.

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

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

tify the correct transmitter and determine required maintenance tasks. And, when integrated with Honeywell’s Experion® Process Knowledge System (PKS), the transmitter can also display its maintenance mode – telling field operators if the control loop is in a safe state to perform maintenance. Even installation is made easier with this new display. Three-buttons at the top of the transmitter are used with the graphic display to completely configure the transmitter with no external handheld devices required. The modular design streamlines maintenance by allowing replacement of individual transmitter components instead of the entire unit, even in hazardous locations. This design reduces plant lifecycle costs by providing purchasing flexibility, lowering inventory costs and reducing maintenance and repair work.

Krylov Center Joins the Project on Development of LNG Transportation Tanks As part of “LNG-Alternative” research, a patent has been received for a utility model, “An Internal Cylindrical Steel Tank for a Vessel for Transportation of Liquefied Natural Gas”. The team has also developed the technology for forming internal cylindrical steel tanks and their installation in the ship’s hull. According to developers, economic benefits from this technology, i.e., using the new type of LNG tanks for LNG carriers, would allow Russian companies to stop buying expensive technologies and paying licensing fees during LNG ships construction. Also, usage of this utility model will reduce labor costs incurred in production of the new LNG tanks. Scientists and designers offered a vertical cylindrical inset tank for Arctic-type LNG ships. This type of tank is more promising than the nearest prototype – MOSS-type inset tank. The key advantages include more complete utilization of the useful volume of hold spaces and smaller dimensions, for similar tank capacity as well as expected 1.5 times lower weight if manufactured from aluminiummagnesium alloys. Better manufacturability and lower manufacturing costs are expected due to lower weight and increased number of base elements. The team evaluated most dangerous scenarios of LNG tanks damage based on advanced computational methods and finite-element modeling of emergency strength of the ship and together with the Shipbuilding and Ship Repair Technology Center (SSRT) developed a technology for manufacture and ship installation of inset cylindrical tanks. It has been found that the full-cycle of manufacturing the tanks of proposed dimensions, i.e. manufacturing of a Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

живания. Эти возможности являются составной частью прилагаемого к датчикам пакета Smart Connection Suite, который позволяет операторам из диспетчерской передавать отображаемые на дисплее датчика сообщения, чтобы упростить и ускорить выполняемые местными операторами процедуры по поиску требуемого датчика и определению задач для его технического обслуживания. При подключении датчика к АСУ ТП Honeywell Experion® Process Knowledge System он также может отображать переход в режим технического обслуживания, позволяя местным операторам убедиться в том, что контур регулирования находится в безопасном состоянии для выполнения обслуживания. Новый дисплей также упрощает процедуру монтажа. Три кнопки в верхней части датчика, в сочетании с графическим дисплеем, позволяют выполнить полную настройку датчика без применения внешних портативных устройств. Модульная конструкция упрощает обслуживание даже в опасных зонах благодаря возможности заменять не все устройство, а его отдельные компоненты. Она также позволяет снизить стоимость жизненного цикла производства из-за доступности компонентов, сокращения затрат на хранение и меньшего объема работ, связанных с техобслуживанием и ремонтом.

Крыловский ГНЦ принял участие в разработке технологии изготовления конструкций емкостей для перевозки СПГ В рамках НИР «СПГ-Альтернатива» получен патент на полезную модель «Вкладная цилиндрическая стальная емкость судна для транспортировки сжиженного природного газа», разработана «Технология формирования стальных цилиндрических вкладных емкостей и их монтажа в корпусе судна». По заявлению разработчиков, получение экономического эффекта при использовании технологии состоит в том, что создание новых типов емкостей для газовозов СПГ позволит российским компаниям отказаться от закупки дорогостоящих технологий и избежать лицензионных выплат при строительстве газовозов. Кроме того использование полезной модели позволит снизить трудозатраты при производстве предлагаемого типа емкостей. Учеными-конструкторами была предложена вертикальная вкладная цилиндрическая емкость для арктических судов СПГ. Такой тип емкости представляется более перспективным по сравнению с ближайшим прототипом – вкладной емкостью типа MOSS. Среди основных преимуществ можно выделить более полную утилизацию полезного объема трюмных помещений и уменьшение габаритных размеров емкости при Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#2 February 2013

● A cross-section of the inset cylindrical tank. ● Сечение вкладной цилиндрической емкости.

схожей вместимости. В случае изготовления емкости из алюминиево-магниевых сплавов предполагается снижение веса примерно в 1,5 раза. Благодаря уменьшению веса и увеличению количества базовых элементов предполагается улучшение технологичности и уменьшение стоимости изготовления. На основе современных расчетных методов и конечно-элементного моделирования аварийной прочности судна была выполнена оценка для наиMass-Dimensional Parameters of the Cylindrical Tank более опасных сценариев возникновеМассогабаритные параметры вкладной цилиндрической емкости ния повреждений грузовых емкостей Stainless steel СПГ. Material / Материал АМг-61 Нерж. сталь І2Х18Н10Т Совместно с ОАО «Центр технологии судостроения и судоремонта» была Weight, tons / Вес, т 884 1,278 разработана технология изготовления конструкций вкладных цилиндричеSingle-tank capacity, cubic meters ских емкостей и их монтажа на строя38,750 38,750 Вместимость одного танка, м3 щемся объекте. Выявлено, что в полном объеме Cylinder radius (R), meters 19.22 19.22 Радиус цилиндра (R), м технологию изготовления танков предлагаемых размеров, т.е. изготовDiameter of cylindrical part (Dcil), meters ление емкости в цехе и установка ее 38.43 38.43 Диаметр цилиндрической части (Dcil), м на заказе, можно осуществить только при наличии на судостроительном Height of the spherical end-bulkhead (h), meters 5.15 5.15 Высота сферической торцевой переборки (h), м предприятии кранового оборудования большой грузоподъемности, а Total height of the tank (Hsum), meters это возможно только при модерни38.43 38.43 Суммарная высота емкости (Hsum), м зации существующих или создании новых судостроительных предприHeight of the cylindrical part (Hсil), meters 28.13 28.13 Высота цилиндрической части (Hсil), м ятий. В противном случае может быть tank and its installation on the ship, can be done only if использована традиционная технология формирования: the shipyard has appropriate heavy-duty crane equipment. разбивка емкости на секции (пояса) и последовательный And that means the upgrading of the existing shipyards or их монтаж на заказе. При этом также могут возникнуть building the new ones. определенные трудности при установке секций, ввиду Alternatively, traditional technology of manufac- малой грузоподъемности существующих портальных краturing (breakdown of the tank by sections (zones) and нов (до 100 т). sequential assembly on the ship) can be used. However, this Оценка строительной стоимости судов СПГ, испольmay also lead to some difficulty installing sections due to зующих в качестве грузовых танков вновь разработанные the low carrying capacity of the existing gantry cranes (up емкости, показала, что с учетом веса вкладных емкостей по to 100 tons). затратам строительство таких судов сопоставимо или ниже Evaluation of construction costs of LNG carriers with стоимости постройки судов с традиционными вкладными newly developed LNG tanks showed that, given the weight танками. of inset tanks, the cost of such ships is comparable to, or В результате сопоставления было определено, что наиlower than, the cost of ships with the traditional insets. меньшей строительной стоимости можно достичь при The evaluation also indicated that the lowest cost of con- установке на судне вкладных цилиндрических емкостей из struction can be achieved by installing the inset cylindrical АМг 61. tanks manufactured from AMg61 alloy. Разработаны основные архитектурно-конструктивThe team has developed the key architectural and ные решения и определены основные характеристики design solutions and defined the key properties for install- арктического судна для перевозки СПГ вместимостью ing the new cargo tanks into the 155,000-cubic meter около 155 тыс. м³ с учетом формы разрабатываемых грузоArctic-type LNG carriers. вых емкостей. Study and analysis of existing structures, materials Работы, направленные на исследование и анализ and technologies used for manufacturing cargo tanks существующих конструкций, материалов и технолоfor LNG carriers have been done by the team at Krylov гий, применяемых для изготовления грузовых емкоState Scientific Center, jointly with the SSRT and Petrobalt стей судов-газовозов, с разработкой и обоснованием companies. The team also developed and provided feasi- альтернативных конструктивно-технологических решеbility evaluation for alternative design and technological ний, выполнены ФГУП «Крыловский государственный solutions used in the tanks. The project has been commis- научный центр» совместно с ОАО «ЦТСС» и ООО ПКБ sioned by the RF Trade Ministry under the Federal Program «ПЕТРОБАЛТ» – по заказу Минпромторга России в рамentitled “The Development of Civil Marine Engineering for ках ФЦП «Развитие гражданской морской техники на 2009–2016”. 2009–2016 годы».

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

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

“The Velikiy Novgorod” LNG Gas Carrier Launched

Спущен на воду газовоз СПГ «Великий Новгород»

The Velikiy Novgorod – an ultramodern LNG gas carrier – has been launched at STX Offshore & Shipbuilding Co. Ltd’s shipyard in mid-January. The ship, commissioned by Sovcomflot, will operate under a long-term agreement with Gazprom Global LNG (a part of Gazprom). The Velikiy Novgorod is the first of two vessels ordered by Sovcomflot in the STX Offshore & Shipbuilding Co. Ltd. shipyard. Its completion is scheduled for December 2013. At the end of June 2012, ship hull steel was cut for the second LNG carrier of the series, The Pskov. Delivery of the second ship is expected in 2014.

В середине января на верфи STX Offshore&Shipbuilding Co. Ltd спущен на воду ультрасовременный газовоз СПГ «Великий Новгород», заказанный ОАО «Совкомфлот» для работы по долгосрочному соглашению с Gazprom Global LNG (входит в ОАО «Газпром»). «Великий Новгород» – первый из двух судов, заказанных «Совкомфлотом» у верфи STX Offshore&Shipbuilding Co. Ltd. Завершение его строительства запланировано на декабрь 2013 года. В конце июня 2012 года состоялась резка стали для строительства второго газовоза «Псков» этой же серии. Приемка второго судна состоится в 2014 году. Дизайн ультрасовременных газовозов типоразмера «Atlanticmax» с ледовым классом Ice2 (1С) грузовместимостью около 170 тыс. м³ с комплексом оборудования для работы в условиях низких температур позволит судам осуществлять круглогодичные транспортировки газа практически со всех существующих терминалов СПГ, в том числе с первого российского проекта СПГ – «Сахалин-2». Семь лет назад СКФ начал самостоятельно эксплуатировать суда-газовозы для перевозки сжиженного природного газа (СПГ), совершив прорыв в новый сегмент рынка, ранее недоступный для российских компаний. География работы газовозов СКФ глобальная и охватывает все основные регионы производства и потребления СПГ. Суда задействованы в различных российских и международных проектах, осуществляют доставку и перевалку СПГ, в том числе по технологии ship-to-ship (перевалка СПГ на регазификационное судно). В составе флота СКФ работают восемь газовозов СПГ и СНГ, которые задействованы в российских и международных проектах. Еще шесть газовозов строятся в рамках долгосрочных тайм-чартерных соглашений с крупнейшими мировыми нефтегазовыми компаниями.

Design of these ultramodern AtlanticMAX-sized Ice2 ice-class (1C) carriers, with 170,000 cubic meters tonnage and a set of equipment for low-temperature environment will help in year-round gas transportation from virtually all LNG terminals, including these available in Russia’s first LNG project – “Sakhalin-2”. Seven years ago Sovcomflot started, on its own accord, operating LNG gas carriers, making a breakthrough into a new market segment previously unavailable for Russian companies. The geography of Sovcomflot LNG operations is global and covers all major regions of LNG production and consumption. The ships are engaged in various Russian and international projects of LNG shipping and handling, including via the ship-to-ship technology (loading LNG to regasification ship). Now Sovcomflot operates eight LNG and LPG carriers in both Russian and international projects. Six more are being built under long-term time-charter agreements with major international oil companies.

Ulterra PDC Bit Sets Eagle Ford Record in Drilling High-Angle Build An Ulterra 8 3/4-inch U513S PDC bit drilled a highangle build section in an Eagle Ford well in 6.5 hours, beating the best offset rate of penetration (ROP) by 16.4 percent, according to the company. The shale-specific PDC bit drilled the 15 degree /100 curve section with a 30 degree change in azimuth in a Dimmit County oil well, 129 miles southeast of Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

С PDC долотом Ulterra поставлен рекорд при бурении наклоннонаправленной скважины на месторождении Eagle Ford Долотом компании Ulterra U513S с поликристаллическими алмазными вставками (PDC) диаметром 8 ¾ дюйма за 6,5 часов был пробурен интервал с большим углом отклонения в скважине месторождения Eagle Ford, что улучшило на 16,4% наиболее высокое значение механической скорости бурения в интервалах набора кривизны, достигнутое в соседних скважинах, сообщают представители компании. Разработанным специально для сланцевых пород PDC долотом был пробурен интервал искривления на 15 градусов / 100 футов при 30-градусном изменении азимута в нефтяной скважине в округе Диммит, на расстоянии 129 миль к юго-востоку от Сан-Антонио. Как правило, программы наклонно-направленного бурения сложны, и для их осуществления требуется применение забойных двигателей, обеспечивающих высокое искривление, что может приводить к снижению эффективности бурения, механической скорости бурения и общего качества ствола скважины. «Уникальные конструктивные особенности долот U513S Ulterra, которые направлены на оптимизацию Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ San Antonio. Typically, directional programs such as these are challenging and require high bend mud motors which can decrease efficiency, ROP, and overall well bore quality. “The unique design features of Ulterra U513S, which focus on sliding and tool face optimization, are a perfect match for aggressive directional plans. The ability of the U513S bit to effectively build the curve at an aggressive rate of 15 degree /100 increases the wells production zone and allows operators to reach the pay zone faster than possible with typical motor-driven drilling assemblies,” says Ulterra Sales Engineer, Ross Pearce. “This gives operators a deeper kickoff with higher vertical ROPs, thus reducing the time to drill the well.” The U513S comprises a shale-specific steel body design that incorporates advanced body geometrics and CFD hydraulics into an aggressive bit with excellent tool face control. Its application-specific LightSpeed developed cutters maintain a sharp diamond edge throughout a run, allowing the bit to drill longer and faster.

скольжения и положения отклонителя, прекрасно подходят для интенсивных программ наклонно-направленного бурения. Способность долота U513S эффективно формировать кривизну ствола интенсивными темпами 15 градусов / 100 футов увеличивает продуктивную зону скважины и позволяет операторам достигать продуктивных пластов быстрее, чем при использовании обычных буровых компоновок», – сообщил инженер по сбыту компании Ulterra Росс Пирс. – «Это позволяет операторам начинать набор кривизны глубже при более высокой механической скорости бурения вертикальной части ствола, благодаря чему сокращается общее время бурения скважины». Долото U513S имеет разработанную специально для сланцев конструкцию стального корпуса. Усовершенствованная геометрия корпуса и гидравлические характеристики, полученные с помощью расчетной гидродинамики, позволили создать эффективное долото с прекрасным управлением направления торца режущего элемента. Специально разработанные режущие элементы LightSpeed сохраняют острую алмазную кромку на протяжении всего рейса долота, позволяя бурить этим долотом дольше и быстрее.

Application of DCP Technologies Helped Tatneft to Increase Oil Production Up to 5 Million Tons

Дополнительная добыча «Татнефти» по технологиям ОРЭ составила 5 млн т нефти

Tatneft rapidly develops technologies of dual completion and production (DCP). This technology makes it possible to work in two or more layers through one well and ensures an efficient field operation. As of January 12, 2013 the number of DCP units amounted to 1,605, with the cumulative production exceeding 5 million tons of crude. The application of the DCP units enables simultaneous operation of targets with different reservoir characteristics and properties. It ensures the increased profitability of individual wells as other development targets or different productivity layers of the same target can be connected to these wells. The number of the DCP and DCP&I (production and injection) units was 1,180 as of January 12, with the total additional production from the start of operation exceeding 4,146,410 tons and that includes 113,479 tons produced in December 2012. The average increment of crude oil production rate per well from the beginning of the units’ operation amounted to 3.66 tons per day. The method of dual completion and injection (DCI) was successfully used at the company’s fields. As of January 2013, there were 425 injection wells operating with application of this technology. The total amount of water injected to intermingled layers through the DCI wells amounted to 13 million cubic meters since the beginning of the wells operation. The incremental crude oil production from the responding production wells amounted to 858,056 tons, including 22,260 tons produced in December.

#2 February 2013

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

ОАО «Татнефть» активно развивает технологии одновременнораздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной, обеспечивающие эффективную эксплуатацию месторождений. По состоянию на 12 января 2013 года количество установок ОРЭ составило 1 605, суммарно добыто более 5 млн т нефти. Применение установок для одновременно-раздельной добычи (ОРД) позволяет одновременно эксплуатировать объекты с разными коллекторскими характеристиками и свойствами, что повышает рентабельность отдельных скважин за счет подключения к ним других объектов разработки или разных по продуктивности пластов одного объекта разработки. Количество установок ОРД, ОРДиЗ (одновременно-раздельной добычи и закачки) на 12 января составило 1 180, суммарная дополнительная добыча с начала эксплуатации составила более 4 146 410 т, в том числе за декабрь 2012 года – 113 479 т. Средний прирост дебита по нефти на одну скважину с начала эксплуатации установок – 3,66 т/сут. Также на месторождениях компании успешно используется метод одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). По технологии ОРЗ на 12 января 2013 года эксплуатируются 425 нагнетательных скважин. Суммарный объем закачки по приобщенным пластам скважин с одновременно-раздельной закачкой с начала их эксплуатации составил 13,0 млн м3 воды. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам – 858 056 т, в том числе за декабрь 2012 года – 22 260 т.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

TNK-BP Boosts Production Efficiency for Challenging Reserves Thanks to the New-Design Wells at Samotlor TNK-BP announced the launch of a pilot project on installing simplified wells at Samotlor field; the company hopes this would boost production efficiency for difficult reserves. Preliminary estimates put the savings from the move at 6 percent. The technology is implemented in wells for the edge zones of the “Ryabchik” formation with 108 million tons of reserves (ABC1 + C2). Reduced diameter of the production casing saves the money by ensuring higher drilling efficiency and reduced metal content for deviated and horizontal wells. If the pilot project is successful by 2016, the company plans to complete the transition to the new technology for the wells drilled on the “Ryabchik” reservoir. In the future, the field will have over 200 simplified wells, with total economic impact of $25 million, experts say. In 2013, TNK-BP plans to fork out over $100 million for the projects on search, testing and implementation of new technologies for accessing the difficult reserves. This will boost the company’s production by estimated 4 million tons by 2015.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ТНК-ВР повышает эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов благодаря скважинам новой конструкции на Самотлоре Компания ТНК-ВР сообщила о запуске пилотного проекта по строительству на Самотлорском месторождении скважин упрощенной конструкции для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. По предварительным оценкам, новация позволит снизить стоимость бурения на 6%. Технология внедряется при разработке краевых зон пласта «Рябчик» с запасами 108 млн т (АВС1+С2). Экономия достигается благодаря уменьшению диаметра эксплуатационной колонны, что позволяет повысить эффективность бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также снизить их металлоемкость. В случае успешной реализации пилотного проекта, к 2016 году планируется полный переход на новую технологию бурения при строительстве скважин на пласте «Рябчик». В перспективе на месторождении будет построено более 200 скважин упрощенной конструкции, а суммарный экономический эффект от внедрения новой технологии оценивается в $25 млн. В реализацию проектов, связанных с поиском, внедрением и пилотированием новых технологий доступа к трудноизвлекаемым запасам, ТНК-ВР планирует инвестировать в 2013 году более $100 млн. Ожидается, что дополнительный объем добычи до 2015 года составит около 4 млн т нефти.

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

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

January 2013 Январь 2013

December Change for a month (%) 2012 Изменение Декабрь 2012 за месяц (%)

January 2012 Январь 2012

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

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т)

44 277,8

44 290,1

-0,1

43 753,0

1,2

44 277,8

23 073,1

23 630,5

-2,4

22 343,5

3,3

23 073,1

19 811,8

19 781,1

0,1

20 440,1

-3,1

19 811,8

23 073,4

23 434,5

-1,5

22 461,7

2,7

23 073,4

Change for a year (%) Изменение за год (%) 5,8 5,0 -1,3 -9,8

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т) 3 362,2 6 220,0 6 545,1 655,2

January 2012 Январь 2012

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

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т)

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

January 2013 Январь 2013

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

3 362,2 6 220,0 6 545,1 655,2

December Change for a month (%) 2012 Изменение Декабрь 2012 за месяц (%) 3 458,8 -2,8 6 399,4 -2,8 6 758,6 -3,2 684,0 -4,2

January 2012 Январь 2012 3 177,8 5 925,3 6 627,9 726,3

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

January 2013 Январь 2013

December Change for a month (%) 2012 Изменение Декабрь 2012 за месяц (%)

65 518,7

65 174,2

0,5

63 217,2

3,6

65 518,7

48 931,3

48 635,5

0,6

47 996,6

1,9

48 931,3

54 021,8

55 664,5

-3,0

54 374,0

-0,6

54 021,8

19 572,0

20 505,0

-4,6

19 191,4

2,0

19 572,0

January 2013 Январь 2013

December 2012 Декабрь 2012

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

January 2012 Январь 2012

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

From the beginning of 2013 (1,000 tons) С начала 2013 года (тыс. т)

27 241,0

31 289,4

-12,9

28 511,5

-4,5

27 241,0

28 088,1

28 764,2

-2,4

27 869,5

0,8

28 088,1

10 462,6

10 709,0

-2,3

9 737,3

7,4

10 462,6

January 2012 Январь 2012

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

From the beginning of 2013 С начала 2013 года

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)

January 2013 Январь 2013

December Change for a month (%) 2012 Изменение Декабрь 2012 за месяц (%)

104 100,0

107 200,0

-2,9

102 300,0

1,8

104 100,0

77 100,0

76 000,0

1,4

76 600,0

0,6

77 100,0

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

July Июль

August Август

September Сентябрь

October Октябрь

November Ноябрь

December Декабрь

January 2013 Январь 2013

Latin America / Латинская Америка

415

417

411

412

398

414

Europe / Европа

110

118

124

127

136

134

Africa / Африка

105

111

108

104

102

115

Middle East / Ближний Восток

401

388

381

377

394

363

379

Asia Pacific / АТР

233

227

230

242

246

238

237

Canada / Канада

307

316

355

365

385

353

503

U.S. / США

1 945

1 913

1 859

1 834

1 809

1 784

1 757

Total World / В мире

3 516

3 490

3 468

3 458

3 461

3 390

3 539

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

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 423 119 96 356

2013 414 134 115 379

177

197

225

228

241

252

243

269

256

241

237

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

365 1 919 3 518

503 1 757 3 539

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Main oil products production / Производство основных нефтепродуктов

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

September / Сентябрь

July / Июль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

September / Сентябрь

Gas / Газ

2013

August / Август

2012

2013

August / Август

July / Июль

2012

January / Январь

Oil / Нефть

Coal / Уголь

2012

2013

2012

2013

35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

September / Сентябрь

August / Август

July / Июль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

September / Сентябрь

August / Август

July / Июль

MARKET OVERVIEW

ILLUSTRATION: GALINA ZHUK / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ГАЛИНА ЖУК

Russian Drilling Programs Poised to Best 2012 Highs

Lada Ponomareva

Лада Пономарева

ussian drilling plans are expanding vigorously compared to last year. According to the results of OGE's 2013 analytical review, we can expect to see strong oil production growth, an increase in drilling acreage, a greater overall number of wells drilled, and strong financial results from the major industry players this year (see "Gaining Positive Momentum" on page 28). By the end of 2013, Gazprom Bureniye expects to increase drilling by approximately 13 percent to over 600,000 meters, compared to 530,000 total meters drilled in 2012. Other companies are also expected to continue to increase drilling rates: last year alone Eurasia Drilling Company increased drilling by 26.6 percent to 6.051 meters, while RU-Energy Group increased drilling by 22 percent to 1.438 million meters. Russia's vigorous drilling programs mirror what is happeening world-wide. But there are some differences to consider. The Baker Hughes rig count estimates the average number of drilling rigs in operation around the world in 2012 was 3,519 – the highest in over 27 years (1985 was the peak year for drilling rigs, reaching 3,566, while in subsequent years average drilling rigs in opera-

оссийские планы по бурению стремительно растут по сравнению с прошлым годом. И, как показывает аналитический обзор НГЕ по этому сегменту отрасли, в 2013 году от основных игроков можно ожидать роста добычи нефти, увеличения объемов проходки и количества скважин, а также неплохих финансовых результатов (см. также «Положительная динамика» на стр. 28). Так, например, к концу текущего года «Газпром бурение» ожидает рост объемов бурения примерно на 13%, что в результате составит более 600 тыс. м (для сравнения: в 2012 году компания пробурила 530 тыс. м). Увеличивают объемы проходки и другие компании, такие как: «Буровая компания „Евразия“» (рост в 2012 году составил 26,6% – 6,051 млн м), RU-Energy Group (объемы бурения увеличились примерно на 22% – до 1,438 млн м). Энергичная программа бурения, реализуемая российскими компаниями, вполне отражает общую ситуацию в этом сегменте во всем мире. Но тут есть свои тонкости, о которых нужно сказать. По данным Baker Hughes, средний показатель количества буровых установок в мире за 2012 год стал самым высоким за последние 27 лет – 3 519 единиц (в 1985 году этот показатель составлял 3 566, а в последующие

Российская программа бурения готова превзойти рекорды 2012 года

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

ОБЗОР РЫНКА

2012

Latin America / Латинская Америка

Europe / Европа

Africa / Африка

Middle East / Ближний Восток

Asia Pacific / АТР

Canada / Канада

U.S. / США

Total World / В мире

January / Январь

420

108

311

254

577

2 003

3 751

February / Февраль

439

120

311

253

706

1 990

3 900

March / Март

438

109

312

244

492

1 979

3 663

April / Апрель

423

118

312

245

158

1 962

3 298

May / Май

457

118

318

249

133

1 977

3 335

June / Июнь

435

115

106

400

229

227

1 972

3 484

July / Июль

415

110

105

401

233

307

1 945

3 516

August / Август

417

118

111

388

227

316

1 913

3 490

September / Сентябрь

411

124

108

381

230

355

1 859

3 468

October / Октябрь

412

124

104

377

242

365

1 834

3 458

November / Ноябрь

3 98

127

102

394

246

385

1 809

3 461

December / Декабрь

414

136

102

363

238

353

1 784

3 390

Average / В среднем

423

119

356

241

365

1 919

3 518

● Table 1 ● Табл. 1

годы – варьировался в пределах двух-трех тысяч) (см. Табл.1 и Рис.1). Из-за трудностей, связанных с получением точной и достоверной информации об активности буровых установок в России и Китае, эти глобальные данные смещаются в сторону Северной и Южной Америки, где объемы бурения растут за счет активной разработки сланцевых пород, а также в сторону других регионов, где лидерство на рынке за собой удерживают западные сервисные компании.

tion varied between 2,000-3,000 annually) (see Table 1 and Fig.1). But because of the difficulty of obtaining accurate, verifiable information on rig activity in Russia and in China, these global numbers are skewed towards the Americas where shale drilling is driving drilling and elsewhere in the world where western service companies dominate the market.

Благоприятное влияние

2500

2000

1500

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1000

2012

3000

2011

3500

2010

4000

2009

Worldwide rig count 1985-2012 / Динамика количества буровых установок в мире в период 1985-2012

В последние годы нефтегазовые компании постоянно обращаются к темам развития новых технологий и методов добычи, позволяющим осваивать новые территории, а также увеличить нефте- и газоотдачу на месторождениях с падающими объемами. Компании увеличивают количество горизонтальных скважин, операции по зарезке боковых стволов (в качестве примера см. статистику по бурению компаний «СГК-Бурение» на стр. 22 и «Татнефть» на стр. 23). «Газпром нефть» и «Роснефть» приступили к более детальному изучению вопросов ● Fig. 1 разработки труднодоступных запасов из ● Рис. 1 Баженовской и Ачимовской залежей. И уже сложилось мнение, что эти проекты смогут помочь не только упомянутым компаниям, но и всей российской нефтегазовой отрасли перейти на новый уровень развития. Также продолжается активное освоение месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, запасы которых будут лежать в основе ресурсной базы для нефтепровода ВСТО, вторая очередь которого была запущена компанией «Транснефть» в конце декабря 2012 года. Как отмечают аналитики отрасли, благоприятное влияние на сектор в целом оказывают высокие мировые цены на 2008

In Russia, over the last few years, private and stateowned oil companies have constantly discussed issues regarding the development of new technology to explore more advanced geologic formations and enhance oil and gas output at brown fields. Companies are increasing the number of horizontal drilling wells and sidetracking operations (see the results of SGK-Bureniye on page

2007

Favorable Effect

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Worldwide Rig Count 2012 / Парк буровых установок в мире в 2012 году

#2 February 2013

MARKET OVERVIEW

А лидеры, тем временем... Чтобы представить общую картину отраслевого сектора, рассмотрим основные показатели компаний-majors и их перспективы на 2013 год. Самым значительным (и самым громким) событием в нефтегазовой сфере за 2012 год считается сделка «Роснефти» по приобретению 100% «ТНК-BP». По ее завершении «Роснефть» официально станет крупнейшей публичной нефтегазовой компанией мира: доказанные запасы госкомпании увеличатся более чем на 60% (с 23,4 до 38,3 млрд барр./сут нефтяного эквивалента), добыча жидких углеводородов вырастет на 76% (с 2,6 до 4,6 млн барр./сут нефтяного эквивалента, что превышает половину суточной добычи

3 000 Rosneft / Роснефть

LUKOIL / ЛУКОЙЛ

TNK-BP / ТНК-BP

2 500 2 000 1 500 1 000 500

3 qu. / кв. 2012

2 qu. / кв. 2012

1 qu. / кв. 2012

4 qu. / кв. 2011

SOURCE: COMPANIES’ DATA, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ОТЧЕТНОСТЬ КОМПАНИЙ, ДАННЫЕ ИК «РЕГИОН»

Capital costs of the 3 russian major oil companies in upstream segment / Капитальные затраты сегмента upstream 3-х крупнейших российских нефтяных компаний, $ млн

3 qu. / кв. 2011

22 and Tatneft on page 23) in Russia. Gazprom Neft and Rosneft, for example, also kicked off a more detailed study of the development of hard-to-recover reserves from the Bazhenov and Achimov reservoirs. And the results of this study could help these companies, as well as the entire Russian oil and gas sector, reach a new level of field development. Oil and gas fields in Eastern Siberia and the Far East are also being developed quite actively, the reserves of which will provide the resource base for the second stage of the East Siberia-Pacific Ocean (ESPO) pipeline that was commissioned by Transneft in December 2012. Industry analysts note that Russia's oil and gas sector was positively affected by high global prices for oil, which despite rather strong fluctuations in 2012, stabilized at approximately $105-110 per barrel. In 2013, experts forecast the price of Brent to remain between $105-115 per barrel. However, as in 2012, analysts predict that potential price drawdown in spring in summer this year will not lead to a significant decrease in average global oil prices. At the recent "Oil and Gas Market: Milestone Events in the Country and Worldwide" online conference organized by the Finam.ru information agency (a member of the investment group FINAM), Vitaliy Kryukov commented that: "The market has calmed down and volatility has dropped. This is happening against a backdrop of increasing oil production growth in the U.S., which has already reached over 7 million barrels per day this year; declining U.S. oil imports; oil production growth in Iraq, etc. A great number of factors can be listed to prove that there is no oil shortage on the world market, but all of these factors are neutralized by global money supply growth and artificial market regulation in Saudi Arabia. Under these circumstances, oil market volatility has virtually disappeared and stock markets now speculate mostly on the spread between Brent and WTI; there are not many high stakes and, as a result, no one is currently interested in the issue right now."

2 qu. / кв. 2011

На сегодняшний день, в условиях сохраняющихся высоких цен на нефть и ухудшающихся горно-геологических показателей разработки месторождений, российский рынок нефтесервисных услуг, емкость которого оценивается в $13-16 млрд, практически полностью восстановил свои позиции после кризисного снижения 2009–2010 годов. При этом, на фоне постоянно увеличивающейся инвестиционной активности нефтяных компаний, в последнее время наблюдается существенный рост интереса к нефтесервисному рынку. Так, если в 2005 году общий уровень CAPEX в сегменте E&P для ведущих российских ВИНК составил $9 млрд, то в 2011 году – уже около $25 млрд (с учетом газовых компаний – $13,5 млрд и $40 млрд соответственно). И на сегодняшний день нет никаких сомнений, что в дальнейшем (при сохранении цен на нефть выше $90/барр.) этот процесс будет уже необратимым. Мы ожидаем сохранения позитивных тенденций на буровом рынке: для сохранения стабильных объемов добычи, предусмотренных долгосрочной стратегией развития (в условиях падения дебитов скважин ниже отметки 10 т/сут.), удельные объемы эксплуатационного бурения продолжат рост (за последние семь лет этот показатель увеличился примерно на 50%). Впрочем, ответ на вопрос, кто именно из нефтесервисных компаний сумеет воспользоваться создавшимися возможностями остается открытым, так как рынок является сверхконкурентным. Из основных проектов мы выделяем не только новые регионы (Восточная Сибирь, шельфы морей), но и Западную Сибирь, которая в обозримом будущем останется главной сырьевой базой РФ, а темпы снижения региональной добычи от уровней 2005– 2006 годов превышают 15%.

нефть, которые, несмотря на довольно сильные «колебания», к концу 2012 года смогли стабилизироваться на уровне около $105-$110 за баррель. Что касается 2013 года, эксперты единодушно предсказывают ценовой диапазон сорта Brent в $105-$115 за баррель. Как и в 2012, возможна «просадка» цен весной и в начале лета, однако прогнозов с большим снижением аналитики не делают. Виталий Крюков, аналитик из ИФД «Капитал» на онлайн-конференции «Нефтегазовый рынок: знаковые события в стране и мире», организованной Информационной группой Finam. ru (входит в инвестиционный холдинг «ФИНАМ»), прокомментировал ситуацию следующим образом: «Рынок успокоился, волатильность упала. Это происходит на фоне продолжающегося роста добычи нефти в США, которая в начале этого года уже превысила отметку 7 млн барр./ сут, снижения импорта США, роста добычи в Ираке и т.д. Можно привести множество факторов, которые покажут, что дефицита нефти на мировом рынке нет, но все эти факторы будут нивелированы опережающим ростом предложения денег в мире, искусственным регулированием рынка со стороны Саудовской Аравии. В этих условиях волатильность на рынке нефти практически умерла и в основном фонды играют на спреде между Brent и WTI, дирекционных крупных ставок не так много, да и это никому не интересно сейчас». Такие условия на рынке дают возможность проявить себя нефтесервисным компаниям, которые, в целом, практически полностью восстановились после кризиса, а сам рынок, по мнению аудиторской компании Ernst&Young, на данный момент является сверхконкурентным.

1 qu. / кв. 2011

Мнение Ernst&Young

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

ОБЗОР РЫНКА

These market conditions give oil-service companies an opportunity to bring something to the table. Oil service companies have completely recovered from the crisis and the market for oilfield services, according to Ernst&Young, is extremely competitive at the moment.

What Are The Leaders Up To? For a complete understanding of the overall industry picture, we should discuss the performance of major oil companies and their prospects for 2013. Rosneft's 100-percent purchase of TNK-BP is considered the most significant event in the oil and gas sector in 2012. After completing the deal, Rosneft will officially become the largest public oil and gas company in the world with an increase in proven reserves of more than 60 percent (from 23.4 to 38.3 million barrels per day of oil equivalent), and an increased in liquid hydrocarbon production of more than 76 percent (from 2.6 to 4.6 mboe, which exceeds half of the daily production of the entire U.S.). Rosneft is also developing efforts with international companies, having signed agreements with Italian Eni, Norwegian Statoil and American ExxonMobil on the joint development of the Russian continental shelf. Bashneft also emerged onto the international market in 2012, receiving development rights to its first project outside of Russia: the Block-12 project in Iraq. The Iraqi Ministry of Oil granted exploration and development rights to the Russian company at a compensation rate of $5 per barrel of oil equivalent. According to Aleksandr Korsik, president of the Russian company, Bashneft plans to "establish a $120 million E&P program, carry out 2D seismic on a 2,000 square kilometer area, and drill at least one well" within 5 years, with a possibility for a maximum of two 2-year extensions. To commence development of the field, Bashneft must make a commercial discovery of at least 300 million tons. In a sense, the company got lucky with the deal: Block-12 is part of an unexplored region in Iraq's Western Desert, where the potential for oil is projected to be highest. LUKOIL oil production volumes, which have consistently declined over the past few years, were stabilized last year. By the end of 2012, total oil production decreased by only 1 percent to 89.9 million tons (84.2 million tons in Russia and 5.6 million tons abroad), compared to a 5 perSpecific capital cost (USD per barrel of extracted hydrocarbons) / Удельные капитальные затраты (USD на баррель добываемых углеводородов) Rosneft / Роснефть

LUKOIL / ЛУКОЙЛ

TNK-BP / ТНК-BP

12 10 8 6 4 2

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

3 qu. / кв. 2012

2 qu. / кв. 2012

1 qu. / кв. 2012

4 qu. / кв. 2011

3 qu. / кв. 2011

2 qu. / кв. 2011

0 1 qu. / кв. 2011

SOURCE: COMPANIES’ DATA, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ОТЧЕТНОСТЬ КОМПАНИЙ, ДАННЫЕ ИК «РЕГИОН»

Ernst&Young's Opinion Currently, in the context of persistent high oil prices and worsening geological factors of field development, the Russian market of oil services (the capacity of which is evaluated in the sum of $13-16 billion) has actually recovered completely after the crisis decline of 2009–2010. Lately, at the backdrop of continuously increasing investment activity of oil companies, a significant increase of interest to the oil service market has been observed. Thus, while in 2005 the total CAPEX portion in the E&P segment of the major Russian vertically integrated oil companies was $9 billion, in 2011 – approximately $25 billion (including gas companies – $13.5 billion and $40 billion respectively). So currently there is no doubt that in the future (provided the oil prices remain over $90 per barrel) this process will become irreversible. We expect that positive tendencies at the drilling market will continue: to maintain stable production volumes stipulated by the long-term development strategy (under the conditions of well production rates declining below the level of 10 tons per day), the specific volume of development drilling will keep growing (in the last seven years this parameter increased by approximately 50 percent). However, the answer to the question which oil-servicing companies will manage to use these opportunities remains open, as the market is extremely competitive. Among the major projects, we would mention not only new regions (Eastern Siberia, continental shelf areas), but also West Siberia, which will remain the main raw materials base of the RF; and the rate of decline of the regional production from the levels of 2005–2006 exceeds 15 percent.

США). «Роснефть» также развивает международное сотрудничество, заключив соглашения по совместному освоению российских шельфовых участков с итальянской компанией Eni, норвежской Statoil и американской ExxonMobil. Компания «Башнефть» в 2012 году вышла на международную арену, получив права на свой первый зарубежный проект – разработка Блока-12 в Ираке. Право на разведку и разработку блока Министерство нефти Ирака предоставило российской компании со ставкой вознаграждения $5 за баррель нефтяного эквивалента. По словам президента компании Александра Корсика, «Башнефть» должна «сделать программу ГРР минимум на $120 млн, провести сейсмику 2D на территории 2 тыс. км, осуществить бурение минимум одной скважины» – на все эти работы выделяется пять лет с возможностью продления мероприятий на два года, но не более чем два раза. Для начала разработки месторождения «Башнефти» необходимо сделать коммерческое открытие в объеме не менее 200 млн барр., однако, по некоторым оценкам, потенциальные извлекаемые запасы Блока насчитывают 300 млн т. В целом, можно считать, что российской компании в каком-то смысле сказочно повезло: Блок-12 является частью еще не изученного региона «Западная пустыня», нефтяной потенциал которого считается самым большим в Ираке. «ЛУКОЙЛу», объемы добычи нефти которого последние годы постоянно сокращались, удалось стабилизировать свои показатели, и, как результат, по итогам 2012 года объем сокращения составит всего около 1% по сравнению с 2011 годом – 89,9 млн т (из них 84,2 млн т – на территории РФ, а 5,6 млн т – за рубежом), тогда как, например, в 2011 году объем добычи снизился более чем на 5%. Как сообщает сама компания, переломить тенденцию падения добычи нефти и обеспечить ее стабилизацию, «ЛУКОЙЛу» помогли значительный рост объемов бурения и геолого-технических мероприятий. Для увеличения показателей компания применяет газовые и водогазовые методы повышения нефтеотдачи, полимерное заводнение, технологии многовариантного заканчивания скважин и обеспечения максимального контакта с коллектором. По общим подсчетам, инвестиции компании увеличились на 40% (до $13,7 млрд).

#2 February 2013

За прошедший год «ЛУКОЙЛ» открыл пять месторождений (в Пермском крае, Татарстане, Волгоградской области и Узбекистане), 18 новых залежей на уже открытых месторождениях и начал добычу углеводородов на семи 0,75 новых месторождениях. Таким образом, компания за счет проведения ГРР увеличила свои запасы еще на 137 млн т 0,7 условного топлива, а общие объемы добычи (нефти и газа) за отчетный период составляют около 114,4 млн т условно0,65 го топлива (т.у.т.), что на 1,4 млн больше, чем в предыдущем году. Можно ожидать, что в 2014 году эти объемы увеличат0,6 ся еще больше: компания начала эксплуатационное бурение на месторождении Западная Курна-2 и в следующем 0,55 году планирует уже приступить к добыче. Rosneft / Роснефть Оптимистичные результаты представил и 0,5 LUKOIL / ЛУКОЙЛ «Сургутнефтегаз» – перед компанией также стоит задача стаTNK-BP / ТНК-BP билизации объемов добываемой нефти. Что, в общем, ей 0,45 удается: рост по сравнению с 2011 годом составил 1% (нефтедобыча составила 61 млн 405 тыс. т). Компания активно продолжает развивать буровое направление своей деятельности, объемы проходки по-прежнему растут. Так, в 2012 году «Сургутнефтегаз» собственными силами выполнил бурение скважин в объеме 4 млн 887 тыс. ● Drilling Statistics from SGK-Burenie м (объем разведочного бурения ● Статистика по бурению от «СГК-бурения» составил 200 тыс. м). Рост показаExploitation Drilling Progress of SGK-Burenie in 2012 (meters) / телей по сравнению с 2010 и 2011 Проходка «СГК-Бурение» по эксплуатационному бурению в 2012 году (м) годами составил 11,7 и 3,5% соответAt / На 01.04.2012 At / На 01.07.2012 At / На 01.10.2012 At / На 01.01.2013 ственно (разведочное бурение – на 13,6 и 7,5%). 251 816 577 144 882 776 1 144 714 Еще одним примечательным Wells Drilled in 2004–2012 / Пробурено скважин в период 2004–2012 событием в отрасли стала новость Exploitation wells drilled (including Horizontal wells Sidetracking от «Газпром нефти» о начале буреhorizontal wells) / Общее количество / Количество operations / ния первой оценочной скважины Количество пробуренных эксплуатационных скважин горизонтальных в рамках проекта разработки запа(в т.ч. горизонтальных) скважин операций по ЗБС сов сланцевой нефти. Компания планирует уже весной этого года 2006 194 1 детально изучить результаты 2007 231 8 бурения и, исходя из этих данных, 2008 160 6 принять решение о дальнейшей разработке Бажено-Абалакского 2009 164 6 горизонта Красноленинского 2010 225 23 месторождения. «Изучение 2011 305 33 122 Бажено-Абалакского комплекса является частью проекта по нара2012 386 28 189 щиванию компетенций в разраSOURCE: SGK-BURENIE / ИСТОЧИК: СГК-БУРЕНИЕ

1400 LUKOIL / ЛУКОЙЛ

Rosneft / Роснефть

TNK-BP / ТНК-BP

Gazprom Neft / Газпром нефть

Surgutneftegaz / Сургутнефтегаз

1200 1000 800 600 400 200 0 1 qu. / кв. 2011

3 qu. / кв. 2012

2 qu. / кв. 2012

Production drilling progress (1000 meters) / Проходка в эксплуатационном бурении (тыс. м)

2 qu. / кв. 2011

3 qu. / кв. 2011

4 qu. / кв. 2011

1 qu. / кв. 2012

2 qu. / кв. 2012

3 qu. / кв. 2012

Oil&GasEURASIA

SOURCE: COMPANIES’ DATA, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ОТЧЕТНОСТЬ КОМПАНИЙ, ДАННЫЕ ИК «РЕГИОН»

cent decline in 2011. According to company information, a significant increase in drilling and volumes attained from well bore intervention helped to slow the trend in production decline. To improve drilling performance, the company has applied gas and water-gas EOR methods, polymer flooding, technologies associated with multi-variant well completions, and increased maximum contact with the reservoir. According to general estimates, LUKOIL's investments increased by 40 percent last year to $13.7 billion.

1 qu. / кв. 2012

4 qu. / кв. 2011

3 qu. / кв. 2011

2 qu. / кв. 2011

Brownfield’s ratio in capital costs of the major oil companies / Доля месторождений Brownfield в структуре капитальных вложений нефтяных компаний

1 qu. / кв. 2011

SOURCE: COMPANIES’ DATA, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ОТЧЕТНОСТЬ КОМПАНИЙ, ДАННЫЕ ИК «РЕГИОН»

MARKET OVERVIEW

№2 Февраль 2013

ОБЗОР РЫНКА

● Table 2

● Табл. 2

Oil Output (tons) / Добыча нефти (т)

New drilling (1,000 meters) / Новое бурение (тыс. м)

2011

2012

Tatneft / По ОАО «Татнефть»

25 928 495

26 005 104

0,3

Tatneft Group / По Группе компаний «Татнефть»

–

26 306 853

–

Total / Всего For Tatneft / Для ОАО «Татнефть»

611,7

651,1

6,4

Development / Эксплуатационное

462,7

457,7

-1,1

Exploration / Разведочное

18,0

19,2

6,6

Total / Всего

412

411

-0,3

Development / Эксплуатационные

307

281

-8,5

Exploration / Разведочные

133,0

Total / Всего

44,3

50,1

13,1

For Tatneft / Для ОАО «Татнефть»

21,9

25,6

16,9

Total (remedial work) / Всего (текущий)

8 379

8 530

1,8

Workover / Капитальный

2 750

2 511

-8,7

320

376 (364 wells) / 376 (на 364 скважинах)

17,5

Enhanced oil recovery / Методы Enhanced oil recovery works / Работы по повышению повышения нефтеотдачи нефтеотдачи

2 364

2 276

-3,7

Including down-the-hole treatment / В т.ч. химическая обработка скважин

1 320

1 289

-2,4

Hydraulic fracturing process / Процесс гидроразрыва пласта

–

6 200

–

5 507

5 936

7,8

2 599

2 656

2,2

New wells / Новые скважины

Sidetracking and horizontal drilling (1,000 meters) / Бурение боковых и горизонтальных стволов (тыс. м) Well workover / Ремонт скважин

For Tatneft / Для ОАО «Татнефть»

Hydraulic fracturing process / Процесс гидроразрыва пласта

Incremental oil production (1,000 Enhanced oil recovery works / Работы по повышению tons) / Дополнительная добыча нефтеотдачи нефти (тыс. т) Including down-the-hole treatment / В т.ч. химическая обработка скважин

LUKOIL discovered 18 new pools in five fields last year in ботке запасов сланцевой нефти – углеводородов, располоthe Perm, Tatarstan, and Volgograd regions in Russia, and also женных в Баженовской, Абалакской, Фроловской свитах in Uzbekistan. The company also began production at seven – породах Западной Сибири со сверхнизкой проницаемоnew fields. Overall, LUKOIL increased its reservs by 137 mil- стью, но высокой нефтенасыщенностью. При этом запасы lion tons of oil equivalent in 2012 through new field discover- характеризуются достаточно низкой степенью изученноies, and oil and gas production volumes last year reached over сти», – сообщает компания в своем пресс-релизе. По итогам 2013 и 2014 годов, «Газпром нефть» ожи114 million tons of oil equivalent, surpassing last year's production numbers by 1.4 million tons. Production volumes are дает рост капитальных вложений с $5 млрд (2012 год) expected to increase even more in 2014, as the company has до $6 и $7 млрд соответственно – за счет инвестиций в started developing the Zapadnaya Kurna-2 field and expects новые месторождения и, частично, благодаря увеличению вложений компании в модернизацию перерабатывающих commercial operations to begin next year. Surgutneftegas operations results Exploration drilling process (1000 meters) / Проходка в разведочном бурении (тыс. м) are also optimistic, as the company succeeded in stabilizing oil production 70 last year at 61.4 million tons, leading to a 1 percent higher growth rate 60 than in 2011. The company is actively 50 developing its drilling activity, continuously increasing drilling acreage. 40 Last year Surgutneftegas drilled 4.887 million meters using its own equip- 30 ment (exploratory drilling amounted to 200,000 meters). Drilling in 2012 20 expanded by 11.7 percent compared 10 to 2010 and 3.5 percent compared to 2011 (exploratory drilling by 13.6 0 percent and 7.5 percent respectively). 1 qu. / кв. 2011 2 qu. / кв. 2011 3 qu. / кв. 2011 4 qu. / кв. 2011 1 qu. / кв. 2012 2 qu. / кв. 2012 3 qu. / кв. 2012 Another notable industry event LUKOIL / ЛУКОЙЛ Rosneft / Роснефть Gazprom Neft / Газпром нефть Surgutneftegaz / Сургутнефтегаз TNK-BP / ТНК-BP was Gazprom Neft's announcement on Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: COMPANIES’ DATA, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ОТЧЕТНОСТЬ КОМПАНИЙ, ДАННЫЕ ИК «РЕГИОН»

Tatneft’s Figures Demonstrating Results of Operations for 2011-2012 / Показатели работы компании «Татнефть» за 2011-2012

The delivery of the second high-tech drilling rig "Nezavisimost" (Independence) to Ukraine's offshore sector in the Black Sea last year was another notable event in regional energy news. In December 2012, the rig was towed from the Turkish port of Giresun to the Crimea in preparations for the start of operations. "Nezavisimost" officially began drilling operations on February 1 at the Arkhangelskoye field 60 kilometers off the coast of Crimea. Four jack-up drilling rigs are now operating in Ukraine's sector of the Black Sea: "Tavrida," "Sivash" (both produced in the Soviet Union), the Singaporean "Peter Godovanets," and Keppel FELS' "Nezavisimost." Chernomorneftegas expects that drilling by the two newer wells will increase overall gas

Bashneft, ord. share / Башнефть, акция об. Bashneft, pref. share / Башнефть, акция прив. Tatneft, ord. share / Татнефть, акция об. Surgutneftegaz, ord. share / Сургутнефтегаз, акция об. Surgutneftegaz, pref. share / Сургутнефтегаз, акция прив.

October / Октябрь

September / Сентябрь

August / Август

July / Июль

June / Июнь

May / Май

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

SOURCE / ИСТОЧНИК: INVESTCAFE

Russian Oil Companies Share’s behaviour (1) / Динамика акций российских компаний за 2012 год (1)

3000 LUKOIL / ЛУКОЙЛ

2500

Rosneft / Роснефть TNK-BP / ТНК-BP

2000

1500

1000

3 qu. / кв. 2012

2 qu. / кв. 2012

1 qu. / кв. 2012

4 qu. / кв. 2011

3 qu. / кв. 2011

2 qu. / кв. 2011

1 qu. / кв. 2011

500

мощностей. В период 2013–2015 годов «Газпром нефть» собирается потратить на инвестиции около $23 млрд, 44% из которых будут направлены в разработку новых месторождений на суше и шельфе как на территории РФ, так и в зарубежных проектах, а также в разработку запасов в традиционных регионах присутствия и проведение геологоразведочных работ в Восточной Сибири. Самую подробную отчетность по скважинным работам представила компания «Татнефть» (общие результаты см. в таблице 2). Компания по-прежнему увеличивает объемы бурения (как эксплуатационного, так и разведочного), увеличилась проходка по бурению боковых и горизонтальных стволов, а также количество операций по повышению нефтеотдачи (гидроразрыв пласта, обработка скважин химическими методами и другие). Общая дополнительная добыча нефти в результате этих мероприятий составила около 12 млн т.

Газовая независимость с «Незалежнiстью» Еще одним заметным событием отрасли стала доставка в украинский сектор шельфа Черного моря второй высокотехнологичной СПБУ «Независимость». В декабре 2012 года установка была отбуксирована из турецкого порта Гиресун в Крым, где началась ее подготовка к началу работ. 1 февраля 2013 года СПБУ «Независимость» приступила к бурению своей первой скважины на Архангельском месторождении, расположенном в 60 км от крымского побережья. Теперь в украинском секторе черноморского шельфа будут работать четыре СПБУ: «Таврида», «Сиваш» (обе – еще советского производства) и сингапурские «Петр Годованец» и «Независимость» (производства судостроительной компании Keppel FELS). В компании «Черноморнефтегаз» ожидают, что использование двух современных СПБУ позволит уже в текущем году обеспечить добычу газа в более чем 600 млн м³/год, а в следующем – уже свыше December / Декабрь

Gas Independence Ukrainian Style

Capital costs in Brownfield segment for 1 meter of drilling progress ($/m) / Капитальные затраты компаний в сегменте Brownfield на метр проходки в бурении ($/м)

November / Ноябрь

the start of drilling operations at the company's first shale oil well. The company plans an extensive analysis of shale oil drilling results this spring and decide on future drilling at the Bazhenov-Abalak formation at Krasnoleninskoye field based on results of the analysis. "Study of the BazhenovAbalak structure is designed to improve efficiency of the development of shale oil reserves - hydrocarbons located in the Bazhenov, Abalak, and Frolov formations in West Siberia that have extremely low permeability, but high oil saturation. These reserves are under explored," Gazprom Neft stated in a press release. Gazprom Neft expects to increase capital investment from $5 billion in 2012, to $6 billion in 2013 and $7 billion in 2014. The company plans to invest in new field development and modernization of processing facilities. Between 2013-15, Gazprom Neft plans to spend approximately $23 billion on total investment, 44 percent of which will be used for the development of new onshore and offshore shelf projects, for the development of reserves in traditional fields, and for exploratory operations in Eastern Siberia. Tatneft provided the most detailed report on well bore operations last year (for summarized results see Table 2). The company continued to increase drilling acreage (both development and exploratory), lateral and horizontal wells, and enhanced oil recovery methods (hydraulic fracturing, chemical treatment, etc.). Total incremental oil production resulting from these operations amounted to approximately 12 million tons.

SOURCE: COMPANIES’ DATA, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ОТЧЕТНОСТЬ КОМПАНИЙ, ДАННЫЕ ИК «РЕГИОН»

#2 February 2013

MARKET OVERVIEW

Oil&GasEURASIA

#2 February 2013

1 млрд м³ газа. Некоторые эксперты считают, что Украина сможет самостоятельно обеспечивать свои потребности в «голубом топливе» через 5-10 лет. Такой прогноз вполне может оправдаться: в 2012 году «Черноморнефтегаз» вела работы по эксплуатационному бурению на трех месторождениях (Архангельское, Штормовое и Одесское). Усилиями трех уже работающих СПБУ было завершено строительство 11 скважин, а еще четыре скважины находятся в стадии завершения.

Oil companies expenses for license acquisition (Rosneft, LUKOIL, TNK-BP, Surgutneftegaz; $/mln) / Затраты крупнейших компаний на приобретение лицензий (Роснефть, ЛУКОЙЛ, ТНК-BP, Сургутнефтегаз; $/млн) 250

200

150

Перспективы на будущее

July / Июль

June / Июнь

May / Май

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

In general, oilfield service companies believe that 2012 was a successful year for the oil and gas sector (for further details read "The Round Table"). Companies are improving their market positions by upgrading their equipment and extending their range of services, as demand for after-sale servicing is on the rise. But according to Andrey Suleimanov, Director for Marketing and Development at NPP Burservice, service companies are facing a different problem: customer demand "to see an integrated service package from one contractor at their faciliRussian Oil Companies Share’s behaviour (2) / ties, but significant variation in contract Динамика акций российских компаний за 2012 год (2) requests across locations." This is forcing companies to search for and develop methods for a rapid solution to the each case. Time allocated for each operation is limited, but these circumstances, however, could lead to greater product innovation and development of new technologies. Meanwhile, service companies are waiting for the expansion of drilling and well-work market serves. Mark Sadykhov, President of NewTech Services, believes that in the near future market participants will achieve strong production and financial results: "Though service prices have not reached the peak values of the precrisis level, we hope that the ongoing marRosneft, ord. share / Роснефть, акция об. ket growth will result in a price increase, LUKOIL, ord. share / ЛУКОЙЛ, акция об. particularly in the technology-intensive Gazprom Neft, ord. share / Газпром нефть, акция об. TNK-BP Holding, ord. share / ТНК-BP Холдинг, акция об. services sector, in which our company is TNK-BP Holding, pref. share / ТНК-BP Холдинг, акция прив. working."

SOURCE / ИСТОЧНИК: INVESTCAFE

Plans for the Future

December / Декабрь

production to 600 million cubic meters this year, and to up to 1 billion cubic meters next year. Some analysts believe that Ukraine will be able to fully satisfy its demand for gas in next 10-15 years, which could well prove true. In 2012 alone, Chernomorneftegaz began exploratory drilling at three fields (Arkhangelskoye, Shtormovoye, and Odesskoye); three rigs successfully drilled 11 wells last year; and 4 additional wells are in the final stage of development.

November / Ноябрь

3 qu. / кв. 2012

2 qu. / кв. 2012

1 qu. / кв. 2012

4 qu. / кв. 2011

3 qu. / кв. 2011

2 qu. / кв. 2011

1 qu. / кв. 2011

October / Октябрь

Представители сервисных компаний, в целом, считают, что минувший год был для отрасли достаточно успешным и продуктивным (подробнее см. «Круглый стол»). Компании улучшают свои позиции на рынке, модернизируя оборудование, расширяя спектр оказываемых услуг, в том числе отмечается рост спроса на послепродажное обслуживание. Еще одна проблема, с которой сейчас сталкиваются сервисные компании, по словам директора по маркетингу и развитию ОАО НПП «Бурсервис» Андрея Сулейманова, – это желание заказчиков «видеть на объектах интегрированный сервис от одного подрядчика, но при этом наполнение таких комплексных требований существенно различается для каждого проекта». Это заставляет компании искать и разрабатывать методы оперативного решения каждого возникающего вопроса. Сокращаются и сроки, предоставляемые на выполнение работ, что, впрочем, может сыграть и положительную роль, «подстегивая» развитие новых технологий и модернизацию используемого оборудования. Пока сервисные компании находятся в ожидании дальнейшего роста рынка сервисных услуг в области бурения и капитального ремонта скважин. Марк Садыхов, президент компании NewTech Services, считает, что в скором времени участники рынка смогут представить хорошие результаты не только по производственным показателям, но и по финансовым: «Хотя цены на услуги не достигли пиковых значений докризисного периода, мы надеемся, что рост рынка повлечет за собой увеличение цен, в особенности в высокотехнологичном секторе услуг, в котором работает наша компания».

September / Сентябрь

100

August / Август

SOURCE: FEDERAL SUBSURFACE MANAGEMENT AGENCY OF RF, REGION INVESTMENT COMPANY’S DATA / ИСТОЧНИК: ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЮ, РАСЧЕТЫ ИК «РЕГИОН»

MARKET OVERVIEW

Oil&GasEURASIA

ПРИЗНАННЫЙ ЛИДЕР Легкая стыковка, высокая прочность на кручение и продолжительный срок эксплуатации позволят сократить непроизводительное время и получить значительную экономию затрат по каждой скважине

Резьбовые соединения VAM ExpressTM признаны во всем мире благодаря исключительной прочности, легкости в эксплуатации и высокой износостойкости

VAM Express™ vamdrilling.com/drill_pipe_vam_express.asp Контактная информация vamdrilling.com/contact.asp Общая информация о компании www.vamdrilling.com Тел. +7 (495) 787-49-30 contact.russia@vamdrilling.com

Vallourec Group

Крутящий момент в среднем в 1,5-2 раза ВЫШЕ, чем у соединений по стандарту API Быстрое свинчивание с сокращением времени на СПО до 16% Удобство в эксплуатации Минимизация риска заклинивания резьбы и увеличенный срок службы Возможность изменения НД или ВД для улучшения гидравлики Проверьте на практике и убедитесь, что резьбовые соединения VAM Express позволяют повысить эффективность бурения, сократить непроизводительное время и получить значительную экономию затрат. Посетите наш сайт и получите подробную информацию о резьбовых соединениях VAM Express. По Вашему запросу Региональное представительство VAM Drilling готово организовать технический тренинг, и предложить оптимальное решение для максимально эффективного бурения. Благодаря индивидуальному подходу VAM Drilling предоставляет первоклассную сервисную поддержку и послепродажное обслуживание каждому Заказчику. VAM Drilling Ваш надежный партнер в России!

SERVICES&EQUIPMENT

Gaining Positive Momentum Scope of Drilling and Orders for Manufactured Equipment Grow as Market Strengthens

Положительная динамика Объемы бурения и производства оборудования снова увеличиваются Lada Ponomareva

Oil&Gas Eurasia survyed executives and experts at drilling companies and equipment manufacturers about the state of drilling services in Russia. Here is what they have to say about 2013 prospects.

Лада Пономарева

Журнал «Нефть и газ Евразия» провел опрос руководителей и экспертов ведущих буровых компаний и компаний-производителей оборудования по темам, связанным с состоянием рынка буровых услуг на сегодняшний день и его перспективами на этот год.

Alexander Kuzev, First Deputy General Director for Operations, Gazprom Кузев Александр Николаевич, первый Burenie заместитель генерального директора по производству ООО «Газпром бурение» Oil&Gas Eurasia: Alexander Nikolaevich, please, could you tell us, how was 2012 yearfor the company? Did you fulfill all the plans? Alexander Kuzev: 2012 turned out to be rather successful in this respect: production and economic performance showed a positive momentum. Particularly, in 2012 Gazprom Burenie drilled over 530,000 meters of 235 development wells and 25 exploratory ones. However, we worked actively both in the traditional regions of operations and on the new territories. Gazprom remains our main customer, and future development of Gazprom Burenie is related to this corporation. Being the general contractor of Gazprom for drilling of all types of wells, our company continues realization of a number of large projects in West and East Siberia, in the Far East, in Orenburg and Astrakhan Regions, Krasnodar Territory and Yamal peninsula. In 2012 Gazprom Burenie received an ecological management system certificate of compliance with the requirements of ISO 14001 : 2004, and started development and implementation of the Quality Management System complying with the requirements of the API Specification Q1. Particular attention was paid to realization of the company’s Strategy aimed at improvement of the production management efficiency. Our employees of the company had a training course in Project Management, a unified information system was introduced on the base of 1C:Production plant management. Among other things, we initiated introduction of software suites WellView of Peloton and Landmark of Halliburton, which will make it possible to significantly reduce non-productive time at the drilling facilities, and consequently reduce losses and improve production efficiency. Next year, we plan to expand the scale of their implementation in the company, which will enable the office and management personnel and employees of the business units to receive adequate information on the company’s operations.

«Нефть и газ Евразия»: Александр Николаевич, расскажите, пожалуйста, как прошел 2012 год для компании? Получилось ли выполнить намеченные планы? Александр Кузев: Прошедший год был для компании достаточно успешным: наши производственные и финансово-экономические показатели продемонстрировали положительную динамику. Если говорить о конкретных цифрах, то по итогам 2012 года проходка ООО «Газпром бурение» составила более 530 тыс. м горных пород, закончено бурением 235 эксплуатационных и 25 разведочных скважин. При этом компания активно работала как в традиционных регионах деятельности, так и на новых территориях. Нашим главным заказчиком по-прежнему является ОАО «Газпром», с которым непосредственно связано развитие компании в будущем. И, в качестве генерального подрядчика «Газпрома» по строительству всех видов скважин, мы продолжаем реализацию целого ряда крупных проектов в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, в Оренбургской и Астраханской областях, Краснодарском крае и на полуострове Ямал. В 2012 году ООО «Газпром бурение» получило сертификат системы экологического менеджмента на соответствие требованиям международного стандарта ISO 14001: 2004, а также приступило к разработке и внедрению системы менеджмента качества, соответствующей требованиям спецификации Американского нефтяного института (API Spec) Q1. Особое внимание мы уделяли реализации стратегии компании, направленной на рост эффективности управления производством. Наши работники прошли обучение по курсу «Управление проектами», была внедрена единая информационная система на базе «1С:Управление производственным предприятием». Мы также начали внедрение программных комплексов WellView производства Peloton и Landmark компании Halliburton, которые позволят существенно сократить непроизводственное время на объектах бурения, и, соответственно, снизить потери и повысить эффективность производства. В следующем году мы планируем расшиOil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

OGE: Last year Gazprom Burenie initiated realization of the investment program on re-equipment. Do you have any results? Kuzev: At the moment Within the framework of the re-equipment program realization, 11 drilling rigs are delivered for our subsidiaries: four rigs BU 5000/320 EK BMCh to the Trebs and Titov fields, and two rigs MBU 3200/200 to the Bovanenkovskoye oil-gas condensate field (OGCF) for the business unit Ukhta Burenie; two rigs MBU 3200/200 to the business unit Urengoi Burenie for well recovery by side-tracking at the Urengoi OGCF; two rigs MBU 3200/200 to the Orenburgskoye OGCF for the business unit Orenburg Burenie; one rig MBU 3200/200 to the Verkhnechonskoye OGCF for the business unit Krasnodar Burenie. Last year we also initiated realization of the investment program on re-equipment for 2013, in accordance with which nine drilling rigs will be purchased: one rig BU 5000/320 EK BMCh will be supplied to the business unit Ukhta Burenie; four rigs BU 5000/320, one rig Bentec HR 5000 and three rigs MBU 160 to the business unit Urengoi Burenie for well recovery by sidetracking. In addition, we plan delivery of two mobile cementing units for Well Cementing Center company and upgrading of six drilling rigs at the business unit Urengoi Burenie, which will enable extension of the equipment service life and improvement of the technical and economic performance. In the whole, this program is intended not only to improve the company’s position in the sector, but also to prepare it for realization of new large-scale projects. OGE: Gazprom Burenie has been working on the open market for two years. What results have been achieved in this direction? Kuzev: Company’s presence on the open market requires new business principles, and pushes the company to search for new partners. Now we can speak positively of our definite achievements in attracting new customers. In December of 2012, the portion of customers not belonging to the Gazprom group amounted to 21 percent of the total production program. In the course of the year, major Russian oil and gas producing companies became partners of our company. In Eastern Siberia, we entered the Dulisminskoye field for the oil company Dulisma and Verkhnechonskoye field for VChNG (TNK-BP). In YaNAO we work at the Russkoye and Novo-Urengoiskoye fields for Rospan (TNK-BP), at SeveroUrengoiskoye OGCF for Nortgas, and also at the Vostochno-Urengoiskoye and Severo-Yesetinskoye fields for Severneft-Urengoi. In the second quarter of 2012, the company increased the scope of operations at the fields of Orenburg Region, where we perform drilling of new wells for Orenburgneft (TNK-BP) and well recovery by side-tracking for Gazprom Neft. Drilling equipment and materials were mobilized to the Termokarstovoye GCF for Terneftegas, to the Trebs and Titov fields in the Nenetsk AO for Bashneft-Polyus and to the Yeruslanovskoye GCF in Volgograd Region for RITEK. OGE: Now almost all of the drilling companies and manufactures of drilling equipment are talking about projects and working conditions that are getting more and more complex in terms of technologies. Could you give us an example of the most complicated technical challenges the company faced last year. How did you resolve them? Kuzev: Yes, of course. We had drilling mud losses in the wells of the Chayandinskoye GCF, which had not been foreseen in the drilling programs. An unconventional technical solution was made to solve this problem - drilling without returns using water from the surface sources. Another challenge, which was successfully accomplished – it’s the drilling and cementing of well #11 Chikanskaya with use of the formation fluid as a drilling mud under incompatible geological conditions in the well - simultaneous salt brine shows and mud losses. OGE: In your opinion, how much did the demand for “challenging” wells change compared to the previous period?

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ рение масштабов их внедрения в рамках компании, что даст возможность сотрудникам АУП и филиалов получать достоверную информацию о работе общества. НГЕ: В 2012 году «Газпром бурение» начала программу технического перевооружения. Уже есть результаты? Кузев: На данный момент в рамках этой программы осуществляется поставка 11 буровых установок для наших филиалов: четыре БУ 5000/320 ЭК БМЧ на месторождения Требса и Титова и две МБУ 3200/200 на Бованенковское НГКМ для филиала «Ухта бурение»; две МБУ 3200/200 для восстановления скважин зарезкой боковых стволов на Уренгойском НГКМ для филиала «Уренгой бурение»; две МБУ 3200/200 на Оренбургское НГКМ для филиала «Оренбург бурение» одну МБУ 3200/200 на Верхнечонском НГКМ для филиала «Краснодар бурение». Также мы начали реализацию инвестиционной программы по техническому перевооружению на 2013 год, в соответствии с которой будут приобретены девять буровых установок: одна БУ 5000/320 ЭК БМЧ поступит для филиала «Ухта бурение»; четыре БУ 5000/320, одна Bentec HR 5000 и три МБУ 160 для восстановления скважин зарезкой боковых стволов для филиала «Уренгой бурение». Кроме того, запланирована поставка двух мобильных цементировочных комплексов для ООО «Центр цементирования скважин» и модернизация шести БУ в филиале «Уренгой бурение», что позволит продлить срок эксплуатации оборудования и повысить технико-экономические показатели. В целом, вся программа техперевооружения направлена на укрепление положения компании в отрасли, а также на ее подготовку к реализации новых масштабных проектов. НГЕ: Мы затронули тему работы компании на открытом рынке. Каких результатов удалось достичь в этом направлении? Кузев: Компания «Газпром бурение» уже второй год работает в условиях открытого рынка, что потребовало новых подходов к ведению бизнеса, подтолкнуло к поиску новых партнеров. Сегодня уже можно смело говорить об определенных достижениях в привлечении новых заказчиков. На декабрь 2012 года доля заказчиков, не входящих в группу «Газпром», составила 21% от общей производственной программы. В течение года среди партнеров общества появились крупнейшие российские газонефтедобывающие компании. В Восточной Сибири мы вышли на Дулисьминское месторождение для ЗАО НК «Дулисьма» и Верхнечонское месторождение для ОАО «ВЧНГ» (ОАО «ТНКBP»). В ЯНАО работаем на Русском и Новоуренгойском месторождениях для ЗАО «Роспан» (ОАО «ТНК BP»), Северо-Уренгойском НГКМ для ЗАО «Нортгаз», а также на Восточно-Уренгойском и Северо-Есетинском месторождениях для ЗАО «Севернефть-Уренгой». Во втором квартале 2012 года компания увеличила объемы работ на месторождениях Оренбургской области, где ведется строительство скважин для ООО «Оренбург нефть» (ОАО «ТНК-BP») и восстановление скважин зарезкой боковых стволов для ОАО «Газпром нефть». Произведена мобилизация бурового оборудования и материалов на Термокарстовое ГКМ для ЗАО «Тернефтегаз», на месторождения им. Требса и Титова в Ненецком АО для ООО «Башнефть-Полюс», на Еруслановское ГКМ в Волгоградской области для ОАО «РИТЭК». НГЕ: Сейчас практически все буровые компании, а также производители бурового оборудования говорят о проектах и условиях работы, которые с каждым годом становятся все более сложными с точки зрения технологий. Можете привести пример решения таких задач компанией «Газпром бурение»? Кузев: Да, конечно. Так, в скважинах Чаяндинского ГКМ происходили непредусмотренные проектами поглощения бурового раствора. Было принято нестандартное техническое решение – бурение скважин без выхода циркуляции на воде из поверхностных источников. Еще одна непростая задача, которая была успешно решена, – это бурение и крепление колонной скважины №11 Чиканская с использованием в качестве промывочной жидкости пластового флюида в несовместимых геологических условиях в скважине – одновременного рапопроявления и поглощения.

#2 February 2013

SERVICES&EQUIPMENT Kuzev: The demand for “challenging” wells definitely increased. Hole profiles have become more complex, the portion of wells with horizontal sections has increased, the same as the average well depth. At present, we are drilling several exploratory wells over 5,000 meters deep, also wells with pilot and horizontal sections, several multi-lateral wells. In future we plan to increase the amount of multilateral wells and well recovery by sidetracking. OGE: What are the plans of the company for 2013? Kuzev: Generally, in 2013 we plan to expand the services on drilling and associated operations, to develop long-term partner relations with the world leaders in the area of new technologies, and to improve the quality of the rendered services. In 2013 we plan to drill over 600,000 meters and complete drilling of 275 wells. The share of the customers not belonging to the Gazprom Group should be not less than 40 percent. One of our main aims at present is to improve the level of production safety at the Company facilities, and to apply the advance experience of other participants of the drilling operations market. For realization of this task, next year we will introduce the system of professional risk management, reflecting the requirements of international standards in the area of the industrial safety. Speaking about new projects, I can distinguish three main. A large-scale strategic project, which will get special attention in 2013, is continuation of drilling and testing of exploratory wells at the Chayandinskoye OGCF within the framework of the Eastern Gas Program. Business unit Krasnodar Burenie will have special responsibility in this project, as they will have to realize the main scope of drilling. The same as last year, drillers of Gazprom Burenie will work on all projects of the highest priority for Gazprom and the country on the whole, including another project of the national importance – development of the Bovanenkovskoye field of the Yamal peninsula. And also we will start drilling wells at the Trebs and Titov fields for BashneftPolyus and also at the Tambeiskaya group of fields for Gazprom Geologorazvedka.

НГЕ: Какие планы у компании на 2013 год по работам, новым проектам? Кузев: В целом в 2013 году планируется расширение предлагаемых услуг по бурению и сопутствующим сервисам, развитие долгосрочных партнерских отношений с мировыми лидерами в области новых технологий, повышение качества оказываемых услуг. В текущем году ожидаем, что объем проходки будет продолжать рост: мы планируем пробурить уже больше 600 тысяч метров и закончить бурением 275 скважин. При этом доля заказчиков, не принадлежащих группе компаний ОАО «Газпром», должна составить не менее 40%. Одна из основных задач, стоящих сегодня перед нами – это повышение уровня безопасности производства на объектах компании, применение передового опыта других участников рынка буровых работ. Для реализации этой задачи в следующем году будет внедрена система управления профессиональными рисками, отражающая требования международных стандартов в области производственной безопасности. Если говорить о проектах, то я могу выделить три основных. Особое внимание ООО «Газпром бурение» будет уделять в этом году продолжению строительства и испытания геолого-разведочных скважин на Чаяндинском НГКМ в рамках Восточной газовой программы. Здесь особая ответственность ложится на филиал «Краснодар бурение», которому предстоит выполнять основные объемы работ. Как и в прошлом году, буровики ООО «Газпром бурение» будут трудиться на всех приоритетных для ОАО «Газпром» и страны объектах, в том числе, в рамках еще одного проекта государственной важности – освоения Бованенковского месторождения полуострова Ямал. Также мы начнем строительство скважин на месторождениях им. Требса и Титова для ООО «Башнефть-Полюс», а также на Тамбейской группе месторождений для ООО «Газпром геологоразведка».

Azad Babaev, President of RU-Energy Group

Азад Бабаев, президент ОАО «РУ-Энерджи Групп»

Oil&Gas Eurasia: Azad Kamalovich, if there any drilling meterage growth in 2012? What was that year for the company? Azad Babaev: On the whole, we closed the year rather successfully. We received a number of profitable contracts. The scope of drilling increased. Suffice to say that while usually the Servisnaya Burovaya Companiya broke through the mark of a million meters drilled late in autumn, in 2012 this level was exceeded by the 13th of August – the first time in the history of SBC. For reference: in 2011 we drilled 1,176,733 meters, and in 2012 – 1,438,416 meters, and handed over to the customers 402 wells, which is 47 wells more than in 2011. SBC had never worked so efficiently as in 2012.

«Нефть и газ Евразия»: Азад Камалович, какой была динамика объемов бурения в 2012 году? И как компания отработала в минувшем году? Азад Бабаев: В целом, год мы завершили успешно. Получили ряд выгодных контрактов, увеличили объемы бурения. Достаточно будет сказать, что если миллионную отметку по бурению горных пород «Сервисная буровая компания» традиционно перешагивала в конце осени, то в 2012 году этот рубеж был пройден уже 13 августа – такого в истории «СБК» еще не было. Для сравнения: в 2011 году мы преодолели отметку в 1 176 733 м проходки, а в 2012 – уже 1 438 416 м, передали заказчикам 402 скважины, что на 47 скважин больше, чем в 2011 году. Так эффективно, как в 2012 году, мы еще никогда не работали.

OGE: Who are company’s clients? What current stock of orders looks like? Babaev: Last year the main customers of SBC included such oil giants as Gazprom Neft and TNK-BP. We worked at the Tagurskoye and Russko-Rechenskoye

НГЕ: На Ваш взгляд, как изменился спрос на «сложные» скважины по сравнению с предыдущими годами? Кузев: Спрос на «сложные» скважины однозначно увеличился. Усложнились профили скважин, увеличилась доля скважин с горизонтальным окончанием, выросла средняя глубина скважин, в настоящее время у нас в работе находится несколько разведочных скважин с глубиной более 5 000 м, а также с пилотным и горизонтальным стволом, несколько многоствольных скважин. В будущем планируется увеличение объемов строительства многоствольных скважин и восстановления скважин зарезкой боковых стволов.

НГЕ: С кем сегодня сотрудничает «РУ-Энерджи Групп»? Как выглядит портфель заказов на сегодняшний день? Бабаев: Основными заказчиками для «СБК» в прошлом году были такие нефтяные гиганты, как «Газпром нефть», «ТHK-BP». Мы работали на Тагурском и РусскоРеченском месторождениях. В этом году у нас появился новый заказчик – компания «НОВАТЭК». Кроме этого, «Сервисная буровая компания» прошла предквалиOil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

fields. This year we have aquired a new customer – NOVATEK. SBC has also passed a prequalification and now participates in tender procedures of NK Rosneft, Gazprom-Dobycha Yamburg and Severneft-Urengoi. Now we already have 80 percent of the scope of work that we planned to perform in 2013, and in case of a positive outcome, we will get about 20 percent in excess of our business plan. And I believe, is quite realistic, taking into account the prospects available. Oil-servicing assets which we purchased from Gazprom Neft (YamalService Tsentr, Servisnaya Burovaya Companiya, Servisnaya Transportnaya Companiya, KRS-Service and Megion-Service (now – Ru-Energy KRS-MG)) are companies with their own history; they are well-known in the region as serious companies with strong production bases in Noyabrsk, Muravlenko, Megion, Khanty-Mansiisk and the Tomsk Region. We acquired the contracts of the oil companies and during the period of three years after acquisition of the companies we will have guaranteed scopes of services with an extension for two more years. In addition, in October of the last year Servisnaya Burovaya Companiya received 14 contracts in the tender of Gazpromneft-Noyabrskneftegas which provided an additional amount of work. Thus, we have enough orders for the next years. We also reached certain synergies due to consolidation within the framework of the machine-building and oil-servicing holding. In the near future we are planning to invest over 17 billion rubles in the service sector development. We have already started realization of this project. We are purchasing new equipment: drilling rigs, drilling mud treatment systems, mud pumps, drilling tools, top drives, cementing fleets, module-type accommodations and other modern equipment. OGE: What trends could be mentioned at the market of drilling services and equipment? What is the demand? Babaev: The demand for drilling services and equipment is growing, because oil production is increasing. The terms are dictated first of all by the customer: pricequality correlation. RU-Energy Group companies are serious players at the market of services and equipment supply, and we are rather competitive. Unfortunately, we are not quite happy with the current level of service prices, as it hinders our development, opportunity of using modern equipment, implementation of up-to-date technologies, ability to maintain a decent salary level, especially for the experienced specialists, who are the majority in our company. We are actively working with our customers in this respect, trying to persuade them that cheap services are not always good. This work yields favorable results – there are customers who understand our point and are ready to pay well for good quality, and we, in our turn, are ready to provide this level of quality. OGE: How did the presence of the Company at the market change in 2012? Babaev: The presence is growing. We asserted ourselves rather seriously and are trying to fit. We render a full cycle of services – turn-key services. Availability of such companies as, for example, YamalService Tsentr, Servisnaya Transportnaya Companiya, Servisnaya Burovaya Companiya, well workover and side-tracking enterprises, drilling equipment manufacturers within one and the same Holding, provides undeniable advantages over the competitors, as we realize integrated services, from construction of drilling rigs, drilling cementing completion of all types of wells and on out to repair, rent, maintenance, fabrication of oilfield equipment and construction of surface facilities at well pads and other services. Late in 2012, we launched another enterprise RU-Energy STK-KhM in KhantyMansiisk. We plan to set up a company which would differ dramatically from other ones, and correspond to the best western patterns in organization of operations, production standards, external and internal policy. The latest state-of-the-art technologies of the world level will be applied in their operations. The enterprise plans to render services on well cementing. Servisnaya Transportnaya Companiya was awarded the prize OFS AWARDS-2012 in the category “Expansion of the Year” (market penetration, expansion of the regions of presence). This prize is awarded annually in the framework of the international Forum “Service and Equipment” to the companies which have obtained the best achievements at the oil-servicing market. The experts assess the business concepts, reliability, service quality, innovational developments, and select the best companies. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ фикацию и участвует в тендерных процедурах компаний ОАО «НК Роснефть», ОАО «Газпром-добыча Ямбург» и ОАО «Севернефть-Уренгой». При этом уже сейчас мы обладаем 80% объемов работ, которые планировали выполнить в 2013 году, и при положительном исходе наберем еще порядка 20% сверх бизнес-плана. И я думаю, что это абсолютно реально, принимая во внимание имеющиеся перспективы. Нефтесервисные активы, которые мы приобрели у «Газпром нефти» («ЯмалСервисЦентр», «Сервисная буровая компания», «Сервисная транспортная компания», «КРС-Сервис» и «Мегион-Сервис» (сейчас – «РУ-Энерджи КРС-МГ»)), – это предприятия со своей историей, они хорошо известны в регионе, как серьезные компании с мощными производственными базами в Ноябрьске, Муравленко, Мегионе, Ханты-Мансийске, Томской области. К нам перешли контракты нефтяных компаний, и на протяжении трех лет с момента покупки предприятий нам обеспечены гарантированные объемы услуг с последующим продлением еще на два года. Плюс в октябре текущего года «Сервисная буровая компания» выиграла 14 тендеров «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», получив дополнительный объем работ. Таким образом, на ближайшие годы мы обеспечены заказами. Кроме того, компания получила определенную синергию благодаря консолидации в рамках Холдинга машиностроительного и нефтесервисного бизнеса. В ближайшее время мы планируем вложить в развитие сервисного блока более 17 млрд рублей. Реализацию этого проекта мы уже начали и закупаем новую технику: буровые установки, системы очистки бурового раствора, буровые насосы, бурильный инструмент, силовые верхние приводы, цементировочные флоты, жилые городки модульного типа и другое современное оборудование. НГЕ: Какие тенденции можно отметить на рынке буровых услуг и оборудования? Как изменился спрос в этом сегменте в России? Бабаев: Спрос на буровые услуги и оборудование растет, потому что растут и объемы добычи нефти. Условия диктует, прежде всего, заказчик – это соответствие цены и качества. Предприятия ОАО «РУ-Энерджи Групп» – серьезные игроки на рынке сервисных услуг и поставок оборудования, мы конкурентоспособны. К сожалению, нас не совсем устраивает сложившийся на сегодня уровень цен на услуги, так как это мешает развиваться, работать на современном оборудовании, внедряя новейшие технологии, поддерживать достойный уровень оплаты труда, особенно для высококвалифицированных специалистов, которых у нас большинство. И мы усиленно работаем в этом направлении с нашими клиентами, стараемся убедить их в том, что дешевые услуги – это не всегда хорошо. Это дает свои плоды: есть заказчики, которые это очень хорошо понимают и готовы платить хорошие деньги, но именно за хорошее качество, а мы, в свою очередь готовы его предоставить. НГЕ: Как изменилась доля компании на рынке в 2012 году? Бабаев: Доля нашей компании изменилась, и в лучшую сторону. Мы серьезно о себе заявили и стараемся соответствовать. Мы оказываем полный цикл услуг и работаем «под ключ». Наличие таких предприятий как, например, «ЯмалСервисЦентр», «Сервисная транспортная компания», «Сервисная буровая компания», предприятий КРС и ЗБС, предприятий по производству оборудования в рамках одного Холдинга, дает неоспоримые преимущества перед конкурентами, так как мы выполняем комплексные услуги, начиная со строительства буровых установок, бурения, цементирования, освоения всех типов скважин и заканчивая ремонтом, прокатом, обслуживанием, изготовлением нефтепромыслового оборудования и обустройством кустов скважин и другие услуги. В конце 2012 года в Ханты-Мансийске мы открыли еще одно предприятие «РУ-Энерджи СТК-ХМ». Это будет компания, кардинально отличающаяся от других и соответствующая лучшим западным образцам по организации работ, культуре производства, внешней и внутренней политике. В работе будут использоваться самые передовые технологии мирового уровня. Предприятие планирует оказывать услуги по цементированию скважин. «Сервисная транспортная компания» получала премию OFS AWARDS-2012 в номинации «Экспансия года» (завоевание рынка, расширение регионов присутствия). Эту награду ежегодно в рамках международного Форума «Сервис и оборудование» получают компании, которые показали лучшие достижения на рынке нефтесервиса. Эксперты оценивают бизнес-концепции, надежность, качество услуг, инновационные разработки, и выбирают лидеров.

SERVICES&EQUIPMENT OGE: In what projects has the company participated this year? Please, could you tell us about the most interesting of them? Babaev: Servisnaya Burovaya Companiya is the main drilling contractor of Gazprom Neft in Noyabrsk, Tomsk and Khanty-Mansiisk regions. Drilling is realized at all major fields (Yuzhno-Priobskoye, Vyngapurovskoye, Vyngayakhinskoye, Yety-Purovskoye, etc.). The share of the Servisnaya Transportnaya Companiya in well cementing exceeds 60 percent. We should also mention the following facts proving the high efficiency and quality of work: ● Repair of the reducing gear for drilling rig ZJ-400. The challenge was that the customer contacted YamalServiceTsentr on the eve of a holiday – Oilmen’s Day, and all departments immediately started working and performed the equipment repair in a record time – two and a half days. ● Another project of YamalServiceTsentr was fabrication of scroll conveyors for the company Gazprom-Burenie, when specialists of the company handed over to the сustomer a set of equipment three weeks after the request. The project was challenging not so much in the scope of work, but in its urgency. The scroll conveyor is a product designed by YamalServiceTsentr. Previously drillers used a foreign analog which is inferior to our units by many parameters. The design engineers of the company developed and introduced necessary design alterations of the scroll conveyor, as the result of which they managed to achieve non-interruptible operation of the equipment during a several year period, while the foreign analog can hardly survive a year of intensive operation in Arctic environment. In 2012 we started to manufacture oilfield equipment: valve manifold, Christmas tree assemblies for production and injection wells. Previously YamalServiceTsentr performed only valve manifold repair work. Now the engineering-design department developed design documentation and specifications for manufacturing of this oilfield equipment and received a certificate of compliance with the requirements of the technical regulations. YamalServiceTsentr also set up a center for renting and repair of blowout preventers. They work on turn-key basis. Servisnaya Transportnaya Companiya opened a workshop for maintenance and engineering support of downhole equipment (services on liner hangers and frac equipment). An innovative product of NEFTEPROMMASH plant a unitized wellhead piping assembly COlUMB aroused interest of large oil companies. Rosneft is ready to buy a batch of COlUMB-2 assemblies in 2013. OGE: The demand for “challenging” wells is growing every year. How did the volume of work change in this direction? Babaev: While previously most operations were done for the directional wells and only a small part – for horizontal ones, now approximately 40 percent of all drilling falls on the directional wells with horizontal tailing-in and liners. In addition, in 2012 we turned back to drilling practice with oil-base mud and rotary-steerable systems (RSS). OGE: How do you see the further development of the company? Does RU-Energy Group plan the increase of it’s share at foreign markets? Babaev: We are actively studying foreign markets. Particularly, we are negotiating with Azerbaijan, Kazakhstan, Iraq and Syria. There are local offices of RU-Energy Group in Azerbaijan and Kazakhstan. In 2012 the holding signed an agreement with the Iranian company MarSAhmadTrade. Their director for international economic activity Ahmad Abedi is promoting our oil services and oilfield equipment at the oil market of Iran. OGE: What are the Company’s plans for 2013? What goals and topics are in a priority? Babaev: We have ambitious plans: to develop, forge ahead, completely revamp the equipment fleet, increase the stock of orders and enter new markets. We are conducting negotiations on acquisition of several more service assets. I can say one thing for sure: if the deal is completed, the production capacities of RU-Energy Group will increase significantly.

#2 February 2013

НГЕ: В каких проектах принимала участие компания? Можете рассказать о наиболее интересных из них? Бабаев: «Сервисная буровая компания» – это основной буровой подрядчик для «Газпром нефти» в Ноябрьском, Томском и Ханты-Мансийском регионах. Бурение ведется на всех основных месторождениях (Южно-Приобское, Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское и др.). Доля «Сервисной транспортной компании» в цементировании скважин достигает более 60%. Также следует отметить такие моменты, которые говорят о высокой эффективности и качестве работы: ● Ремонт редуктора на буровую установку ZJ-400. Сложность заключалась в том, что заказчик обратился в «ЯмалСервисЦентр» в канун праздника – Дня нефтяника, к работе подключились все цеха и выполнили ремонт оборудования в рекордно короткий срок – два с половиной дня. ● Еще один проект «ЯСЦ» – производство шнековых транспортеров для компании «Газпром-Бурение», когда специалисты предприятия передали pаказчику партию оборудования спустя три недели после обращения. Проект осложнялся не столько объемами работ, сколько их срочностью. Шнековый транспортер – это разработка «ЯмалСервисЦентра». Раньше буровики использовали зарубежный аналог, который по многим параметрам уступает нашим установкам. Конструкторами предприятия были разработаны и внесены необходимые конструкционные изменения шнекового транспортера, в результате чего удалось добиться бесперебойной работы оборудования в течение нескольких лет. В 2012 году мы начали производить нефтепромысловое оборудование: блок гребенок и фонтанную арматуру колонного (АФК) и нагнетательного (АНК) типов. Ранее «ЯмалСервисЦентр» занимался только ремонтом блока гребенок. Теперь конструкторско-технологический отдел разработал КД (конструкторскую документацию) и ТУ (технические условия) на изготовление данного нефтепромыслового оборудования, и также был получен сертификат соответствия требованиям технических регламентов. Также заработал в «ЯСЦ» центр проката и ремонта противовыбросового оборудования. В «Сервисной транспортной компании» открылся цех по обслуживанию и инженерному сопровождению внутрискважинного оборудования (предоставление услуг по подвескам хвостовиков и оборудования, используемого при ГРП). Инновационная разработка завода «НЕФТЕПРОММАШ» – моноблочная колонная обвязка КОлУМБ вызвала интерес у крупных нефтяных компаний. «Роснефть» готова закупить партию КОлУМБ-2 в 2013 году. НГЕ: С каждым годом спрос на так называемые «сложные» скважины растет. Как изменились объемы работ по этому направлению? Бабаев: Если раньше большая часть работ у нас приходилась на наклоннойнаправленные, и лишь часть – на горизонтальные скважины, то сейчас около 40% от всех бурящихся скважин приходится на наклонной-направленные скважины с горизонтальным окончанием и хвостовиками. Кроме этого в 2012 году мы вновь обратились к опыту бурения с использованием бурового раствора на углеводородной основе и с применением роторно-управляемых систем (РУС). НГЕ: Как компания видит свое дальнейшее развитие? Планируется ли увеличение доли присутствия «РУ-Энерджи» на зарубежных рынках? Бабаев: Мы активно изучаем зарубежные рынки. В частности, ведем переговоры с Азербайджаном, Казахстаном, Ираком, Сирией. В Азербайджане и Казахстане работают представительства «РУ-Энерджи Групп». В 2012 году холдинг подписал соглашение с иранской компанией MarSAhmadTrade. Ее директор по внешнеэкономической деятельности Ахмад Абеди занимается продвижением наших услуг по нефтесервису и нефтегазового оборудования на нефтяном рынке Ирана. НГЕ: Какие планы у компании на 2013 год? Какие цели и задачи являются приоритетными? Бабаев: Планы у нас амбициозные. Как и у любой компании: развиваться, не стоять на месте, обновить полностью парк оборудования, увеличить портфель заказов, выйти на новые рынки. Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ

The drilling segment is our priority. Annual growth of the Russian market of drilling and well workover is on average 13 percent. Therefore, we plan to extend the scope of our operations in drilling, side-tracking and well workover. On January 10, 2013 we received a license for exploratory operations. The documents for subsoil use were issued to Servisnaya Burovaya Companiya by the Federal Russian Agency on subsoil use for the period of 5 years. As the result, we received the right to use the license blocks Vartovsky 4 and Vartovsky 5 in Khanty-Mansiisk Autonomous Okrug. Thus, now we are obliged to provide financing of operations on exploration of the license blocks from our own funds. We have already started preparation of the exploration and appraisal projects for the allocated areas. Before the termination of the licenses, RU-Energy Group will have to ensure the whole work package for the search for hydrocarbon fields and their appraisal as per the developed program. If we find oil in our license blocks, then we could claim licenses for hydrocarbon production as a priority, and, according to our information, there is “black gold” in these blocks.

Мы ведем переговоры о покупке еще нескольких сервисных активов. Наши предложения уже рассматриваются партнерами. И уже можно абсолютно точно сказать, что если все переговоры закончатся успешно и сделка состоится, то производственные мощности «РУ-Энерджи Групп» значительно вырастут. А приоритетным направлением для развития для нас является блок бурения. Ежегодный прирост российского рынка бурения и КРС составляет в среднем 13%. Поэтому мы намерены расширять объемы производства в бурении, зарезке боковых стволов и капитальном ремонте скважин. 10 января 2013 года мы получили лицензию на геологоразведку и поисковые работы. Документы на пользование недрами были выданы «Сервисной буровой компании» Федеральным агентством по недропользованию России сроком на пять лет. В итоге у нас появилось право пользования участками Вартовский 4 и Вартовский 5 в Ханты-Мансийском автономном округе. Мы уже начали работу по подготовке поисково-оценочных проектов на отведенных участках. И до окончания срока действия лицензий «РУ-Энерджи Групп» необходимо будет обеспечить весь комплекс работ по поиску, оценке месторождений углеводородного сырья, в соответствии с подготовленным проектом. Если мы найдем нефть на выделенных нам участках, то, соответственно, сможем претендовать на получение лицензий на добычу углеводородного сырья на приоритетных условиях. По нашим данным, эти участки из числа перспективных, и «черное золото» на этих участках есть.

Oleg Fedorovskikh, Head of Marketing and Sales, Bentec Drilling and Oil Systems

Олег Федоровских, директор по маркетингу и продажам Bentec Drilling and Oil Systems

The last 2012 year brought a number of significant events for Bentec, which includes: – launching of a new production facility in Oman at the IDTEC subsidiary for manufacturing, repair and maintenance service of drilling equipment; – completion of manufacturing and check assembly of the first complete drilling rig Bentec, fabricated at the Tyumen plant; – significant increase of the scope of services rendered by the Bentec specialists from Tyumen for customers in various regions of Russia and CIS countries – in the Republic of Belarus, Chechen Republic, in the regions of West and East Siberia and in Sakhalin; – presentation and successful sales of the new Bentec top drive TD-275-HT. In 2012, the сompany manufactured and supplied to the customers 45 top drives after the time of production of the first TDS (top-drive system) in 2011. Bentec signed a number of contracts for delivery of the top-drive systems in Russia to the following companies: RN-Burenie, RU-Energy, Asia Drilling (Neftserviceholding). At present, the Tyumen facility is manufacturing a train drilling rig with a carrying capacity of 320 tons for Gazprom Burenie. In the period of 2012–2013, Bentec has been fabricating and delivering stationary drilling rigs having carrying capacity of 320 tons to the company KCA Deutag for their operations at the fields of TNKBP in Orenburg Region. A significant increase of the services’ sale volume, after-sale servicing and spare part delivery took place in 2012. The сompany significantly expanded its presence at the top-drive market and intends to keep increasing volumes of production and sale more and more in these segments of development. To ensure the sustainable development of the Company and improve its positions at the international markets, particular attention is paid to the after-sale servicing of the equipment, for which reason Bentec set up a separate division. This year we’re planning the extension of the production facilities of Bentec in Germany for manufacturing of electrical and mechanical components of drilling

Прошедший 2012 год ознаменовался для компании Bentec рядом значительных событий, среди которых: – открытие нового производственного комплекса в Омане на дочернем предприятии IDTEC для производства, ремонта и сервисного обслуживания бурового оборудования; – завершение производства и контрольная сборка первой полнокомплектной буровой установки Bentec, произведенной на тюменском заводе; – существенное увеличение объема сервисных услуг, осуществляемых специалистами Bentec из Тюмени для заказчиков из различных регионов России и стран СНГ – в Республике Беларусь, Чечне, в регионах Западной и Восточной Сибири, на Сахалине; – презентация и успешные продажи нового верхнего привода Bentec TD-275-HT. С момента производства первой системы верхнего привода (СВП) в 2011 году) Bentec произвела и поставила своим заказчикам 45 верхних приводов. Контракты на СВП в 2012 году заключали такие российские компании, как «РН-Бурение», «РУ-Энерджи», «Азия Дриллинг» («Нефтьсервисхолдинг»). В настоящее время в Тюмени осуществляется производство буровой установки эшелонного типа грузоподъемностью 320 т для компании «Газпром бурение». Буровые установки Bentec работают в различных климатических условиях России, на месторождениях Восточной и Западной Сибири. В 2012–2013 годах компания Bentec осуществляет производство и поставку стационарных буровых установок грузоподъемностью 320 т для компании KCA Deutag для работы на месторождениях «ТНК-ВР» в Оренбургской области. В 2012 году произошло существенное увеличение объема продаж сервисных услуг, послепродажного обслуживания и поставки запасных частей. Нашей компании удалось значительно увеличить свою долю присутствия на рынке верхних приводов, и в дальнейшем мы будем двигаться в том же направлении, наращивая объемы производства и реализации. В Bentec особое внимание уделяется направлению послепродажного обслуживания, чтобы обеспечить устойчивое развитие компании и укрепить ее позиции на международных рынках. Для этого было создано специальное подразделение.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SERVICES&EQUIPMENT

#2 February 2013

rigs, introduction of design alterations in the drilling rigs for the Russian market taking into account requests of the customers, and use of larger amount of Russian components. And another task for 2013 is to entry into the U.S. market with the components of Bentec drilling equipment.

Также мы планируем расширить производственные мощности Bentec в Германии для производства электрических и механических компонентов буровых установок, внести конструктивные изменения в буровые установки для российского рынка с учетом требований заказчиков и применение большего количества компонентов российского производства. Еще одной нашей целью является выход на рынок США с компонентами бурового оборудования Bentec.

Andrey Suleimanov, Director of Marketing and Business Development, NPP Burservice

Андрей Сулейманов, Директор по маркетингу и развитию ОАО НПП «Бурсервис»

Last year was spent by participants of the oil and gas service sector with the situation of an ongoing decrease of job rates and increasing requirements to the quality of production. However, thanks to the program of production modernization and management system development, we managed to achieve cost reduction and remain a financially viable business. The upside is that the production volume increased by 36 percent compared to 2011. It happened due to an increase of the production volume of our main product – rock cutting tools with PDC. The sales volume increased by 20 percent. As before, 80 percent falls on the service segment and 20 percent – on direct supplies. In 2012, we successfully completed the project on setting up a subsidiary Burservice-ZBS which specializes on milling windows in casing strings. Now the Company has put together a stock of orders, which enables us to optimistically assess its potential for the next two to three years. Unfortunately, late in 2011 we stopped participating in tender procedures for a number of projects after the initial price drop by 20 percent and more. However, we retained and even strengthened our position in the framework of the effective contracts at the fields of the major Russian companies – Rosneft, Gazpromneft and Bashneft. Changes in the structure of orders in 2012 were reflected in definite changes of the volumes of production of particular products. Coring bit production actually doubled. According to preliminary estimates, 20-25 percent of core in Russia was recovered by our core bits. We significantly increased production of small-diameter bits for drilling liner sections and lateral holes. Comparison of production data and also expert appraisals performed by the specialists of companies providing telemetry support enable us to state that the Burservice product portfolio has a high-performance line of drill bits for this area of services. From the viewpoint of evaluation of particular segments of the service market, we can emphasize the continuous extension of scope of operations on well production rate recovery. This is, first of all, a set of operations on side-tracking and lateral hole drilling, and, consequently, increased interest to the systems for milling windows in casing strings and to small-diameter bits. Also the customers with increasing frequency express their wish to see an integrated service provided at their sites by one and the same contractor, but the content of these “integrated requests” varies significantly from project to project. Another general tendency is the requirement to reduce the time of operations. For us, drill bit manufacturers, it is related first of all to modernization of the product line design aimed at assurance of increase of the rate of penetration. To our great regret, the trend for selection of the supplier of products and services on the basis of the minimal price offer remains the same. This tendency is common for the Russian and foreign markets. But however, according to our estimates, taking into account the general RF market growth, the Burservice presence grew by 2-3 percent in 2012. The main point of application for us still implies the projects under realization in West Siberia. We continued operations at the fields of East Siberia provid-

Минувший год для всех участников нефтегазового сервиса прошел на фоне продолжающегося снижения расценок и возрастающих требований к качеству продукции. Тем не менее, за счет программы модернизации производства и совершенствования системы управления нам удалось добиться сокращения издержек, и остаться рентабельным предприятием. Положительным моментом является рост выпуска продукции на 36% относительно показателей 2011 года, что произошло благодаря увеличению объемов производства основной нашей продукции – породоразрушающего инструмента оснащенного PDC. При этом объем реализации стал выше на 20%. По-прежнему 80% приходится на сервисные направления и 20% – на прямые поставки. В 2012 году нам удалось успешно завершить проект по созданию дочерней компании «Бурсервис-ЗБС», которая специализируется на услугах по вырезанию «окна» в обсадной колонне. Сейчас у компании уже сформирован портфель заказов, который позволяет с оптимизмом оценивать ее возможности на следующие два-три года. К большому сожалению, в конце 2011 года мы прекратили участие в тендерации на ряде проектов после падения первоначальной цены на 20% и более. Но мы сохранили и даже упрочнили свои позиции в рамках действующих договоров на месторождениях крупных российских компаний – «Роснефти», «Газпромнефти» и «Башнефти». Произошедшее в 2012 году изменение структуры заказов отразилось и на определенном изменении объемов выпуска отдельных позиций. Например, производство бурголовок увеличилось почти в два раза. По предварительным оценкам, 20-25% керна в России отобрано бурголовками именно нашего производства. Значительно выросло производство долот малого диаметра для бурения хвостовиков и боковых стволов. Сравнение полученных показателей, а так же экспертные оценки специалистов компаний, обеспечивающих телеметрическое сопровождение, позволяют говорить о наличии в продуктовом портфеле компании «Бурсервис» высокоэффективной линейки долот для этого направления сервисных услуг. С точки зрения оценки отдельных сегментов рынка сервисных услуг, можно выделить постоянное увеличение объемов работ по восстановлению дебитов скважин. Это, в первую очередь, комплекс работ по зарезке и проводке боковых стволов, и, как следствие, повышенный интерес к системам для вырезки «окна» в обсадной колонне и долотам малого диаметра. Кроме того все чаще заказчики выражают свое желание видеть на объектах интегрированный сервис от одного подрядчика, но при этом наполнение таких «комплексных требований» существенно различается для каждого проекта. Еще одной общей тенденцией остается требование к сокращению сроков проведения работ. Для нас, производителей буровых долот, это, прежде всего, связано с модернизацией конструктивных линеек, которая направлена на обеспечение роста механической скорости. И также с сожалением нужно отметить, что стабильным остается тренд по выбору поставщика продукции и услуг на основании минимального ценового предложения. Последняя тенденция является общей и для российского, и для зарубежного рынков. Но, несмотря на это, доля присутствия нашей компании на рынке за последний год выросла. По нашим оценкам, даже с учетом общего роста рынка РФ, доля «Бурсервиса» выросла на 2-3%. Основной точкой приложения сил для нас по-прежнему остаются проекты, реализуемые в Западной Сибири. Продолжаются работы на месторождениях Восточной Сибири с обеспечением сервиса по отбору керна трехсекционными керOil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

ing coring services with three-sectional core barrels. We can mention a new largescale project on extension of the work package in our native region – Republic of Bashkortostan. Among foreign projects, one should mention penetration into the markets of the CIS countries. For Kazakhstan, we designed and supply commercially manufactured bits adapted to the particular field conditions. In Ukraine we successfully tested bits designed for drilling in the carbonate section, which are now regularly used there. The Ukrainian customers also appreciated our core bits of the CDD series, which showed results two times exceeding those of our competitors. We also had a number of complex issues. They can be divided into two groups. The first group of challenges is related to the changes in the operating conditions. Thus, for example, the requirements to well designs and drilling practices in the Noyabrsk region were altered. This entailed a necessity of designing and upgrading some bit designs, including small-diameter bits. Another example is the development of a package of engineering and technical solutions for assurance of high efficiency of coring by core barrels over 27 meters long in East Siberia. It was the most interesting and challenging task for us. Several patents are being prepared based on the results of the work done. We should specially mention development of the FSAI system – a technology and a tool set for two operations in one run: milling a window in the casing and further non-oriented drilling of the lateral hole up to 100 meters long. The first prototype models were successfully tested and this year we plan to start regular use of the upgraded tools. The second group of challenges is related to use of the outdated drilling equipment which has a limited functionality. For a number of fields, we were actively developing new bit designs which could help to improve performance. Particularly, such a bit was designed for the Priob group of fields, where at the neighboring well pads average ROP can differ by 20-40 percent. Our task was to develop a drill bit which could provide high performance both to the crews working with the old and those using the upgraded drilling equipment. We initiated pilot tests late in 2012 and preliminary results enable us to suppose that we have come close to solving this problem. In the framework of our contracts, Burservice has experience of operations on “challenging” objects – deep wells of large diameter. We regularly supply equipment for milling windows in 245-millimeter casing. As a rule, it is related to operations after emergency elimination. We have experience of drilling wells more than 4,000 meters long, sometimes at absolutely different requirements. Thus, in Novy Urengoi they require assurance of the high bit steerability in horizontal wells, which are drilled with rotary steerable systems (RSS). The requirement at the Astrakhan fields is different – to ensure a strictly vertical wellbore. These types of job do not exceed more than 5 percent of the total scope of our operations a year, and this tendency has remained for the last three years. In 2012, Burservice took an active part in the industry activities aimed at the formation of the “civilized market of services in the oil and gas sector”. Main attention was paid to the possibility to stop a dumping price drop at the tenders arranged in this branch of industry. Late in 2011, at the initiative of Burservice and with the support of the Republic Government and the Chamber of Commerce and Industry, a consortium of the regional companies operating in the oil and gas sector was set up in Bashkortostan – UFA-OGE (Oil, Gas, and Engineering). In March of 2012, the consortium represented Russia at the Industry exhibition in the city of Hassi Messaoud in Algeria. We consider Algeria and Iraq to be the two main strategic areas for the development of the international activity of our Company. Along with the major Russian companies, Burservice participates in the work of bilateral intergovernmental commissions specifying the work prospects with these countries. The proposed foreign projects are supported by the RF Ministry of Energy, which facilitates realization of these projects. It is planned to open representative offices this year, and at present the necessary preliminary agreements with the partner companies are being processed.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ ноотборными снарядами. Новым масштабным проектом можно считать расширение комплекса работ в родном для нас регионе – Республике Башкортостан. Из зарубежных проектов нужно отметить наш выход на рынки стран СНГ. Для Казахстана были разработаны и сейчас уже серийно поставляются долота, адаптированные под условия конкретных месторождений. В Украине успешно прошла апробация и сейчас регулярно применяются долота, спроектированные для работы в карбонатном разрезе. Высокой оценки со стороны украинских заказчиков заслужили и наши бурголовки серии CDD, показав результаты, вдвое превышающие результаты конкурентов. Был в минувшем году и ряд сложных вопросов, которые были поставлены перед нашей компанией. Их можно разбить на две группы. Первая группа задач связана с изменениями условий работ. Так, например, изменились требования к конструкциям скважин и условиям их проводки в Ноябрьском регионе. Это повлекло за собой необходимость разработки и модернизации отдельных конструкций долот, в том числе и долот малого диаметра. Другой пример – разработка целого комплекса конструктивных и технологических решений для обеспечения высокой эффективности отбора керна снарядами длиной свыше 27 м в Восточной Сибири. Пожалуй, для нас это была самая интересная и сложная задача. По результатам проделанной работы готовится несколько патентов. Отдельно следует отметить разработку ФСАИ – технологии и комплекта инструмента для обеспечения выполнения за один рейс двух операций: вырезки «окна» в обсадной колонне и дальнейшего неориентированного бурения бокового ствола протяженностью до 100 м. Первые опытные образцы были отработаны на «хорошо» и в этом году мы планируем приступить к планомерному использованию уже модернизированного инструмента. Вторая группа задач связана с эксплуатацией устаревшего бурового оборудования, имеющего ограниченные возможности. Для ряда месторождений мы вели активную разработку новых конструкций долот, которые могли бы позволить улучшить результаты. В частности такое долото было создано для Приобской группы месторождений, где на соседних кустах разница в средних показателях механической скорости бурения различается на 20-40%. Нашей задачей было создать буровое долото показывающие высокие результаты как в бригадах со старым, так и с модернизированным буровым оборудованием. Опытно-промысловые работы начались в конце 2012 года, и предварительные результаты позволяют предположить, что мы вплотную приблизились к решению этой задачи. В рамках наших заказов «Бурсервис» имеет опыт со «сложными» объектами, представленными глубокими скважинами большого диаметра. Мы регулярно поставляем оборудование для вырезания «окна» в колоннах диаметром 245 мм. Но, как правило, это связано с проведением работ после устранения аварийных ситуаций. Есть опыт бурения скважин с длиной ствола более 4 000 м. Причем порой с совершенно противоположенными требованиями. В Новом Уренгое требуется обеспечение высокой управляемости долот на горизонтальных скважинах, проводка которых осуществляется с использованием роторных управляемых систем (РУС). На астраханских месторождениях требование другое – обеспечение строгой вертикальности ствола скважины. В общем объеме работ на такие объекты приходится не более 5% в год, и такая тенденция сохраняется последние три года. В 2012 году «Бурсервис» также принимал активное участие в отраслевых мероприятиях, направленных на формирование «цивилизованного рынка сервисных услуг в нефтегазовом секторе». Основное внимание уделялось возможности остановить демпинговое снижение цен на тендерах, проводимых в отрасли. В конце 2011 года по инициативе «Бурсервиса» и при поддержке правительства республики и ТПП в Башкортостане был создан консорциум региональных предприятий, работающих в нефтегазовой сфере UFA-OGE (Oil, Gas, Engineering). Уже в марте 2012 года консорциум представил Россию на отраслевой выставке в городе Хасси-Мессауд в Алжире. Алжир и Ирак мы рассматриваем как два основных стратегических направления для развития зарубежной деятельности нашей компании. «Бурсервис» наряду с крупнейшими российскими компаниями принимает участие в работе двусторонних межправительственных комиссий, определяющих перспективы работы с этими странами. Предложенные зарубежные проекты пользуются поддержкой Министерства энергетики РФ, которое оказывает содействие в их реализации. На этот год запланировано открытие представительств, и сейчас подписываются необходимые предварительные соглашения с компаниями-партнерами.

SERVICES&EQUIPMENT

#2 February 2013

Mark Sadykhov, President of NewTech Services

Марк Садыхов, президент NewTech Services

In 2012, both in Russia and abroad there appeared signs of growth of the service market in the area of drilling and well workover. Though service prices have not reached the peak values of the pre-crisis level, we hope that the market growth will result in price increase, particularly in the technology-intensive sector of services, in which our company is working. The previous year became a rather significant year for our company. We achieved considerable growth in all business areas and laid a foundation for further development in 2013. We’ve expanded our product line, and now our company can offer to clients next services: – integrated project management; – drill bit service (including our own production of PDC bits); – well completion service; – manufacturing of downhole screw motors and related services; – production of telemetry systems (MWD) and their rent; – services on directional drilling. We plan to extend our product line: a service for complicated emergency downhole operations has been already started. NewTech Services is analyzing the possibility of acquisition of several service companies both in Russia and outside the CIS in 2013. The company managed to increase both the list of its customers (more than 100 companies), and its geography. In addition to the Russian Federation (we work in all main oil and gas regions of Russia), the company has operational divisions in Ukraine, Azerbaijan, Uzbekistan and Kazakhstan. NewTech subsidiary MWD Services started production and rent of MWD systems in Houston, USA. And we also improved our reputation of a company rendering offshore drilling services, and participated virtually in all offshore projects realized on the Russian Federation territory. Due to the increasing complexity of drilling projects and cost of services, the need in high-technology equipment and services is also increasing, as application of new technologies results in shorter periods of well construction, lower probability of accidents and problems, and consequently, the cost of operations decreases and drilling efficiency is improving. That is exactly why one of the key elements of the company’s strategy is acquisition of high-technology service companies abroad and organization of equipment manufacturing and servicing on the territory of Russia.

Сейчас в России и за рубежом снова наметился рост рынка сервисных услуг в области бурения и капитального ремонта скважин. Пока цены на услуги не достигли пиковых значений докризисного периода, но есть все предпосылки полагать, что рост рынка повлечет за собой увеличение цен, в особенности в высокотехнологичном секторе услуг, в котором работает и наша компания. Прошедший год стал весьма знаменательным в жизни компании. Мы достигли значительного роста во всех бизнес направлениях и заложили основы для еще большего роста в 2013 году. Была расширена наша продуктовая линейка, и теперь компания может предложить клиентам следующие услуги: – интегрированное управление проектов; – долотный сервис (включая собственное производство долот с поликристаллическими алмазами); – сервис по заканчиванию скважин; – производство винтовых забойных двигателей и оказания услуг; – производство телеметрических систем (MWD) и их аренда; – услуги по наклонно-направленному сервису. В текущем году мы планируем и дальше развиваться и увеличивать свой ассортимент услуг и продукции. Компания уже приступила к созданию сервиса по сложным аварийным работам в скважинах. Также NewTech Services изучает возможность приобретения в 2013 году нескольких сервисных компаний как в России, так и за пределами СНГ. За прошлый год нам удалось увеличить как список заказчиков (это более 100 компаний), так и географию нашего присутствия. Помимо Российской Федерации, где NewTech Services работает во всех основных нефтегазовых регионах, компания имеет операционные подразделения на Украине, в Азербайджане, Узбекистане, Казахстане. Дочернее предприятие компании NewTech MWD Services начало производство и аренду MWD систем в Хьюстоне (США). Мы также усилили свою репутацию как компания, предоставляющая услуги при бурении в море, принимая участие практически во всех морских проектах, осуществляемых на территории Российской Федерации. Последнее время сложность буровых проектов, стоимость сервисных услуг постоянно увеличиваются. И поэтому потребность в высокотехнологичном оборудовании и сервисах тоже растет, так как применение новых технологий снижает сроки строительства скважин, уменьшает вероятность аварий и осложнений, а это, соответственно, снижает стоимость работ и увеличивает эффективность буровых работ. Именно поэтому одним из ключевых элементов стратегии компании является приобретение высокотехнологических сервисных компаний за рубежом и организация производства оборудования и сервиса на территории России.

Ilya Chebakov, Chief Technologist of BITTEKHNIKA

Илья Чебаков, главный технолог ООО «БИТТЕХНИКА»

The year of 2012 turned out to be quite successful for the company. Compared to 2011, we increased production of fishing tools. We also designed and delivered exclusive fishing and auxiliary equipment at a special order of our partners. We participated in several tenders on delivery of the equipment and service support in the Gazprom structures and managed to receive contracts. We also signed several contracts with foreign companies.

Для нашей компании 2012 год прошел очень удачно. По сравнению с 2011 годом увеличился выпуск ловильного оборудования. Так же было разработано и поставлено эксклюзивное ловильное и вспомогательное оборудование по специальному заказу наших партнеров. В прошедшем году мы успешно выиграли несколько тендеров на поставку оборудования и сервисное сопровождение в структурах компании «Газпром». Также было заключено несколько контрактов с зарубежными компаниями. Рынок бурового оборудования и сервисных услуг в данной отрасли растет с каждым годом. Так же хочется отметить рост качества выпускаемой продукции Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ

The market of drilling equipment and services in this sector is steadily growing from year to year. We also would like to mention the improving quality of domestic products, which is not only catching up with the foreign level, but in some cases even surpasses it. Undoubtedly, with increase of experience, the skill level of the Russian specialists of the oil and gas sector is improving as well. It is necessary to mention that foreign companies also contact us at times for a consultation or with proposals on cooperation. With the increasing scope of production and development of new equipment, the market presence of the company increased. We developed and successfully performed pilot testing of new equipment. Certain equipment was designed jointly with our long-time Tyumen partner, YUGSON-SERVICE. The equipment is already manufactured commercially and is gradually entering both the Russian and the foreign market. Last year, jointly with Ural-Design-PNP company, we designed a range of equipment for operations from the coiled tubing units. Our specialists also perform regular training on operations with fishing tools and equipment for side-tracking. The geography of our deliveries and operations with equipment produced by our company is steadily expanding and for a long time already has come outside Russia. Our equipment is delivered both to the CIS countries (Kazakhstan, Belarus and Ukraine) and to non-CIS regions (Oman, UAE, Iran, etc.) We also had orders for operations in particular conditions, under which some companies could not succeed. Thus, for example, we performed operations on milling a window in the casing manufactured in Japan. Our competitors were trying to do the job during 2.5 weeks, but without any success. Our technical group performed the job within 13 hours. Another interesting project was on milling a window in the casing in Moscow, at Novy Arbat Street, where the construction of the Mariott hotel is under way. The job was done successfully, in time and with good quality. Our plans for future are ambitious, as always: to increase the range of the products (development, testing and start of commercial production); increase the scope of commercial production. At the same time, we continuously work on improvement of the quality of equipment by modernization of production, look for new partners and customers, and actively promote our company outside the Russian Federation.

отечественного производства, который не только догоняет зарубежный уровень, но в некоторых случаях даже опережает. Несомненно, с увеличением опыта растет и уровень квалификации российских сотрудников нефтегазовой отрасли. Хочется отметить, что к нам также обращаются за консультацией и с предложениями о сотрудничестве и зарубежные компании. Доля присутствия компании «БИТТЕХНИКА» на рынке увеличивается вместе с растущими объемами производства и разработки нового оборудования. В 2012 году нами были разработаны и успешно проведены опытно-промышленные испытания оборудования. Участие в разработках также принимал наш давний партнер из Тюмени – компания ООО «ЮГСОН-СЕРВИС». Новое оборудование уже серийно выпускается и постепенно продвигается как на российском рынке, так и на зарубежном. В этом году совместно с компанией ООО «УралДизайн-ПНП» была разработана линейка оборудования для работы с койлтюбинговых установок. Так же нашими сотрудниками регулярно проводятся обучения по работе с ловильным оборудованием и оборудованием по зарезке бокового ствола скважины. География поставок и работ с оборудованием нашего производства постоянно расширяется и уже давно не ограничивается только нашей страной. Поставка осуществляется как в ближнее (Казахстан, Белоруссия, Украина) так и в дальнее зарубежье (Оман, ОАЭ,Иран и т.д.). Были заказы и по работе в специальных условиях, где не справились некоторые другие компании. Так, например, были проведены работы по вырезке «окна» в обсадной колонне японского производства, где наши конкуренты проводили работы в течении 2,5 недель, но безуспешно. Наша технологическая служба работу выполнила в течение 13 часов. Также, интересный проект был по вырезанию «окна» в обсадной колонне в Москве прямо на ул. Новый Арбат, строение 32, где строится современный отель Marriott. Работы были закончены успешно, качественно и в срок. Планы на 2013 у нас как всегда наполеоновские: это увеличение спектра выпускаемой продукции (разработка, испытание и запуск в серийное производство), увеличение объема производства уже серийной продукции, при этом сейчас постоянно ведутся работы по увеличению качества оборудования за счет модернизации производства, поиск новых партнеров и заказчиков, активное продвижение компании за границами Российской Федерации.

Denis Ivanov, General Director of Moscow Branch Office, Nabors Drilling International Limited

Денис Иванов, генеральный директор филиала Nabors Drilling International Limited в Москве

A significant decline of oil prices at the beginning and throughout the year to the level of $98 per barrel caused difficulties for many major oil companies and, as a consequence, decline of the scope of drilling operations worldwide on the whole. However, by the end of the year the prices recovered to the previous level of $110, which resulted in an increase in the scope of drilling late in 2012. Last year, the Russian subsidiary of Nabors, in the area of drilling, was actively working on reduction of non-productive time (remedial operations, unscheduled drilling breaks, etc.). We achieved certain results, more

Значительное снижение цен на нефть в начале и в течение года до $98 за баррель обусловило возникновение трудностей у многих крупных нефтяных компаний, и, как следствие, спад объема буровых работ в мире в целом. Тем не менее, к концу года цены восстановились до прежнего уровня в $110, что явилось причиной роста объемов бурения в конце 2012 года. В прошедшем году российский филиал компании «Нэйборз» в сфере бурения активно работал над снижением непроизводительного времени (ремонты, внеплановые остановки бурения и т.д.). Нам удалось достичь определенных результатов, а именно: мы перевыполнили поставленную цель, достигнув показателя НПВ ниже порога в 1%. Тем самым мы дополнительно нарастили объемы бурения для наших заказчиков.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SERVICES&EQUIPMENT

#2 February 2013

specifically – went beyond the target, having reduced the non-productive time below the threshold of 1 percent. Thereby, we additionally increased the scope of drilling for our customers. In general, we see an extension of the application of new technologies for well drilling both in Russia and all over the world, but, unfortunately, the oil price drop slowed down this tendency. Our drilling rigs enable our customers to easily introduce even the most innovative technologies. Thus, in 2012 one of our large customers, jointly with us and international servicing companies, successfully applied the following devices facilitating well construction: RSS PowerDrive Archer; modern types of bits which are upgraded based on the experience of drilling of previous wells; OverDrive™ – equipment for casing running-in; and new technologies for well cementing. In Russia we use drill pipes with high-torque XT, modern mud treatment systems, high-technology communication lines and rig computer control Cyber Chair, which enables the driller to feel literally as if being in a spaceship. In spite of the world crisis in the sector, on the whole, the market presence of Nabors expanded in 2012. Now we are preparing for a large-scale and successful work in 2013. Nabors successfully operates in many countries of the world, being a contractor of well-known major oil companies, impossible to list them all. The Russian subsidiary of the company performs operations in the Komi Republic, Irkutsk and Astrakhan Regions. I would like to mention some achievements of our company. Last year, jointly with the drilling service companies, Nabors successfully drilled a horizontal well section 1,000 meters long. The problems of high build-up rate, sloughing, pipe sticking and high torque, which we faced during drilling through the horizons, were solved by application of new engineering solutions and equipment. We also managed to realize the simultaneous move of several drilling rigs within the territory of one field, which was facilitated by the high professionalism of our personnel and accurate planning. We managed to move the rigs having load capacity up to 450 tons between the pads within 17 days. Because of field depletion and aggressive methods of oil field development, Nabors is contracted mostly to work on complicated wells with horizontal sections and S-shaped profiles. Due to the improvement of well design technologies, wells are becoming more and more complicated every year, which creates special tasks for Nabors. For reference, in 2012, 35 wells were drilled from three rigs with participation of Nabors at the Verkhnechonskoye field which has a complex geological and geographical characteristic. We work at extension of the company’s presence in new regions both in Russia and other countries. Nabors is planning to build and use new high-technology drilling rigs. Thus, recently the company presented a drilling rig of a new generation PACE®-X with an oriented skid system which makes it possible to move along the X and Y axes. In addition, we are developing our activity in the area of rendering of well services for our existing customers. We are closely cooperating with our customers to make sure that we remain up-to-date with evolving high technologies.

В целом, в отрасли можно наблюдать рост применения новых технологий при бурении скважин как в России, так и во всем мире. К сожалению, падение цен на нефть затормозило данную тенденцию. Однако наши буровые установки позволяют заказчику с легкостью внедрять самые инновационные технологии. В частности, один из крупных клиентов совместно с нами и международными сервисными компаниями в 2012 году смог успешно применить механизмы, ускоряющие строительство скважины, среди них: системы РУС PowerDrive Archer; современные типы долот, которые совершенствуются с опытом бурения предыдущих скважин; OverDrive™ – оборудование по спуску обсадных колонн; новые технологии при цементировании. В России мы применяем бурильные трубы с высокомоментной резьбой XT; современные системы очистки буровых растворов; высокотехнологичные коммуникационные линии; компьютерное управление буровой Cyber Chair позволяющее бурильщику чувствовать себя буквально как в кабине космического корабля. Несмотря на мировой кризис в отрасли, в ушедшем году компании «Нэйборз» удалось увеличить свое присутствие на мировом рынке. Мы также готовимся к большой и успешной работе в 2013 году. Мы успешно работаем во многих странах мира, являясь подрядчиком крупных и известных нефтяных компаний. Российский филиал компании ведет работы в Республике Коми, Иркутской и Астраханской областях. Если говорить о достижениях компании, то можно привести в пример пару наших непростых проектов 2012 года. «Нэйборз» совместно с буровыми сервисными компаниями успешно пробурили горизонтальную секцию длиной 1 000 м. Проблемы большой интенсивности набора угла, обвалов, прихватов, больших моментов, с которыми столкнулись при бурении горизонтов, были преодолены применением новых технологических решений и оборудования, в том числе и нашей компании. Также нам удалось осуществить транспортировку одновременно нескольких буровых станков в пределах одного месторождения, успеху главным образом способствовал высокий профессионализм нашего персонала и четкое планирование. Мы выполнили перемещение станков грузоподъемностью до 450 т между кустовыми площадками в срок до 17 дней. В связи с истощением месторождений и агрессивными методами разработки нефтяных месторождений компанию «Нэйборз» привлекают в основном только для работы на сложных скважинах с горизонтальными участками и S-образными профилями. Ввиду усовершенствования технологий своих конструкций, скважины становятся все сложнее из года в год, что ставит перед специалистами «Нэйборз» особые задачи. Для статистики: в 2012 году с участием компании «Нэйборз» на Верхнечонском месторождении, со сложной геологической и географической характеристикой, тремя станками было пробурено 35 скважин. Мы работаем на расширение присутствия компании в новых регионах как в России, так и в других странах. «Нэйборз» планирует применение и строительство новых высокотехнологичных буровых установок. Так, компанией был недавно представлен буровой станок нового поколения PACE®-X с системой передвижки направленного действия, позволяющий передвигаться по осям X и Y. Кроме того, мы развиваемся в направлении предоставления услуг по сопровождению скважин (well services) для существующих клиентов. Плотно сотрудничаем с клиентами, чтобы убедиться, что идем в ногу со временем высоких технологий.

Nikolay Popov, General Director, Kungur-Management

Николай Попов, генеральный директор ООО «Кунгур-Менеджмент»

2012 turned out to be a fruitful year for the Kungur Group. Profit of the company increased compared to the previous years, production rates were growing, amount of orders for the units of medium and high load capacity increased. Among our customers there are such companies as Samotlorneftepromchim, NK Kazmunaigas, Surgutneftegas, Nenetskaya Neftyanaya Companiya, Burovaya Companiya Evrasia, Katobneft.

2012 год для ГК «Кунгур» стал продуктивным. Увеличилась прибыль компании, наращиваются темпы производства, увеличилось количество заказов на агрегаты средней и повышенной грузоподъемности. Среди наших основных заказчиков выступают такие компании, как ЗАО «Самотлорнефтепромхим», АО «НК «Казмунайгаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Ненецкая нефтяная компания», ООО «Буровая компания «Евразия», ООО «Катобьнефть». Сейчас нельзя не отметить определенные проблемы на российском рынке нефтегазового оборудования. Основу парка агрегатов 20-40 т для структурно-поисково-

Oil&GasEURASIA

СЕРВИ СНЫ Е УСЛ УГИ

П РО КАТ Э Л ЕКТРО П О ГРУЖ НО ГО О БО РУД О ВАНИ Я

РО ССИ Я, 614065, П ЕРМ Ь, Ш О ССЕ КО СМ О НАВТО В, 395 ТЕЛ ЕФ О Н: + 7 (342) 294 60 83, Ф АКС: +7 (342) 296 23 02; 294 60 83 E-MAIL: SERVICE@NOVOMET.RU, WWW.NOVOMET.RU

СУП ЕРВАЙ ЗИ НГ

SERVICES&EQUIPMENT

According to the situation with the Russian equipment production we should note some problems at Russian market of oil-and-gas equipment. The main part of the fleet of drilling rigs with the load capacity of 20-40 tons for exploratory and core holes and water wells in the RF includes rigs manufactured 10-15 years ago, and CIS countries often use even older equipment. Therefore, an increasing demand for drilling rigs and spare parts is expected. There will be no significant increase of demand for the units having medium load capacity (50-60 tons) due to the following reasons: – Customers are switching from the traditional well workover to side-tracking, as it is economically more expedient; – The coiled tubing technology application for well workover operations is expanding. For the next period, there is a demand for the units with load capacity up to 80 tons for well servicing due to increasing average well depth and an increased amount of directional and ● Unit A60/80M1 on the PS4 chassis. horizontal wells. There ● Агрегат А60/80М1 на шасси ПС4. appeared a need for an analog of the unit А60/80, which would be more economical. The demand for the units of higher load capacity (100-160 tons) will remain at a high level because of the predicted growth of the number of side-tracking operations and drilling of new wells. As for the foreign companies, we should mention oilfield equipment manufacturers from PRC, who are actively trying to penetrate into the Russian market and markets of the CIS countries. Our company’s market presence is extending every year. The Kungur Group is entering new markets, redeeming the market power of the main manufacturer of drilling equipment in the Russian Federation and CIS countries. The Kungur Group is a leader in the sector of production of units and machines of increased load capacity, and also is one of the leaders in manufacturing rigs for exploratory and core holes and water wells. The most complicated challenge in 2012 appeared to be production of the unit А60/80М1on the PS4 chassis. Technomash, belonging to the GK Kungur, developed the design documentation for chassis manufacturing, after which Kungursky Mashzavod produced А60/80М1units on the self-propelled platform PS4. The platform is designed with reinforced axles; with permissible axle load up to 13 tons. Axle configuration is 8х8. All axles are driving to improve passability in off-road conditions or in case of muddy ground; there are reduction locking devices. Here are some design features of the unit: – Use of the self-propelled platform PS4 brings down the equipment center of mass by 200 mm, which provides higher stability of the unit during transportation; – Safety of rigging-up and rigging-down is ensured due to usage of a remote control unit with possible monitoring of the hydraulic system pressure; – Convenience and safety of tripping operations are ensured by use of pneumatic control of the drilling reel brake drum and a backup mechanical control; – Reduction of time for the drilling line pulling due to installation of a standard coil 1,000 meters long and deadline anchor with a rotating drum; - Extension of the technical capabilities of the unit by possible top drive installation; use of a hydraulic rotor with an increased torque 15.69kN·m (1600kgf·m) and hydraulic system with cooling or heating of the working fluid. Our main plans for 2013 consist in upside. That means to improve the existing units and design new models of higher load capacity up to 250 tons, taking

#2 February 2013

го бурения и бурения на воду в РФ составляют агрегаты, выпущенные еще 10-15 лет назад, а в странах СНГ часто используются и более старые агрегаты. В связи с этим ожидается увеличение спроса на агрегаты и запасные части. Масштабного увеличения спроса на агрегаты средней грузоподъемности (50-60 т), думаю, не произойдет по следующим причинам: – потребители переходят от традиционного капитального ремонта скважин к зарезке боковых стволов как к более экономически выгодной операции; – увеличивается использование колтюбингового способа для капитального ремонта скважин. В ближайшие годы будет увеличиваться потребность в агрегатах для подземного ремонта до 80 т по причине роста средних глубин скважин и увеличения количества наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Формируется потребность в аналоге агрегата А60/80, который экономически более оправдан. Спрос на агрегаты повышенной грузоподъемности (100-160 т) будет сохраняться на высоком уровне в связи с прогнозируемым ростом количества операций по зарезке боковых стволов, а также бурения новых скважин. Что касается зарубежных компаний, то следует отметить производителей нефтепромыслового оборудования из КНР, которые проводят активную политику проникновения на российский рынок и на рынки стран ближнего зарубежья. Доля нашей компании на рынке увеличивается с каждым годом. ГК «Кунгур» выходит на новые территории, возвращая себе позиции основного производителя бурового оборудования на территории РФ и СНГ. ГК «Кунгур» является лидером сектора рынка по производству агрегатов и установок повышенной грузоподъемности, и занимает одну из ведущих позиций по производству агрегатов для структурно-поискового бурения и бурения на воду. Наиболее сложной задачей в 2012 году для нас стал выпуск агрегата А60/80М1 на шасси ПС4. ООО «Техномаш», входящее в ГК «Кунгур», разработало конструкторскую документацию для производства шасси, после чего ОАО «Кунгурский машзавод» выпустил агрегат А60/80М1 на самоходной платформе ПС4. Шасси разработано с усиленными мостами и с допускаемой нагрузкой на ось до 13 т. Колесная формула 8х8. Все оси ведущие для повышения проходимости в условиях бездорожья или илистого грунта, имеет понижающие блокирующие устройства. Сам агрегат обладает рядом конструктивных особенностей, среди которых: – применение платформы самоходной ПС4 снижает центр масс оборудования на 200 мм, что обеспечивает большую устойчивость агрегата на переездах; – безопасность монтажных и демонтажных работ обеспечивается за счет применения пульта дистанционного управления с возможностью контроля давления гидросистемы; – удобство и безопасность при ведении спуско-подъемных операций – за счет применения пневматического управления тормозом бурового барабана и дублирующего механического управления; – снижение времени перепуска талевого каната – за счет установленной на агрегате стандартной бухты 1 000 м и механизма крепления неподвижного конца талевого каната с вращающимся барабаном; – расширение технологических возможностей агрегата – за счет возможности установки верхнего силового привода; применение гидроприводного ротора с повышенным крутящим моментом 15,69кН·м (1600кгс·м) и гидросистемой с охлаждением и обогревом рабочей жидкости.

Oil&GasEURASIA

я у м р о ам и П ос ван и ция же 7 п р ро в о п ед 12 во ни ндоим мен у: б. о е к к он до бр ст рс сь еф 1, со те ел 86 он а й т 6 с п щ п о 937 ра 5 49 об

Конференция и выставка SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике 2013 Москва, 15–17 октября 2013 года

ДЕВИЗ КОНФЕРЕНЦИИ: АЛЬЯНС НАУКИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ ДЛЯ ПРЕОДОЛЕНИЯ АРКТИЧЕСКИХ РУБЕЖЕЙ ОТКРЫТА ПОДАЧА РЕФЕРАТОВ НА КОНФЕРЕНЦИЮ! СРОК ПОДАЧИ РЕФЕРАТОВ – ДО 4 МАРТА 2013 ГОДА

Сопредседатели программного комитета конференции: • Владимир Вовк, ОАО «Газпром» • Рено Гоше, «Тоталь Разведка Разработка Россия» • Анатолий Золотухин, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

Темы технических сессий для подачи рефератов: 1. Углеводородные ресурсы Арктики и районов Крайнего Севера 2. Технологии геолого-геофизических исследований в суровых природно-климатических условиях и Арктике 3. Технологии бурения и строительства скважин 4. Предотвращение разливов нефти. Глушение аварийных скважин – уроки Macondo 5. Разработка сухопутных и морских месторождений 6. Добыча и управление разработкой 7. Новейшие технологии и пределы их использования 8. Транспорт, логистика, морские перевозки 9. Инженерные изыскания для строительства нефтегазопромысловых сооружений 10. Охрана окружающей среды, промышленная безопасность и социальная ответственность 11. Подбор персонала и кадровые ресурсы для разработки месторождений Арктики и Крайнего Севера 12. Стандарты и правовое законодательство

Наталья Бабина, т: +7 495 937 6861, доб. 127 менеджер по продажам

e: natalia.babina@reedexpo.ru

Ирина Кузнецова, директор выставки

e: irina.kuznetsova@reedexpo.ru

т: +7 495 937 6861, доб. 152

www.arcticoilgas.com ti il

SERVICES&EQUIPMENT

#2 February 2013

into account the market needs, to increase production of self-propelled platforms, and ensure timely and complete delivery of spare parts, develop and propose new mechanisms of equipment purchase deal financing, to enhance awareness of our clients and improve the GK Kungur image, and actively promote the units in the CIS countries and countries outside the CIS.

Планы компании на ближайший год будут заключаться в работе по улучшению наших показателей. Это и совершенствование существующего оборудования, и разработка новых моделей повышенной грузоподъемности до 250 т, увеличение производства самоходных платформ, обеспечение своевременной поставки заказов, повышение информированности наших клиентов, продвижение нашей продукции на рынках стран СПГ и дальнего зарубежья, а также улучшение имиджа компании.

Sergey Chirkov, Director of Marketing Department, "Uralmash NPO Holding" LLC branch in Ekaterinburg

Сергей Чирков, Директор департамента маркетинга, филиал ООО «Уралмаш НПО Холдинг» (Екатеринбург)

Uralmash NGO Holding spent the year of 2012 with the motto: “continuing development”. In 2012, we manufactured and handed over to the customer the up-to-date second to none drilling rigs Uralmsh 6000/400 EK-BMCh “Arctic”. We successfully developed full-scale production of the most popular drilling rigs of series Uralmash 5000/320 EK-BMCh. The Holding production unit URBO was certified according to American Petroleum Institute (API) standards and confirmed the compliance of its quality management system with the requirements of the international standards ISO 9001:2008, API Spec Q1 and ISO/TS 29001:2010. As for the scope of production, in spite of the originally planned growth, it remained at the level of 2011. It is related solely to the market conditions. The year of 2012 was marked by the drop of demand for drilling rigs. Volumes of drilling rig purchases by Russian companies decreased last year more than 2.5 times compared to 2011. In our opinion, market “breakdown” in 2012 can be partially explained by an objective factor – reluctance of companies to make large investments prior to the official announcement of the results of the Presidential election in Russia and the consequent long process of coordination and approval of the investment programs. Few major players also had certain subjective problems. For example, no equipment purchase by Surgutneftegas, or NK Rosneft management replacement and subsequent acquisition of TNK-BP. BK Eurasia suspended purchase of drilling rigs, anticipating cancellation of customs duties in August, which did not happen. Our main customer last year was Gazprom Burenie which signed contracts for delivery of five drilling rigs Uralmash 5000/320 EK-BMCh. Taking into account that late in 2011 we signed contracts with Gazprom Burenie for delivery of seven mobile drilling rigs MBU 3200/200 DER and one rig Uralmash 5000/320 EK-BMCh, the share of Gazprom Burenie in the total stock of orders of Uralmash NGO Holding in 2012 exceeded 40%. The stock of orders of Uralmash NGO Holding also includes drilling rigs with the load capacity from 160 to 450 tons for the following companies: RN-Burenie, Udmurtneft-Burenie, Eriell-Neftegazservice, Sibirskaya Servisnaya Companiya and Orenburgskaya Burovaya Companiya. According to our preliminary assessment of the results of industry performance in 2012, Uralmash NGO Holding covered almost 60% of the Russian market of drilling rigs with the load capacity of 160 tons and more. In 2011 this indicator was at the level of 47%. The Russian market is the priority for us, and in future we plan to maintain the achieved level of market share. In 2013 we plan to develop manufacturing of our product lines, and also to expand the production facilities. We will continue work on designing drilling equipment for offshore oil and gas fields. We have always set a goal to improve operational characteristics of drilling rigs with due account for all requirements of the customer, create the maximum safe and comfortable working conditions for the personnel of drilling crews, observing all environmental protection standards. Moreover, we would like to have closer cooperation and good relations with drilling contractors, so that to be able to solve their problems at any time. Comments and recommendations coming from our customers make the basis for our new state-of-the-art products. New models of drilling rigs will be designed based on this approach.

2012 год прошел для компании «Уралмаш НГО Холдинг» под лозунгом «продолжение развития». Мы изготовили и сдали заказчику новейшие и не имеющие аналогов в мире буровые установки Уралмаш 6000/400 ЭК-БМЧ «Арктика». Успешно освоили серийное производство наиболее востребованных буровых установок серии Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ. Производственное подразделение Холдинга – ЗАО «УРБО» – прошло сертификацию по стандартам Американского нефтяного института (API), подтвердив соответствие своей системы менеджмента качества требованиям международных стандартов ISO 9001:2008, API Spec Q1, ISO/TS 29001:2010. Что касается объемов производства, то, несмотря на изначально планируемый рост, они остались на уровне 2011 года. Связано это было исключительно с рыночной конъюнктурой. Прошедший 2012 год ознаменовался спадом в спросе на буровые установки: объемы закупок буровых установок российскими компаниями в прошлом году снизились более чем в 2,5 раза по сравнению с 2011 годом. На наш взгляд, «провал» рынка в 2012 году отчасти объясняется объективным фактором – нежеланием компаний делать крупные инвестиции до официального объявления итогов Президентских выборов в России и последовавшим за этим длительным процессом согласования и утверждения инвестиционных программ. Также вполне определенно имели место и субъективные проблемы у немногочисленных крупных игроков. Например, отсутствие закупок оборудования «Сургутнефтегазом», смена руководства ОАО «НК «Роснефть» и последующее поглощение последней «ТНК-ВР». «БК Евразия» приостановила закупку буровых установок, ожидая с августа отмены таможенных пошлин, которая так и не последовала. Основным нашим заказчиком в прошедшем году стала компания «Газпром бурение», заключив контракты на поставку пяти буровых установок Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ. Учитывая то, что в конце 2011 года с «Газпром бурение» были также заключены контракты на поставку семи мобильных буровых установок МБУ 3200/200 ДЭР и одной установки Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ, доля компании «Газпром бурение» в общем портфеле заказов «Уралмаш НГО Холдинг» в 2012 году составила более 40%. В портфель заказов «Уралмаш НГО Холдинг» также входят буровые установки грузоподъемностью от 160 до 450 тонн для компаний «РН-Бурение», «УдмуртнефтьБурение», «Эриэлл-Нефтегазсервис», «Сибирская Сервисная Компания», «Оренбургская буровая компания». По нашим оценкам предварительных результатов работы отрасли в 2012 году, «Уралмаш НГО Холдинг» занял почти 60% российского рынка буровых установок грузоподъемностью от 160 тонн и выше. В 2011 году этот показатель был на уровне 47%. Российский рынок является для нас приоритетным, и в дальнейшем мы планируем закрепиться на достигнутом показателе доли рынка. В 2013 году намечается освоение новой номенклатуры выпускаемой продукции, а также расширение производственных мощностей. Будут продолжены работы по проектированию бурового оборудования для нефтегазового шельфа. Мы также всегда ставили перед собой цель повышать эксплуатационные характеристики буровых установок с учетом всех требований заказчика, создавать максимально безопасные и комфортные условия труда для работающего на них персонала буровых бригад, соблюдая при этом все природоохранные нормы. Кроме того, мы хотим еще теснее сотрудничать и поддерживать конструктивные отношения с буровыми подрядчиками, чтобы быть в постоянной готовности к решению возникающих перед ними задач. Отзывы и рекомендации, поступающие от наших заказчиков, являются основой для наших новейших разработок. И с помощью именно такого подхода будут создаваться новые модели буровых установок. Oil&GasEURASIA

РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА!

www.eage.org www.eage.ru

3-я международная научно-практическая конференция 25–29 марта 2013 г., Тюмень, Россия

DRILLING MUDS

Drilling in Highly Permeable Reservoirs of Eastern Siberia:

Oil-in-Water Emulsion Бурение в высокопроницаемых продуктивных горизонтах в Восточной Сибири:

Эмульсия «масло в воде» A. Kharitonov, R. Burdukovsky, S. Pogorelova, E. Tikhonov, Halliburton Baroid; Rodin S., Kostarev N., Usenko A., Khampiev E., TAAS-Yuriakh Neftegazodobycha LLC (TUNGD LLC)

s formations get depleted, the flow drives change, and the conventional mud technologies (muds creating excessive overbalance) can become less appropriate. Oil-in-water emulsion technologies have reached well beyond conventional limits, now being a transition point in our industry. Ensuring safe, not abnormal overbalance, the oil-in-water technology still allows the use of the standard drilling equipment with maximum performance. The oil-in-mud emulsion technology in highly depleted formations reduces the risk of differential sticking, thus significantly decreasing the risks of losses leading to usage of expensive special tools, such as: LWD, MWD and APWD. The purpose of the oil-in-mud emulsion technology is not to eliminate conventional muds. The latter are still applicable in formations with high and normal pressures and even in partially depleted formations. In cases when the formation pressure conditions make application of conventional muds impossible, the oil-in-water emulsions are the option to consider.

Introduction Srednebotuobinskoye field is a part of Leno-Vilyuisky geocryological region situated at the junction of three major geological structures: Tungus Late Paleozoic tectonic depression, Botuobinsky Early Paleozoic elevation and Vilyuisky Mesozoic tectonic depression. Development of Vendian age Botuobinsky formation (V bt) of Srednebotuobinskoye field is the priority since it contains most of the recoverable resources of the field. In structural and tectonic aspects, the reviewed region is located in the Eastern part of the Siberian Platform within the tectonic structure of 2nd category – the Vilyuisky tectonic depression, which is complicated by structures of lower categories. The Srednebotuobinskoye field is associ-

А. Харитонов, Р. Бурдуковский, С. Погорелова, Е. Тихонов, Halliburton-Baroid; С. Родин, Н. Костарев, А. Усенко, Е. Хампиев, ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (ООО «ТЮНГД)

о мере истощения пластов меняется механика работы, и традиционные технологии растворов (растворы, создающие повышенную репрессию на пласт) становятся неадекватными. Технологии с использованием прямых эмульсий шагнули за пределы традиционного и являются переходным звеном в нашей индустрии. Обеспечивая безопасную – не аномальную – репрессию на продуктивный пласт, технология с использованием прямых эмульсий позволяет по-прежнему использовать стандартное буровое оборудование с максимальной эффективностью. Технология с использованием прямых эмульсий в сильно обедненных пластах снижает вероятность дифференциальных прихватов, тем самым существенно уменьшая возможность потерь, связанных с применением дорогостоящих специализированных операций, таких как каротаж в процессе бурения (LWD), комплексные измерения в процессе бурения (MWD) и измерение давления в кольцевом пространстве в процессе бурения (APWD). Технология с использованием прямых эмульсий не ставит перед собой задачу вытеснить традиционные растворы. Они, по-прежнему, находят свое применение в пластах с высоким и нормальным давлением и даже в частично обедненных пластах. В случаях, когда давление в пластах делает невозможным эффективное применение традиционных растворов, следует подумать о применении прямых эмульсий.

Введение Среднеботуобинское месторождение входит в состав Лено-Вилюйского геокриологического региона, расположенного на сочленении трех крупных геологических структур: Тунгусской позднепалеозойской синеклизы, Ботуобинского раннепалеозойского поднятия и Вилюйской мезозойской синеклизы. Разработка ботуобинского пласта Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

● Table 1. Recipe of BARADRIL-N® Drilling Fluid Additive ● Табл. 1. Рецептура раствора BARADRIL-N®

Chemicals / Реагенты

Concentration, kg/m3 / Концентрация, кг/м3

Function / Функция

Caustic soda / Каустическая сода

1.5

pH agent / Регулятор рН

Modified Starch

Filtration control / Контроль фильтрации

Biopolymer

Viscosifier / Загуститель

KCl

Salt / Соль

CaCO3 50

Colmatant / Кольматант

High Performance Lubricant

Lubricant / Смазка

Biocide

0.5

Bactericide / Бактерицид

ated with the namesake anticline structure of the 3rd category, located in the center of Mirninsky dome of NepskoBotuobinskaya tectonic uplift. The target reservoir: Botuobinsky horizon (V bt) associated with the Nizhnebyukskaya suite (V bk1). Srednebotuobinskaya structure has a brachyanticline shape with slight elevation differential (up to 10 meters) in the dome and with more steep wings. The Srednebotuobinskoye field is a porous sandstone (mudstones and siltstones have subordinate importance) reservoir at 1,890-1,930 meters TVD. It is characterized by low formation pressure (with pressure gradient of 0.0073 mPa/m), formation temperature of 14 С, and average permeability of 550-730 mD (max up to 5,000 mD as per core investigations and logging data). The field is developed by directional drilling of wells with 600-700-meter laterals. The main problem encountered during drilling of lateral holes was mud losses resulting in failure to reach targets. The challenge was to eliminate the problem. After extensive laboratory analyses of cores and cutting samples a specially designed DRIL-N® drilling fluid was offered for application in the reservoir.

The Challenge to be Solved and Analysis of Wells Drilled with BARADRIL-N® Drilling Fluid Before Implementing the New Mud System

вендского возраста (V bt) Среднеботуобинского месторождения является приоритетной задачей, поскольку на его долю приходится основная часть извлекаемых запасов месторождения. В структурно-тектоническом отношении описываемый район расположен в восточной части Сибирской платформы в пределах тектонической структуры 2-го порядка – Вилюйской синеклизы, которая, в свою оче редь, осложнена структурами низшего порядка. Среднеботуобинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре III порядка, расположенной в центральной части Мирнинского свода НепскоБотуобинской антеклизы. Проектный продуктивный горизонт: Ботуобинский горизонт (V bt), приуроченный к Нижнебюкской свите (V bk1). Среднеботуобинская структура имеет брахиантиклинальную форму с небольшим перепадом высот (до 10 м) в сводовой части и более крутыми крыльями. Среднеботуобинское месторождение имеет поровый тип коллектора, состоящий в основном из песчаника (аргиллиты и алевролиты имеют подчиненное значение), который находится на глубине 1 890-1 930 м по вертикали. К его особенностям можно отнести низкое пластовое давление (градиент давления составляет 0,0073 МПа/м), пластовая температура 14 ºС, среднее значение проницае-

Production drilling started in April, 2009. Eight directional wells were drilled, ● Table 2. Properties of BARADRIL-N® Drilling Fluid Additive with average lateral sections of 600-700 ● Табл. 2. Параметры раствора BARADRIL-N meters, using Baroid’s mud. At the 142 mm Parameter / Параметр section, the BARADRIL-N® drilling fluid was MW, SG / Плотность, г/см3 used. The recipe and mud properties are given in Tables 1 and 2. Funnel viscosity, sec/l / Условная вязкость, сек/л At the project initial stage in 2009 the Plastic viscosity, cPs / Пластическая вязкость, сПз main problems related to BARADRIL-N drillYield point, API, lbs/100 ft2 / ДНС АНИ, фунт/100фут.2 ing fluid (γ=1.02–1.05 SG) during drilling of the 142 mm section were as follows: Water loss API, ml/30 min / Фильтрация АНИ, мл/30 мин ● Continuous mud losses with rates up to рН catastrophic; Gels , 10 s, lbs/100 ft2 / СНС 10 сек, фунт/100 футов2 ● Downtime due to elimination of mud losses; Gels , 10 min, lbs/100 ft2 / СНС 10 мин, фунт/100 футов2 ● Time spent to make fresh mud. CL-, mg/l / CL-, мг /л The hydraulic calculations demonstratCa++, mg/l / Ca++, мг/л ed (see Fig. 1) that with MW of 1.02 SG the ECD at TD is 1.13 SG (equal to 0.0110 mPa/m MBT, kg/m3 / MBT, кг/м3 gradient). This value is by 55 percent more Cake, mm / Корка, мм than formation pressure. Baroid’s propriSand, % vol. / Песок, % об. etary DFG™ 4.3 software was used for calculations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Value / Значение 1.03-1.05 42-48 16-18 18-22 4-5 7-9 5-10 9-12 15 000-170 00 <400 <7 ≤1 ≤1

#2 February 2013

DRILLING MUDS

● Fig. 1. Simulation of hydraulics in 142 mm interval, using BARADRIL-N drilling fluid (MW 1.02 SG). ● Рис. 1. Моделирование гидравлики горизонтального интервала 142 мм BARADRIL-N (уд. вес 1,02 г/см3).

The average time for liner job was 22 days, with four-five days spent to eliminate mud losses. The analysis proved the necessity to use mud with lower MW to reduce overbalance. Drilling of six out of eight lateral holes was complicated by losses of various rates – from moderate to catastrophic. The average loss volume per well was 320 m³.

мости 550-730 мД (максимальное значение до 5 000 мД по анализам кернов и геофизическим данным). Разработка месторождения ведется бурением наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком 600-700 м. Основной проблемой при бурении горизонтальных скважин являлось возникновение поглощения, в результате которых было не возможно достигать поставленные цели при бурении. Была поставленна цель для решения возникшей проблемы. После проведения углубленных лабораторных исследований с керновым материалом и шламом отобранным во время бурения, была предложенна к использованию специально разработанная система раствора относящейся к линейке продуктов DRIL-N предназначеных для работы в продуктивных горизонтах.

Задача, требующая решения, и анализ пробуренных скважин на РВО BARADRIL-N до внедрения новой системы раствора.

Эксплуатационное бурение началось в апреле 2009 года. Было пробурено восемь наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком средней протяженProposed Solution and Justification for the Use of ностью 600-700 м с применением растворов «Бароид». На BARADRIL-N® Drilling Fluid and XP-07™ Enhancer горизонтальной секции 142 мм применяли биополимерThis review and subsequent proposal aimed at the ную растворную систему BARADRIL-N. Рецептура и парамеsystem to increase the reservoir exposure and to reduce тры сведены в табл. 1 и 2. На стадии начала проекта в 2009 году основные проtime losses and costs during wells construction at Srednebotuobinskoye field was based on the customer’s блемы, связанные с биополимерным буровым раствором TUNGD LLC desire to optimize processes of lateral drill- на водной основе (РВО) BARADRIL-N (γ=1,02-1,05 г/см³) при ing. Drilling in the reservoir with minimum overbalance бурении горизонтального интервала номинальным диамеand with optimized selection of colmatant and inhibitor тром 142,3 мм заключались в следующем: helps to minimize the reservoir damage and to save the ● постоянных поглощениях раствора с интенсивноproduction properties of the formation. To achieve this стью, доходящей до катастрофической; goal, Baroid offers BARADRIL-N drilling fluid and XP-07 ● потерях времени на ликвидацию поглощений; enhancer. The BARADRIL-N XP-07 system is an oil-in-water ● потерях времени на приготовление нового объема emulsion, with 10-40 percent oil content, depending on раствора. required MW. The MW range is 0.95 SG and higher. The Гидравлические расчеты показали (рис. 1), что при BARADRIL-N XP-07 system was designed for drilling of удельном весе раствора 1,02 г/см³ эквивалентная циркуляционная плотность при проектном забое 1,13 г/см³ (равна градиенту 0,0110 МПа/м). ● Table 3. Recipe of BARADRIL-N XP-07 Drilling Fluid Данная величина на 55% ● Табл. 3. Рецептура раствора BARADRIL-N превышает пластовое давConcentration, kg/m3 ление. Для расчетов была Chemicals / Реагенты Function / Функция Концентрация, кг/м3 использована фирменное ПО DFG 4.3 компании Water / Вода 740 Base fluid / Основная жидкость «Бароид». Mineral Oil 225 Mineral oil / Минеральное масло Среднее количество дней на строительство хвоOil-in-Water Emulsifier 8 Oil-in-Water Emulsifier / Эмульгатор стовика составило 22 дня, Caustic soda / Каустическая сода 2.5 pH control / Регулятор рН из которых четыре-пять уходило на работы, связанModified Starch 10 Filtration control / Контроль фильтрации ные с ликвидацией поглощений. Анализ показал Biopolymer 2 Viscosifier / Загуститель необходимость использоKCl 20 Salt / Соль вания бурового раствора с меньшей плотностью для CaCO3 50 50 LSM / Кольматант снижения репрессии на Proprietary Oil-in-Water Lubricant 8 Oil-in-Water / Lubricant Смазка пласт. При бурении на шести Biocide 0.5 Bactericide / Бактерицид из восьми горизонтальных

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

● Table 4. Properties of BARADRIL-N ХР-07 Drilling Fluid ● Табл. 4. Параметры раствора BARADRIL-N /ХР-07

Parameter / Параметр

Value / Значение

MW, SG / Плотность, г/см3

0.96-0.98

Funnel viscosity, sec/l / Условная вязкость, сек/л

42-48

Plastic viscosity, cPs / Пластическая вязкость, сПз

As low as possible Как можно ниже

Yield point, API, lbs/100 ft2 / ДНС АНИ, фунт/100 фут.2 Water loss API, ml/30 min / Фильтрация АНИ, мл/30 мин рН Gels, lbs/100

ft2

/ СНС 10 сек, фунт/100 фут.2

Gels, 10 min, lbs/100 ft2 / СНС 10 мин, фунт/100 фут.2 CL, mg/l / CL-, мг /л Ca++, mg/l / Ca++, мг/л MBT, kg/m3 / MBT, кг/м3 Cake, mm / Корка, мм Sand, % vol. / Песок, % об.

wells with abnormally low formation pressures and long lateral sections. It has all properties of WBM. It was successfully used in Russia for number of major customers.

Analysis of Cores and Cuttings’ Lab Testing Results, and Selection of the Best Mud Recipe The Baroid laboratory designed a recipe for BARADRIL-N ХР-07 mud (Table 3) for the group project for Srednebotuobinskoye field. Mud properties are given in Table 4.

Achieved Results Application of BARADRIL-N XP-07 drilling fluid at Srednebotuobinskoye field started in 2011. This system was used for drilling of eight 142 mm holes, with average length of 670 meters. The overbalance was reduced by 23 percent, which helped improve the hole condition. Mud losses were reduced by 81 percent, compared to biopolymer mud. No time was spent to eliminate losses.

интервалов были встречены поглощения разной интенсивности – от умеренных до катастрофических. Средний объем поглощения в расчете на скважину составил 320 м³.

Предложенное решение и обоснование применения BARADRIL-N/XP-07

Данное расмотрение вопроса и последующие предложение системы по увелечению эффективности вскрытия продуктивных 18-22 горизонтов, а также снижению временных 4-5 и материальных затрат при строительстве 7-9 скважин на Среднеботуобинское месторождении, основаны на желании заказчика ООО 5-6 «ТЮНГД» оптимизировать процессы при буре7-9 нии горизонтальных интервалов. Первичное вскрытие продуктивного пласта, при мини12 000 мальной репрессии и оптимальном подборе <200 кольматанта и ингибитора, позволяет мини<7 мизировать ущерб коллектору и при этом максимально сохранить продуктивные свойства ≤1 пласта. Для достижения вышеуказаного резуль≤1 тата компания «Бароид» предлагает буровой раствор BARADRILL-N/XP-07. Система раствора BARADRIL-N/XP-07 представляет собой прямую эмульсию масла в воде, процентное содержание масла 10-40%, в зависимости от необходимой плотности раствора. Плотность варьируется от 0,95 г/см³. BARADRIL-N/ XP-07 разработана для бурения скважин с АНПД и большой протяженностью горизонтального участка. Данная система обладает всеми характеристиками раствора на водной основе. Уже есть успешный опыт применения в России на ряде месторождений.

Анализ результатов лабораторного тестирования шлама и керна и выбор оптимальной рецептуры раствора В лаборатории «Бароид» была разработана рецептура раствора BARADRIL-N/ХР-07 (табл. 3), соответствующая групповому рабочему проекту Среднеботуобинского месторождения. Параметры раствора приведены в табл. 4.

Достигнутые результаты

Применение раствора BARADRIL-N/XP-07 на Среднеботуобинском месторождении началось в 2011 году. С использованием это системы было пробурено восемь горизонтальных интервалов 142 мм, средняя протяженностью 670 м. Снижение репрессии на пласт составило 23%, что благоприятно отразилось на состоянии ствола скважины. Потери раствора в пласт снизились на 81% по сравнению с биополимерным раствором. Непроизводственного времени, связанного с ликвидацией поглощений, не было. Основным компонентом данной системы раствора является синтетическое минеральное масло XP-07 (алкановая смесь СН3(СН2)n-СН, где n составляет от 9 до 14), с удельным весом 0,74 г/см³. Это масло содер● Fig. 2. Simulation of hydraulics in 142 mm interval using BARADRIL-N XP-07 fluid жит не более 0,05% ароматических углево(MW 0.96 SG). дородов. При добавлении небольшого коли● Рис. 2. Моделирование гидравлики горизонтального интервала 142 мм чества универсального эмульгатора, масло BARADRIL-N/XP-07 (уд. вес 0,96 г/см3). образует стабильную прямую эмульсию с Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#2 February 2013

DRILLING MUDS Mud losses / Потери в пласт, % 120

● Fig. 3. Mud losses while drilling a 142 mm production interval at

the Srednebotuobinskoye field. ● Рис. 3. Потери раствора при бурении продуктивного

100

интервала 142 мм Среднеботуобинского месторождения.

80 60 40 20 0 Pad 19 / Куст 19 BARADRIL-N 2009

Pad 1 / Куст 1 Pad 1 / Куст 1 BARADRIL-N/XP-07 2011 BARADRIL-N/XP-07 2012

The main component of the XP-07 mud system is (alkanoic mixture СН3-(СН2)n-СН, where n is 9 to 14) with specific weight of 0.74 SG. This oil contains max. 0.05 percent of aromatic hydrocarbons. With addition of small amount of multipurpose emulsifier, the oil generates stable oil-in-water emulsion. Due to low weight of oil, only 20-25 percent of ХР-07 is required to obtain the designed MW. This system is resistant to biodegradation, aggressive environments and remains stable for a few months if treated with bactericide. This can allow for saving and usage of remaining mud on subsequent wells. It does not take any additional equipment to store and transport. The friction factor is 0.012 – lower than that of conventional WBM. This helps reduce time for BHA orientation during directional drilling (BHA is easily steerable with more efficient sliding). Water loss is low – 2.5 ml/30 min (API). This helps to generate a thin and firm filter cake to help prevent sticking of BHA. The hydraulic calculations demonstrated (see Fig. 1) that with MW of 0.96 SG the EMW at TD is 1.07 SG (less than that of BARADRIL-N fluid by 0.06 SG). Baroid’s proprietary DFG™ 4.3 software was used for calculations. (Fig. 2). In 2012, eight lateral holes were drilled, with average length of 670 meters. Considering lessons of the previous year, the company managed to optimize the recipe and treatment process, and that helped reducing the use of LSM sealing material by 7.7 times. Furthermore, mud losses caused by overbalance were brought down nearly to zero. The cost of one drilled meter was reduced by 25 percent, compared to 2011. In 2011, the cost of one meter drilled with BARADRIL-N XP-07 fluid was 1.88 times higher than that of WBM; in 2012, this value was 1.4. The average drilling time was reduced by 45 percent. The data are presented in charts (Fig. 3, 4, 5).

Work days / Дни строительства, % 120 100 80 60 40

водой. За счет низкой плотности масла, для получения проектного удельного веса раствора необходимо только 20-25 % ХР-07. Данная система раствора устойчива к биоразложению, к агрессивным средам, стабильна до нескольких месяцев с учетом обработки бактерицидом. Это позволяет сохранять и использовать оставшийся объем раствора после бурения интервала на следующих скважинах. Система не требует дополнительного оборудования для хранения и транспортировки. Коэффициент трения составляет 0,012 – ниже, чем у стандартных растворов на водной основе. Это сокращает время на ориентирование компоновки во время направленного бурения (КНБК легко управляема, эффективность слайдов возрастает). Показатель водоотдачи имеет низкое значение – от 2,5 мл/30 мин (АНИ). Благодаря этому формируется тонкая, прочная фильтрационная корка, позволяющая избежать прихватов КНБК. Гидравлические расчеты показали, что при удельном

Cost of 1 meter drilled / Стоимость 1м бурения, % 120 100 80 60 40 20 0 Pad 19 / Куст 19 BARADRIL-N 2009

Pad 1 / Куст 1 Pad 1 / Куст 1 BARADRIL-N/XP-07 2011 BARADRIL-N/XP-07 2012

● Fig. 4. Cost of one meter in a 142 mm production interval at the

Srednebotuobinskoye field. ● Рис. 4. Стоимость 1 м бурения продуктивного интервала 142 мм

Среднеботуобинского месторождения. весе раствора 0,96 г/см³ эквивалентная циркуляционная плотность при проектном забое 1,07 г/см³ (ниже чем BARADRIL-N на 0,06 г/см³). Для расчетов использовалось фирменное ПО DFG 4.3 компании «Бароид» (рис. 2). В 2012 году было пробурено восемь горизонтальных интервалов средней длинной 670 м. С учетом опыта предыдущего года, удалось оптимизировать рецептуру раствора и технологию обработки, что позволило уменьшить использование кольматантов при бурении в 7,7 раза, потери раствора связанные с поглощениями из-за репресии, были сведены практически к нулю. Также удалось снизить цену за 1 м проходки на 25% по сравнению с 2011 годом. Если в 2011 году стоимость 1 м проходки с BARADRIL-N/XP-07, по сравнению с РВО, была выше в 1,88 раза, то в 2012 этот показатель составил 1,4. Среднее время строительства снизилось на 45%. Данные представлены на графиках (рис. 3, 4, 5).

20 ● Fig. 5. Work days spent to drill a 142 mm production interval at the

0 Pad 19 / Куст 19 BARADRIL-N 2009

Pad 1 / Куст 1 Pad 1 / Куст 1 BARADRIL-N/XP-07 2011 BARADRIL-N/XP-07 2012

Srednebotuobinskoye field. ● Рис. 5. Дни строительства продуктивного интервала 142 мм

Среднеботуобинского месторождения.

Oil&GasEURASIA

РЕКОРДЫ

Belarus Drills the Deepest Well in CIS В Беларуси приступили к бурению самой глубокой скважины в СНГ Vladimir Shlychkov

Владимир Шлычков

he Predrechitskaya parametric well #1 will be drilled араметрическая скважина № 1 Предречицкая within Rechitsko-Vishanskaya cascade of Northern заложена в пределах Речицко-Вишанской ступеstructural-tectonic zone of Pripyat Trough, which is ни Северной структурно-тектонической зоны associated with all Belarusian oil deposits. The location of Припятского прогиба, с которым связаны все белорусские the Predrechitskaya zone – between the Rechitskoye and нефтяные залежи. Сама Предречицкая площадь располоYuzhno-Tishkovskoye deposits – gives enough ground to жена между Речицким и Южно-Тишковским месторождеhope for substantial hydrocarbon deposits there. ниями, что позволяет достаточно высоко оценивать перDrilling of the well commenced on Dec. 27, 2012; спективы поисков углеводородов. design horizon is PR2 (Upper Proterozoic strata), with Бурение скважины было начато 27 декабря 2012 года measured depth of 6,680 с проектным горизонтом PR2 meters (vertical depth of (верхнепротерозойские отло● The project is to be finished by the end of July, 2014. 6,481 meters). Currently, жения), проектным забоем ● Работы планируют завершить к концу июля 2014 года. Belarus deepest well is 6 680 м (по стволу скважины) Pribortovaya #1, with и глубиной 6 481 м (по верmeasured depth of 5,553 тикали). В настоящее время meters (vertical depth of самой глубокой на территории 5,437 meters). Беларуси является скважина “The downhole will № 1 Прибортовая, достигшая be the deepest not only in глубины 5 553 м (по стволу) и Belarus, but over the entire 5 437 м по вертикали. CIS, too. In Russia, there По сообщению пресс– are wells of such length, службы Государственного проbut they are horizontal, изводственного объединения while Predrechitskaya «Белоруснефть», «скважина стаNo. 1 will be directionally нет самой глубокой не только в drilled, almost vertical – Беларуси – аналогов ей нет и на the deflection angle will be просторах СНГ. В России суще470 meters,” reads a pressствуют скважины такой протяrelease of Belarusneft, женности, но они горизонтальcountry’s state-owned oil ные, а 1-ая Предречицкая будет producer. наклонно-направленной, пракThe project (drilling тически вертикальной – угол and casing) is penciled for отклонения составит 470 м». completion within 527 Планируемая продолжиdays, on 21 July 2014 – тельность бурения и крепления this is including the final составляет 527 сут. Намеченная drilling stages (removдата передачи объекта в эксing drilling rig from the плуатацию, с учетом заклюmouth of the well) and the чительных работ по бурению work on testing the depos(освобождение устья от буроit (well testing and lowerвой установки) и работ, связанing the trip equipment). ных с опробованием продукThe cost of the parametric PHOTO: BELORUSNEFT / ФОТО: БЕЛОРУСНЕФТЬ тивных отложений (освоение

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#2 February 2013

Lithological section Литологический разрез

Stratigraphic section Стратиграфический разрез

RECORDS

Production string diameter, mm Диаметр обсадных колонн, мм

Диаметр долот, мм Bit diameter, mm

508

245

660,4

269,9

406

168

444,5

200,0

324

114 х140х 168

368,3

139,7

● Predrechitskaya Well #1 Design. ● Конструкция скважины № 1 Предречицкая.

well is estimated at $27.5 million. The project has been designed by specialists of the Belarusian Research Institute of Petroleum (BelNIPIneft), a part of Belarusneft. “The project employs a unique well design, never before used in more than 50 years of drilling the Pripyat Trough,” explains to OGE Andrei Kozyr, Deputy General Director for Geology at Belarusneft. “The dia meters of casing strings used in the project will facilitate drilling in difficult-to-drill environments. Currently drilling goes through salt-cap deposits; drill bits have 444.5 mm diameter, target depth of Ø406 mm, technical string – 2,735 meters. Normally, drill bits of this diameter are used for surface hole drilling, with depth below 300 meters,” adds the expert The project will use Ø324 mm for halite (first salt) string in the range of 2,585-5,138 meters and Ø245 mm technical string for hydrocarbon-bearing intersalt deposits in the range 0-5,920 meters. The Ø245 mm casing weights 548 tons; it will be lowered in three sections – this will be possible thanks to usage of specially acquired

скважины и спуск подъемного оборудования), – 21 июля 2014 года. Проектная стоимость параметрической скважины составляет $27,5 млн. Проектирование осуществлено специалистами Белорусского научно-исследовательского института нефти (БелНИПИнефть), входящего в состав компании «Белоруснефть». «Проектом предусмотрена уникальная конструкция скважины, которая не использовалась в более чем 50-летний период разбуривания Припятского прогиба, – сообщил НГЕ заместитель генерального директора по геологии РУП «Производственное объединение „Белоруснефть“» Андрей Козырь. – Используемые диаметры обсадных колонн позволят осуществить проводку скважины в несовместимых по условиям бурения отложениях. В настоящее время ведется бурение по надсолевым отложениям диаметром долот 444,5 мм, проектная глубина спуска технической колонны Ø406 мм – 2 735 м. В обычной практике такими диаметрами долот ведется бурение под кондукторы, глубина которых не превышает 300 м». В ходе работ предусмотрено перекрытие галитовых отложений «первой соли» Ø324 мм в интервале 2 585–5 138 м. Перспективные по углеводородам межсолевые отложения будут перекрыты технической колонной Ø245 мм в интервале 0-5 920 м. Масса обсадной колонны Ø245 мм составит 548 т. Ее спуск планируется осуществлять тремя секциями, что возможно с применением специально приобретенного станка производства фирмы Bentec грузоподъемностью 450 т. Отложения «второй соли» проектируется перекрыть «потайной» колонной Ø168 мм. Перспективные подсолевые карбонатные, терригенные отложения и проектные породы кристаллического фундамента будут перекрыты эксплуатационной колонной Ø114×140×168 мм в интервале 0-6 680 м. По словам начальника отдела НГДУ «Речицанефть» Анатолия Сущика, при строительстве сверхглубокой скважины № 1 Предречицкая будут использованы новые технологии, которые позволят: ● Выполнить запланированные механические скорости по разным участкам сложного геологического разреза и с разными угловыми показателями, при использовании современного породоразрушающего и бурового инструмента. ● Качественно разделить несовместимые по условиям бурения отложения, которые позволят предотвратить смятия колонн. В интервалах залегания пород, склонных к пластической деформации, планируется устанавливать нормативные цементные стаканы (при креплении в галитовых отложениях). В продуктивных отложениях, для предотвращения сообщения продуктивных отложений – заколонные пакеры. ● Обеспечить достаточный зазор для цементирования, спуска последующих буровых компоновок и обсадных колонн. Впервые будут применены типоразмеры обсадных труб, позволяющие получить цементный камень за колонной с хорошим качеством сцепления и крепости, делающий возможным проведение в скважине ГРП или СКР при высоких давлениях. ● Минимизировать объемы используемого цементного раствора при цементировании обсадных колонн за счет применения малоглинистого ингибирующего бурового раствора (МИГ). Он препятствует разрушению глинистой корки стенок скважины, кавернообразованию и снижает риск нештатных ситуаций, связанных с пластической деформацией разбуриваемых пород. МИГ разработан спеOil&GasEURASIA

РЕКОРДЫ

Bentec machine (450-ton lowering capacity) The Ø168 mm liner will be used for “second salt” layer, while Ø114 × 140 × 168 production string will be used in the range of 0-6,680 meters (promising subsalt layers of carbonate, clastic deposits and crystalline basement rocks). According to Anatoly Sushchik, Department Head at Rechitsaneft Oil Production Division, the project on Predrechitskaya #1 deep well will use the new technologies to ensure: ● Keeping up the scheduled drilling speed. On different ranges of the complex geological section and with different angular rates, using modern rockcutting and drilling tools. ● Qualitative separation of the levels incompatible in terms of drilling (this will prevent collapse of the strings). In layers that are prone to plastic deformation, standard shoe tracks (mounted in halite deposits) are planned. In productive layers, casing packers will be used to prevent linkage of productive deposits. ● Three sections of casing will be inserted into the well with the help of Bentec ● To provide sufficient clearance for cementing, equipment. lowering of subsequent drilling assemblies and cas● Спуск обсадной колонны тремя секциями позволит осуществить ing. For the first time, used in project sizes of casing оборудование Bentec. pipes will ensure high-quality adhesion and strength for cement rock used in casing; in turn, this will provide циалистами «Белоруснефти» с учетом специфики бурения options for high-pressure hydrofracturing or hydrochlorid- глинистых надсолевых отложений. Применение биополиacid formation treatment. мерного бурового раствора (БРП), позволит осуществить ● To minimize consumption of cement for casing strings первичное вскрытие продуктивных отложений с миниcementing through the use of thin-clay non-dispersing мальной кольматацией. drilling mud (MIG). MIG prevents the destruction of the fil- ● Повысить долговечность используемого бурового ter cake, caving formation, while reducing the risk of emer- инструмента и спущенных обсадных колонн за счет ухода gencies due to the plastic deformation of the drilled rock. от «телескопичности» конструкции. MIG has been developed by Belorusneft experts specifically ● Сохранить конечный/проектный диаметр эксплуатаfor drilling clay-rich salt-cap deposits. The use of biopoly- ционной колонны. Для этого будут использованы различmer drilling fluid (BRP) will ensure the initial opening of ного типа «пластыри» или «перекрыватели», которые без productive deposits with minimal well clogging. потери диаметра позволяют разделять несовместимые по ● To increase the lifespan of drilling tools and lowered условиям бурения отложения. casings via rejection of the “telescopic” design. ● Выполнить проводку скважины с минимальными ● To retain final/nameplate diameter of the production рисками геологических осложнений. string. This will be achieved by various “patches” or “shut- ● Выполнить проектную траекторию ствола скважины ters”, used for separation of incompatible (in terms of drill- со вскрытием проектных точек по межсолевым, подсолеing) layers without losing the casing diameter. вым терригенным отложениям и породам кристаллическо● To install the well with minimal risks of geological го фундамента. Обработка телеметрической информации о состоянии траектории ствола скважины при наклонcomplications. ● To complete the designed drilling course, opening the но-направленном бурении с построением горизонтальdesign points in intersalt, subsalt clastics and in crystal- ной и вертикальной проекции – с применением системы line basement rocks. Telemetry data on the state of well «COMPASS». Бурение сверхглубокой скважины № 1 Предречицкая trajectory in directional drilling will be mapped using a plotted horizontal and vertical projection with the help of позволит оценить перспективы нефтегазоносности подсолевого и верхнепротерозойского комплексов в предеCOMPASS system. Drilling of Predrechitskaya #1 deep well will help in лах Предречицкой межсолевой ловушки. По мере реалиevaluating the hydrocarbon potential of subsalt and Upper зации проекта будут решаться и важные геологические Proterozoic layers within the Predrechitskaya intersalt задачи: исследование гидрогеологических и гидродиtrap. The project will also address certain important geo- намических условий разреза, изучение характера насыlogical problems – study of hydrogeological and hydro- щения коллекторов пластовыми флюидами и распроdynamic conditions of the section, study of the nature of странения пород-коллекторов по площади и разрезу. reservoir saturation by formation fluids and distribution of Не исключено, что полученные данные помогут внести ясность в уже вековую дискуссию о происхождении нефти reservoir units by size and location. It is possible that the data will help to clarify the age- – органическом или неорганическом. Затихая и возобновold debate about organic or inorganic origin of oil. This ляясь вновь после изучения свежих интересных материdispute, started by the scientist Dmitri Mendeleev, still алов, подтверждающих ту или иную гипотезу, этот спор, oscillates up and down in line with new publications by начатый великим Дмитрием Менделеевым, не прекратился и поныне. scientists supporting this or that side. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: BELORUSNEFT/ ФОТО: БЕЛОРУСНЕФТЬ

№2 Февраль 2013

INTERVIEW

How One Russian Independent Prospered from Perestroika to the EU Crisis

Группа «Синтез»: история одной компании от перестройки до европейского кризиса PHOTO: SINTEZ / ФОТО: СИНТЕЗ

Pat Davis Szymczak

INTEZ has thrived for two decades as an independent Siberian oil producer. It was a pioneer in Russian Arctic exploration, and has cut its teeth in international markets. Today, SINTEZ is perhaps the leading bidder in a tender to privatize Greece’s national gas company DEPA and gas grid operator DESFA. SINTEZ CEO Andrey Korolev spoke recently with Oil&Gas Eurasia in an exclusive interview focused on his company's vision of itself and its future.

Oil and Gas Eurasia: SINTEZ came out of the cooperative movement during Perestroika, and still thrives today as a successful Russian independent producer. What is the secret to this success? Andrey Korolev: The founder of SINTEZ, Leonid Lebedev, was involved in oil products trading in the early part of the Russian cooperative movement. He built the business through pure entrepreneurial initiative, rather than through political connections or administrative means. Building on this success, he entered into oil production by obtaining a license for the Varyngsky oilfield in West Siberia through an auction. Out of that, he started Negusneft from scratch and 20 years later, the oil there is still flowing.

руппа компаний «Синтез» процветала на протяжении двух десятилетий в качестве независимой нефтяной компании. Она стала «пионером» в изучении русской Арктики и «первопроходцем» на международных рынках. Сегодня «Синтез» является, наверное, самым вероятным претендентом на победу в тендере на приватизацию греческих газораспределительной компании DEPA и оператора газопроводов DESFA. Андрей Королев, генеральный директор группы «Синтез» рассказал журналу «Нефть и газ Евразия» о своем видении компании и о ее будущем на международном рынке.

offshore?

Нефть и газ Евразия: Компания «Синтез» вышла из кооперативного движения времен перестройки и до сих пор остается процветающим независимым недропользователем. В чем секрет вашего успеха? Андрей Королев: Основатель «Синтеза», Леонид Лебедев, на заре кооперативного движения занимался торговлей нефтепродуктами. Он выстроил свой бизнес исключительно на предпринимательских инициативах, а не с помощью политических связей или административного ресурса. Не останавливаясь на достигнутом, он занялся добычей нефти, получив на аукционе лицензию на разработку Варынгского нефтяного месторождения. С этой лицензией с нуля он основал компанию «Негуснефть» и сейчас, 20 лет спустя, добыча нефти все еще продолжается.

Korolev: At a time when virtually no one was working on the Russian shelf, SINTEZ assembled an all-star team with extensive offshore project experience. Mr. Lebedev really managed to hire some of the best offshore specialists. We invested over $100 million into the exploration and appraisal stage of the Pakhtusovsky and Admiralteisky Blocks, west of Novaya Zemlya and the Medynsko-Varandeyskiy

НГЕ: «Синтез» был также пионером и на российском арктическом шельфе? Королев: В то время, когда практически никто не занимался разведкой и добычей на шельфе, «Синтез» смог собрать профессиональную команду, имеющую обширный опыт в различных шельфовых проектах. Леониду

OGE: SINTEZ was a pioneer also in the Russian Arctic

Пэт Дэвис Шимчак

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

OGE: Why did SINTEZ seek out international projects? Korolev: Realizing that opportunities for growth of an independent oil and gas company of our size are limited in Russia, we began to look at overseas projects. First, we went to Namibia where we shot seismic and drilled an appraisal well offshore. We entered Indonesia a few years later, where we also shot seismic exploration and most likely in the near future we will start drilling. We also entered prequalification rounds in Libya and Syria, but decided not to proceed with those projects. OGE: So how would you characterize SINTEZ Group’s overall strategy? What is your niche? Korolev: We are primarily focused on power sector projects. In our view, it’s incredibly challenging and perhaps impossible for an independent player of our size to grow much larger within Russia, as far as oil and gas is concerned. The industry is an oligopoly and unfortunately there’s not a lot of room left at the table for independents like SINTEZ. Our main upstream project in Russia is still Negusneft, but as with all West-Siberian brownfields, we now face the challenge of declining production. Last year we bought a small oilfield in the Saratov region. The Russian projects that we take on will be smaller, local projects where we can operate with high efficiency. OGE: What happened in Namibia? Korolev: We fulfilled in full the license requirements set by the government. We had gone into the project looking for oil, but after drilling we found only a lot of gas. The project’s $80 million budget was set according to the terms of the license issued by the Government of Namibia. This was in 2008, just prior to the financial crisis. Because of various problems, some related to Mother Nature and some related to the financial crisis, the project went bankrupt. Additionally, several of our contractors had decided to use the situation to their advantage and tried to squeeze additional profit from the project and the drilling costs surged to approximately $150 million, twice the amount specified in the project budget.

OGE: So are you approaching Indonesia differently? Korolev: In Namibia we relied far too heavily on the views of our Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Лебедеву удалось привлечь лучших специалистов по шельфу. Мы вложили более $100 млн в геологоразведку на Пахтусовском и Адмиралтейском участках, расположенных к западу от Новой Земли, а также на Медынско-Варандейском участке в Печорском море. Мы провели 2D и 3D сейсморазведку, пробурили поисковые скважины и обнаружили нефть. Медынско-Варандейское месторождение было полностью готово к промышленному бурению – по нашим расчетам, запасы нефти в пласте составляли порядка 103 млн т. Однако, когда правительство устремило свой взгляд на российский шельф, стало ясно, что нам придется отказаться от этих проектов, что мы и сделали в 2012 году. НГЕ: Почему «Синтез» начал поиск международных проектов? Королев: Мы понимали, что возможности роста для независимой нефтегазовой компании нашего размера в России ограничены, и поэтому стали рассматривать зарубежные проекты. Вначале провели сейсморазведку и пробурили разведочную скважину на шельфе в Намибии. Несколько лет спустя провели сейсморазведку в Индонезии. И, скорее всего, в ближайшем будущем начнем там бурение. Кроме того, мы участвовали в предквалификации в Ливии и Сирии, но решили не продолжать работу по этим проектам. НГЕ: Как бы вы в целом охарактеризовали стратегию Группы «Синтез»? Какую нишу вы занимаете? Королев: В настоящее время мы сконцентрировали усилия на реализации проектов в области энергетики. В области нефтедобычи возможности дальнейшего роста для независимой компании такого размера, как наша, в России весьма ограничены. Отрасль представляет собой олигополию, и, к сожалению, осталось очень мало пространства для независимых компаний, подобных «Синтезу». Нашим основным проектом в области разведки и добычи все еще остается «Негуснефть», но, как и на всех других зрелых месторождениях Западной Сибири, мы сталкиваемся с проблемой падения добычи. В прошлом году было приобретено небольшое нефтяное месторождение в Саратовской области. В России планируем в будущем осуществлять исключительно локальные проекты небольшого масштаба – такие, которые сможем выполнять с высокой эффективностью.

НГЕ: А что произошло в Намибии? Королев: Обязательства перед правительством

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Block in the Pechora Sea. We shot 2D and 3D seismic, drilled some exploration wells and discovered oil. The Medynsko-Varandeyskiy field was fully prepared for commercial drilling and we had determined that there was about 103 million tons of oil reserves in the formation. However, when the government set its eyes on Russian offshore and it became clear that we’d have to give up those projects. We did so in 2012.

ИНТЕРВЬЮ

республики компания выполнила в полном объеме. Нашим приоритетом на блоке была нефть, однако по результатам бурения обнаружились значительные запасы газа. Бюджет проекта в размере $80 млн формировался, исходя из условий лицензии, выданной правительством Намибии. Все происходило в 2008 году, перед началом финансового кризиса. Из-за различных проблем, связанных как с природными условиями, так и с финансовым кризисом, проект в итоге оказался убыточным. К тому же, некоторые наши подрядчики решили воспользоваться ситуацией и получить дополнительную прибыль. Как следствие, затраты на буре-

#2 February 2013

OGE: Do you feel that you get the same level of quality out of the Chinese contractors? Korolev: Yes, we think they can provide good quality of services. Just look, they’re also buying up Canadian and Norwegian companies, so in an international context we don’t see a huge difference. We were really quite impressed by the Chinese. They can cover the whole production cycle. OGE: Let’s move to the topic of the Balkans. SINTEZ Group is participating in the current privatization of DEPA and DESFA in Greece. The process has been delayed several times, but now there has been a strong message that the sale should be finalized by March. Do you think that could happen? Korolev: Deadlines are the most complicated part of this whole process. Earlier it was planned for things to be wrapped up by December. Then it was March. Now it looks like things will finish up in May and we’d like for that to be the case. The Greeks are under a great deal of pressure from both the European Union and, now, the United States, who are nervous about these energy assets falling into the hands of a Russian company. Greece’s goals are two-fold: firstly, they need to sell these assets at a good price and, secondly, they desire to diversify their natural gas supplies. Furthermore, the solvency of Greece has seen much better days and now, to make matters worse, another one of their suppliers, Sonatrach, due to unfortunate recent events in Algeria, may experience troubles getting supplies to Greece. One more practical, rather than theoretical consideration is the energy security of the country. OGE: But how can the U.S. and the EU pressure Greece in this respect if there really are no interested bidders from the States or from Europe participating in the DEPA privatization? Greece has to do something, right? Korolev: Some believe that if the current auctions are cancelled and restarted, perhaps some American or European companies would show interest. However, calling off the DEPA auction, which has been going on since last February, would entail a huge political risk for the Greek government. In my personal view the current Greek administration had done more than the previous one in terms of actually getting things done. And now the current government could essentially be taken hostage by political games.

ние составили почти $150 млн, вдвое превысив сумму, согласованную в бюджете.

НГЕ: В Индонезии вы используете другой подход? Королев: В Намибии мы слишком полагались на мнение собственных геологов, в Индонезии – учитываем и другие мнения. Кроме того, как вариант, мы рассматривали возможность воспользоваться услугами китайских подрядчиков. Я посетил Китай и провел переговоры с компанией COSL, подразделением CNOOC, которая может оказать весь необходимый комплекс услуг в регионе. НГЕ: Как вам кажется, качество китайских подрядчиков находится на соответствующем уровне? Королев: Да, мы считаем, что они могут предоставлять услуги хорошего качества. Китайцы покупают канадские и норвежские компании, так что, с международной точки зрения, мы не видим большой разницы. И работа китайских компаний произвела очень хорошее впечатление – они могут выполнять работы по всему циклу добычи. НГЕ: Давайте поговорим о Балканах. Группа «Синтез» в данный момент принимает участие в приватизации DEPA и DESFA в Греции. Процесс несколько раз откладывался, но сегодня есть основания считать, что продажа завершится к марту. Как вы считаете, это может произойти? Королев: Сроки в этом процессе – самая сложная тема. Ранее речь шла о завершении процесса в декабре. Потом в марте. Сейчас объявлено, что все процедуры будут завершены в мае. Мы очень надеемся, что именно так все и произойдет. Греция испытывает большое давление как со стороны Евросоюза, так и со стороны США. Последние обеспокоены тем, что греческие энергетические активы могут попасть в руки российской компании. Греки же преследуют двойную цель – во-первых, продать эти активы по выгодной цене, и во-вторых, диверсифицировать поставки природного газа. Платежеспособность Греции в данный момент оставляет желать лучшего; ситуация усугубляется и тем, что другой поставщик – компания Sonatrach может испытать проблемы с поставками в Грецию в связи недавними событиями в Алжире. Еще одно соображение скорее практического, нежели теоретического характера – энергетическая безопасность страны. PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

in-house geologists. In Indonesia, we have sought out additional opinions. We also decided to consider the Chinese contractor market, so I went to China to carry our negotiations with COSL, a subsidiary of CNOOC, which has the capabilities to offer all the services we need in the region.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

INTERVIEW

НГЕ: Но каким образом ЕС и США могут оказывать давление на Грецию в этом отношении, если в Штатах или Европе нет заинтересованных компаний, желающих принять участие в приватизации DEPA? Греции ведь нужно хоть что-то делать? Королев: Существует мнение, что если аукционы, проводимые в настоящее время, отменить и объявить заново, возможно, некоторые американские или европейские компании проявят к ним интерес. Однако, отмена аукциона по DEPA, который продолжается с Oil&GasEURASIA

SAVE 10% WITH CODE EURASIA

8–10 April 2013 | Hilton Cyprus | Nicosia EMGasConference.com

Your Gateway to Natural Gas Activity in the Eastern Mediterranean Gulf Publishing Company is pleased to announce that Noble Energy, Inc. will host the inaugural Eastern Mediterranean Gas Conference (EMGC) at the Hilton Cyprus in Nicosia, Cyprus, on 8–10 April 2013. Hyperion Systems Engineering will be the event’s gold sponsor. With a short-list of international operators currently negotiating for the rights to offshore Cyprus blocks 2, 3, 9 and 11 in the Eastern Mediterranean, now is the time for you and your company to get in on the ground ﬂoor of the planning and development of the area’s natural gas industry. This important region is home to an estimated 35 trillion cubic feet of recoverable resources, and Cyprus is poised to be the next European LNG hub. The EMGC will provide you with the knowledge and insight necessary to successfully build business operations in the area, especially in Cyprus. The event will provide an exclusive

forum to network with inﬂuential executives and companies at the helm of projects under study or underway in the Eastern Mediterranean. The conference will give special focus to the latest market and technology trends related to the exploration, drilling, production, processing and marketing of natural gas in the area. The EMGC will cover such critical issues as resource potential, leasing/permitting, development plans, infrastructure requirements, governmental plans and regulations, and more. We invite you to be a part of this exciting conference and explore the many opportunities the Eastern Mediterranean holds for you. For more information, please contact Melissa Smith, Events Director, Gulf Publishing Company, at Melissa.Smith@ GulfPub.com or +1 (713) 520-4475.

Register online at EMGasConference.com: Save even more when you combine your EURASIA discount with our Early Bird special. Register by 26 February 2013 to receive our best rates— Individual: $918; Team of Two fee: $1,750; Team of Five fee: $4,246. All prices in USD.

Host Sponsor

Day-Two Continental Breakfast Sponsor

Gold Sponsor

Bottled Water Sponsor

Gala Dinner Sponsor

Key Card & Welcome Package Sponsor

Wireless Internet Sponsors

Day-One Coffee Sponsor

Day-One Continental Breakfast Sponsor

Media Partners

T H E AU T H O R I T Y O N E N E R G Y

#2 February 2013

Built from scratch 20 years ago, Negusneft is still producing, giving SINTEZ an oil production stake in West Siberia. ● Основанная с нуля 20 лет назад компания «Негуснефть» все еще добывает для группы «Синтез» нефть в Западной Сибири. ●

If this were all to be decided on purely economic criteria, there would be no reason for delays. To be sure, the non-binding offer that SINTEZ Group submitted values DEPA and DESFA quite fairly, and I don’t think anyone is prepared to offer more. DEPA is run by professionals and it has a decent strategy. But they have reached the limit of what they can do within the resource base of a state-owned company. The nuance in the case of DEPA is that this company needs to become the impetus for diversification of gas supplies to Greece. (Editor's note: After this interview was taken, news agencies reported that SINTEZ may be willing to partner with a European firm if time allows. Korolev also told RT TV that SINTEZ would self-fund 30 percent of the Greek acquisition and borrow 70 percent from Russian banks.)

OGE: Are you optimistic about SINTEZ Group winning DEPA and DESFA? Korolev: I try to be hopeful that economics will prevail over politics. SINTEZ Group’s proposed development plans for DEPA were considered the best, because they are integrated development plans for DEPA and DESFA. No other company is bidding for both assets together. We are able to pursue such a development plan since we do not have any conflicts of interest, since we are not a state-owned gas producer. We are practically unchallenged on that point. But then you have the element of the political lobby. What Greece really needs is a company that is going to invest in the infrastructure, pipelines, LNG terminals and things that would help the competitive environment. SINTEZ is ready to do just that. OGE: Could the project be retendered? Korolev: We certainly hope not. I think that in the case that the tender is re-started it would look like an arranged wedding, set up for some certain entity ahead of time, rather than any real competitive bidding process. In that case, I can’t imagine it being fair or transparent.

PHOTO: SINTEZ / ФОТО: СИНТЕЗ

INTERVIEW

февраля прошлого года, сопряжена с огромными политическими рисками для греческого правительства. Лично я считаю, что нынешнее руководство Греции достигло больших результатов, чем предыдущее, в плане реализации конкретных решений. И теперь оно может, фактически, оказаться «заложником» политических игр. Если бы решение принималось, исходя из чисто экономических критериев, причин для задержек бы не было. Безусловно, то юридически не обязывающее предложение, которое сделала Группа «Синтез», содержит совершенно справедливую оценку DEPA и DESFA, и я не думаю, что ктото готов заплатить больше. DEPA управляется профессионалами и имеет неплохую стратегию. Но компания достигла пределов того, что она может сделать, имея ресурсную базу госкомпании. Тонкость в случае с DEPA заключается в том, что этой компании необходимо стать стимулом к диверсификации поставок газа в Грецию. (Примечание редактора: Через несколько дней после этого интервью новостные агентства сообщили, что «Синтез» готова сотрудничать с европейской компанией, если позволит время. Андрей Королев рассказал телеканалу RT, что «Синтез» собирается вложить в приобретение греческого актива 30% собственных средств, а 70% составит заемное финансирование от российских банков.)

НГЕ: Насколько оптимистичны ваши взгляды на вероятность победы Группы «Синтез» в аукционе по DEPA и DESFA? Королев: Я надеюсь, что экономика возобладает над политикой. Планы Группы «Синтез» на развитие DEPA являются наилучшими, поскольку речь идет об интегрированных планах развития для DEPA и DESFA. Остальные компании не принимают участие в аукционе одновременно по обоим активам. Наша компания, не являясь государственной, сможет реализовать подобный план развития, так как у нее не возникает конфликта интересов. Мы считаем, что в данном тендере нашей заявке практически нет конкурентов, поскольку она связанная – на оба актива. Но ведь существует и политическое лобби. Греции нужна компания, которая будет инвестировать в инфраструктуру, трубопроводы, терминалы СПГ и во все то, что обеспечит конкурентную среду. Именно это мы готовы осуществить. НГЕ: Может ли быть объявлен повторный конкурс по проекту?

Королев: Надеюсь, что нет. Если конкурс объявят повторно, это будет похоже на фарс: как будто специально создаются условия для победы конкретной компании, без реального процесса отбора. В этом случае, можно усомниться в справедливости и «прозрачности» подобного конкурса. НГЕ: Вы могли бы описать балканскую стратегию Группы «Синтез»? Какой интерес Балканы представляют для российской компании, и зависит ли этот интерес от победы в конкурсе по DEPA и DESFA? Королев: Мы намерены продолжать работать на Балканах, независимо от того, какими будут результаты приватизации DEPA/DESFA. Просто тогда мы будем уделять основное внимание производству тепловой и электрической энергии. Большинство электро- и теплостанций на Балканах построены еще в советский период. Они устареOil&GasEURASIA

INTERVIEW OGE: Can you describe SINTEZ’ Balkans strategy? What makes the Balkans interesting to a Russian company and is your interest in the Balkans dependent on winning DEPA and DESFA? Korolev: We are committed to continue working in the Balkans regardless of whether we win the DEPA/DESFA privatization, but our focus will be primarily on the cogeneration sector. The majority of the power and heat plants in the Balkans were constructed in Soviet times. They are old and need to be replaced. We have already launched a few projects that we plan to develop, both independently and also in cooperation with our trusted partners, including our partners from China. OGE: How will you cooperate with the Chinese on these projects? What do the Chinese bring to the equation? Korolev: They are a reliable partner for investments but we are also interested from an EPC standpoint (engineering, procurement and construction). It’s no secret that Chinese technology has made great strides forward. Their technologies are practically comparable to others, but it is more costefficient. For example, in Bosnia-Herzegovina we are looking at a power station project. In the Former Yugoslavian Republic of Macedonia (FYROM) a concession tender is underway for construction of a hydroelectric power station. Regarding that project, we are in negotiations with a number of Chinese companies concerning joint participation in the project. We have several companies already lined up and prepared to be EPC contractors on that project, while others are ready to be co-investors. Cooperation with other companies will be essential for that project because SINTEZ Group doesn’t have experience with hydroelectric assets. This is because in Russia, only state companies can operate hydroelectric stations. We are also interested in opportunities in Serbia and in Bulgaria. OGE: What is needed for Greece to become a gas transit hub for Europe? Korolev: First and foremost, this will entail large-scale investments into infrastructure and pipelines. We see potential for building interconnector pipelines from Greece into Italy, the Former Yugoslavian Republic of Macedonia and Albania, thereby integrating the South European energy markets. Existing pipelines can also be re-engineered to allow for reverse flows. Further, we see the potential for increasing LNG deliveries. Greece already has one LNG terminal, at Revithoussa, but there are proposals for a second one to be built, and we support such plans. OGE: How important is Eastern Mediterranean gas? Korolev: In my view it’s of great importance. If you look at macroeconomics, you see that one of the reasons that European industry is in a state of stagnation is because of high energy prices, which are controlled by a small group of producers. It’s an obvious conflict of interest. The shale bonanza in the U.S. has been a positive development for global gas prices. More specific to the region would be the new upstream projects in the eastern Mediterranean, such as Cyprus and Israel. Perhaps it won’t have a material impact on absolute prices, but if you factor in inflation, then you should be able to see the difference that production from these regions could bring. I’m optimistic that eastern Mediterranean gas can have a positive impact on the European economy.

#2 February 2013

ли, неэффективно работают, и их необходимо заменять. Мы уже запустили несколько проектов, которые планируем развивать – как самостоятельно, так совместно с другими инвесторами, в том числе китайскими.

НГЕ: Как будет осуществляться сотрудничество с китайскими партнерами по данным проектам? Что привносит в работу китайская сторона? Королев: Китайская сторона – надежный партнер по инвестициям, но мы также заинтересованы в реализации схем, предусматривающих материально-техническое обеспечение и строительство. Не секрет, что Китай совершил технологический прорыв, и сегодня китайские разработки практически не уступают аналогам из других стран, оказываясь при этом менее затратными. Например, в Боснии и Герцеговине мы рассматриваем проект по строительству электростанции. В Македонии, также входившей в состав Югославии, сейчас проходит конкурс на концессию по строительству гидроэлектростанции. Мы проводим переговоры с рядом китайских компаний по совместному участию в этом проекте. Уже есть несколько компаний, готовых выступить в качестве EPC-подрядчика в этом проекте, также есть желающие выступить соинвесторами. Группе «Синтез» в данном проекте необходимы партнеры, так как у нее нет опыта работы с активами гидроэнергетики: в России гидроэлектрэнергетика – прерогатива государственных компаний. Мы также заинтересованы в реализации проектов в Сербии и Болгарии. НГЕ: Что необходимо Греции для того, чтобы стать транзитным газовым узлом для Европы? Королев: Прежде всего, это потребует крупномасштабных инвестиций в инфраструктуру и трубопроводы. Мы видим потенциал для строительства соединительных газопроводов, ведущих из Греции в Италию, Македонию и Албанию, интегрируя таким образом рынки Южной Европы. Также можно перепроектировать существующие трубопроводы для обеспечения реверсного режима. Кроме того, мы видим потенциал для увеличения поставок СПГ. В Греции уже есть один терминал СПГ в Ревитусе, но высказываются предложения по строительству второго терминала, и мы такие планы поддерживаем. НГЕ: Насколько важен газ с востока Средиземноморского региона? Королев: На мой взгляд, крайне важен. Если посмотреть на макроэкономику, то можно увидеть, что одной из причин, по которой европейская промышленность находится в состоянии стагнации, являются, в том числе, высокие цены на энергоносители, контролируемые небольшой группой поставщиков. Налицо конфликт интересов. Неслыханный успех в отрасли добычи сланцевого газа в США оказал положительное влияние на газовые цены на мировом рынке. Еще одним шагом вперед, непосредственно для данного региона, могла бы стать реализация новых проектов в области разведки и добычи в восточной части средиземноморского региона – например, на Кипре или в Израиле. Возможно, это бы не оказало значительного влияния на цены в абсолютном выражении, но с учетом инфляции можно увидеть ту разницу, которую может обеспечить добыча в этих регионах. Мне кажется, газ из восточного Средиземноморья может оказать положительное влияние на развитие экономики Европы. Oil&GasEURASIA

ШЕЛЬФ

Gazprom, Rosneft Thwart Private Sector, Seal Shelf Monopoly Монополия на шельфе: Газпром и Роснефть не пускают частные компании Galina Starinskaya

new lap around the racetrack by private producers seeking rights to develop the Russian shelf ended with a victory for Rosneft and Gazprom – again. The state-owned companies, who already hold 80 percent of the oil and gas resources on the continental shelf, try to shut out the private companies. Experts believe that this monopoly would delay development of the Russian shelf. On January 15, Novy Urengoi welcomed the meeting “Prospects of Development of Russia’s Continental Shelf” chaired by Dmitry Medvedev, Russia’s Prime Minister. For private companies, it was literally the last chance to get the right to develop the offshore fields. For several years now, they are trying to change the legislation – most recently the group that includes LUKOIL, Surgutneftegaz, Bashneft and TNK-BP, lobbied the government in April last year. But to no avail. Currently, according to the Russian law “On Subsoil”, a company can get a license for a shelf deposit provided that it had been established according to Russian legislation, has at least five years’ experience in developing Russia’s continental shelf, and has over 50 percent state stake (Article 9). Only Rosneft and Gazprom meet such razor-thin requirements. The government meeting in Novy Urengoi decided that so far there is no need to break the monopoly of state companies. Rosneft and Gazprom, who are totally against sharing the shelf, are happy. “Gazprom will work on the shelf and won’t give its work to anybody else,” the head of the gas giant, Alexei Miller, was heard saying at the meeting, adding that he sees no reason for the transfer of licenses. Gazprom believes that in terms of providing Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Галина Старинская

овый этап борьбы частных компаний за право работать на российском шельфе вновь закончился победой «Роснефти» и «Газпрома». Госкомпании, которые уже владеют 80% ресурсов нефти и газа на шельфе, стараются исключить любое присутствие «частников» в этих проектах. Эксперты полагают, что в условиях монополизма освоение российского шельфа затянется. 15 января в Новом Уренгое, под руководством председателя правительства Дмитрия Медведева, прошло совещание «О перспективах освоения ресурсов континентального шельфа России». Для частных компаний это была фактически последняя возможность получить право самостоятельно работать на шельфовых месторождениях. Они несколько лет пытаются изменить законодательство – в апреле «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Башнефть» и «ТНКВР» обращались с соответствующей просьбой в правительство, но безрезультатно. Сейчас, согласно российскому закону «О недрах», компания может получить лицензию на месторождение, расположенное на континентальном шельфе при условии, что она создана в соответствии с законодательством России, имеет опыт освоения участков недр континентального шельфа России не менее пяти лет, и государственная доля в ней составляет более чем 50% (статья 9). Этим требованиям отвечают только «Роснефть» и «Газпром». Итог правительственного совещания в Новом Уренгое таков: пока нет необходимости нарушать монопольное право госкомпаний. «Роснефть» и «Газпром», которые категорически против того чтобы делить шельф, остались довольны. «„Газпром“ работать на шельфе будет и работу

#2 February 2013

OFFSHORE

“I am convinced that the shelf should be consolidated rather than divided,” said LUKOIL head Vagit Alekperov in his article published by Rossiyskaya Gazeta newspaper in early February. He suggests using international experience, particularly Norway’s expertise – there, the issue of state-owned, private, national and foreign companies joining shelf development had been solved for the benefit of all parties – and, following the example of the Norwegian Petroleum Directorate, establish an independent organization with relevant powers. Together with government agencies, it will be responsible for screening of companies, rating their experience, efficiency, level of tax payments to the Russian budget, rather than the ownership structure. Ministry of Natural Resources said that LUKOIL’s idea has not been discussed yet – but will be, if the company officially applies to the ministry.

на шельфе никому не отдаст», – заявил на совещании глава холдинга Алексей Миллер, добавив, что не видит каких-либо причин для передачи лицензий. При этом в «Газпроме» считают, что с точки зрения обеспечения надежного функционирования Единой системы газоснабжения (обеспечение российских потребителей и выполнение долгосрочных зарубежных контрактов) компания не видит необходимости в расширении субъектного состава пользователей участков недр континентального шельфа. Но Минприроды на стороне частных компаний. Глава ведомства Сергей Донской считает, что монополия на шельф приведет к тому, что объемы работ, заявленные госкомпаниями, будут сконцентрированы в пределах наиболее перспективных объектов, составляющих не более 10-20% от первоначальной площади лицензионного участка. А это, в свою очередь означает, что оставшаяся часть участка площадью от 70 до 120 тыс. км² будет в течение минимум 10 лет оставаться неиспользуемой и почти неизученной. Для того, чтобы ускорить освоение шельфа нужно привлекать остальные российские нефтегазовые компании, считает министр. Он предложил отдавать им те шельфовые месторождения, которые оказались не востребованными госкомпаниями, в том числе через аукционы. Частные компании могли бы проводить предлицензионную мультиклиентскую сейсмику на шельфе, а полученную информацию продавать. В случае если компания открыла месторождение на шельфе, она может получить лицензию на разведку и добычу. При этом может быть проработан механизм опциона, дающего государственной компании право вхождения в проект в качестве партнера на типовых либо согласованных сторонами условиях. Частные компании были рады и такому варианту. В свою очередь глава «Роснефти» Игорь Сечин, который считает, что либерализация шельфа нарушит права акционеров, резких заявлений в ходе совещания делать не стал. Он сообщил о планируемых инвестициях в геологоразведку – это 1,2 трлн рублей в ближайшие десять лет – и согласился, что ускорять работу на шельфе необходимо. «Мы готовы принять финансовые обязательства, связанные с увеличением работ на шельфе. Имеются финансовые источники, в том числе за счет финансирования от наших партнеров», – сказал он.

reliable operation of the Unified Gas Supply System (gas supply to Russian consumers and by long-term overseas contracts), there is no need to expand circle of continental shelf subsoil users. However, the Ministry of Environment on the side of private companies. The Minister Sergei Donskoi says that the monopoly on the shelf will result in state companies’ concentrating on the most promising targets, which is not more than 10-20 percent of the original license area. In turn, this means that the rest of the site (from 70 to 120 sq. kilometers) will be unused, even unexplored properly, for a minimum of 10 years. To accelerate shelf development, other Russian oil producers must be called in, holds the minister. He offered to give such producers, including through auctions, the offshore fields that are not claimed by the state companies. Private companies could run, for example, a pre-licensing multi-client seismic shelf surveys, selling the information afterwards. If the company were to discover a shelf deposit, it would then be entitled to exploration and production license. Here, the state could work out some option arrangements, to give the state company the right to enter the project as a partner, on some standard or mutually agreed conditions. Even this kind of tenuous offer would satisfy private companies. In his turn Igor Sechin, the head of Rosneft, who believes that shelf liberalization would violate the rights of shareholders, steered away from sharp statements. He reported on the planned investments in exploration – 1.2 trillion rubles over the next ten years – and agreed that faster shelf development is required. “We are ● Russian government ready take on financial obligations associated with approved Gazprom’s expansion of the offshore operations. There are application for 17 available financial resources, including through license shelf areas. the funding from our partners,” he said. ● Правительство Right after the meeting, heads of the stateодобрило передачу owned companies sent a letter to the Prime «Газпрому» 17-ти Minister Dmitry Medvedev insisting on preservaлицензионных tion of the current law “On Subsoil”, reported участков на шельфе. Interfax news agency, citing a copy of the letter. They believe that Rosneft and Gazprom must have exclusive rights for initial exploration, not only for production projects. Also, they argue, there is no need for any extra research after the licenses are returned to the unallocated subsoil reserve fund. Otherwise, things could end up being distributed without any control. “Rosneft is keen on doing just about everything (in shelf development – author’s note). We do not need anyone,” as Igor Sechin commented in Caracas

PHOTO: ITAR-TASS / ФОТО: ИТАР-ТАСС

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

ШЕЛЬФ

«Я убежден, что шельф должен не разделять, а консолидировать», – отметил глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов в своей статье, опубликованной в «Российской газете» в начале февраля. Он предлагает использовать международный опыт – в частности, Норвегии, где вопрос участия государственных, негосударственных, национальных и иностранных компаний в разработке шельфа решен в интересах всех сторон, и по примеру Норвежского нефтяного директората создать независимую уполномоченную организацию. Ее задача – вместе с госорганами проводить квалификацию компаний с оценкой не структуры собственности, а их опыта, эффективности, уровня налоговых выплат в бюджет России. Впрочем, идея «ЛУКОЙЛа», как говорят в Минприроды, пока не обсуждается, но если компания обратится с соответствующем предложением, оно будет рассмотрено.

in late January the desire of private producers to work on the Russian shelf. He stressed that the law “On Subsoil” gives the right to develop the Russian shelf only to companies with state control and at least five years’ experience in offshore projects. “The global trend suggests that about 80 percent of offshore deposits were discovered by companies with state participation. Statoil and Petrobras are companies with state participation. The presence of state in the capital does not mean that companies are less efficient. On the contrary, state participation ensures sustainable economics and is perceived highly positively by foreign partners, as a complementary pillar of the company’s stability,” said Mr. Sechin. He further noted that over the years of the shelf projects Rosneft has never once shifted the development timeline for its licenses, strictly fulfilling all obligations. During this time, the company discovered six new fields with total recoverable reserves topping 300 million tons. After gaining access to the shelf, private producers will start demanding gas export rights, which is certainly against Gazprom’s wishes, explains Vitaly Kryukov, an analyst at the Kapital think-tank. On the other hand, the state should be interested in the most efficient development of the shelf, no matter what company – public or private – is doing it. In a situation when the shelf is split between the two, delays in development projects and budget deficit are unavoidable. The expert then refers to the successful experience of Brazil and Norway. “Following the shelf liberalization in these countries, there was a rapid increase in production and investment. For example, access to the Norwegian shelf is given to dozens of producers along with Statiol, they do get to these deposits,” notes the expert. In our case, state giants are also prepared to woo partners – if they are foreign companies, that is, with their technology and investment. In particular, the letter of Igor Sechin and Aleksei Miller offers to specify in the state programs on shelf development a particular participation mechanism for the “foreigners” – they can have the financial risks of exploration projects and operate in jointventure companies, with no control over the license. This is how Rosneft operates with ExxonMobil, Statoil, Eni. The epilogue of the shelf liberalization story is yet to come; so far, it is clear that lobbying resource of the state companies is stronger. The government recently approved Rosneft application for 12 license areas on the shelf, and Gazprom’s – for 17. As a result, the pair of the state-owned companies already controls up to 80 percent resources of the Russian shelf. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Однако уже после совещания руководители госкомпаний направили премьер-министру Дмитрию Медведеву письмо, в котором настаивают на сохранении действующего закона «О недрах», сообщило агентство «Интерфакс» со ссылкой на копию письма. Они считают, что исключительное право должно быть закреплено за «Роснефтью» и «Газпромом» не только на добычу углеводородов, но и на проведение начальной геологоразведки. Кроме того, нет необходимости в дополнительном изучении месторождений после возврата лицензий в нераспределенный фонд. В противном случае может произойти бесконтрольное распределение недр, полагают главы «Роснефти» и «Газпрома». «„Роснефть“ готова все делать сама (разрабатывать шельф – прим. автора). Нам никто не нужен», – так прокомментировал Игорь Сечин в Каракасе в конце января желание частных компаний работать на российском шельфе. Он подчеркнул, что согласно закону «О недрах» право на разработку российского шельфа имеют только компании с госконтролем и опытом работы на морских участках не менее пяти лет. «Мировая тенденция говорит о том, что порядка 80% месторождений на шельфе были открыты компаниями с госучастием. Statoil и Petrobras – именно такие компании. Наличие государства в капитале не говорит о том, что компании работают менее эффективно. Наоборот, участие государства обеспечивает стабильность экономического режима и воспринимается очень позитивно иностранными партнерами как дополнительный элемент устойчивости компании», – отметил Сечин. По его словам, за годы работы на шельфе «Роснефть» не переносила сроки разработки ни одной лицензии и строго выполняла все обязательства. За это время было открыто шесть новых месторождений с общими извлекаемыми запасами более 300 млн т. Получив доступ на шельф, частные компании начнут требовать права на экспорт газа, что, безусловно, не устраивает «Газпром», объясняет аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. С другой стороны, государство должно быть заинтересовано в максимально эффективном освоении шельфа независимо от того, какая компания – государственная или частная – будет этим заниматься. В ситуации, когда шельф принадлежит двум компания, неизбежны срывы сроков разработки проектов и превышение бюджетов. При этом эксперт говорит об успешном опыте Бразилии и Норвегии: «После либерализации шельфа в этих странах произошел быстрый рост добычи и инвестиций. Например, доступ на норвежский шельф имеют десятки компаний наравне со Statoil, и они получают эти участки». Тем не менее, госкомпании готовы привлекать в качестве партнеров иностранные компаний с их технологиями и инвестициями. В частности, в письме Игорь Сечин и Алексей Миллер предлагают закрепить в государственных программах по шельфу механизм участия зарубежных компаний, когда они несут финансовые риски по геологоразведочным работам и работают в рамках совместного предприятия без возможности контролировать лицензию. По такой схеме «Роснефть» работает с ExxonMobil, Statoil, Eni. Окончательная точка в вопросе либерализации шельфа еще не поставлена, но очевидно, что лоббистские ресурсы госкомпаний оказались сильнее. Недавно правительство одобрило заявки «Роснефти» на передачу ей 12 лицензионных участков на шельфе, и «Газпрома» – на 17. В итоге уже сейчас обе госкомпании владеют до 80% ресурсов всего российского шельфа.

GAS

Gazprom Gives Chayanda the Go! «Газпром» дал Чаянде «зеленый свет» Svetlana Kristallinskaya

Светлана Кристаллинская

azprom has made a final investment decision on developing the Chayanda gas condensate field in Yakutia and constructing a gas pipeline to the AsiaPacific region. Experts point out the necessity of this move, but urge better risk assessment. In late 2012, Gazprom, despite the continuing decline in gas consumption in the European market, launched Bovanenkovskoe field (which was delayed back in 2009 for this very reason, decline in gas consumption) on the Yamal Peninsula, in parallel finalizing the investment decision on the development of Chayanda gas condensate field in Yakutia, one of the largest deposits in the east of the country (the reserves category C1 + C2 reach 1.2 TCM of natural gas and 79.1 million tons of oil and condensate). Bovanenkovskoe field is focused on the European market, Chayanda – on Asian countries. To deliver Chayanda-produced gas, Gazprom will build the 61 billion cubic meters, 3,200 kilometers long Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok pipeline. The pipeline is scheduled for the end of 2017. The project could optionally be linked to gas pipeline of Irkutsk gas production center – and its flagship Kovykta field (reserves 1.5 trillion cubic meters of natural gas). However, the Gazprom is considering supplying Kovykta gas to the west, too – in essence, the giant is proposing to connect Eastern Russia and Western Siberia. Gazprom also plans to install processing facilities for natural and associated gas in Belogorsk (some 2,000 kilometers from Chayanda, in the Amur region). Full capacity

азпром» принял окончательное инвестиционное решение по освоению Чаяндинского газоконденсатного месторождения в Якутии, а также по строительству газопровода для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Эксперты отмечают необходимость такого шага, но призывают к более тщательной оценке рисков. В конце 2012 года «Газпром», несмотря на продолжающееся падение потребления газа на европейском рынке, запустил отложенное по той же причине в 2009 году Бованенковское месторождение на Ямале и почти одновременно принял окончательное инвестиционное решение по освоению одного из крупнейших месторождений на Востоке страны – Чаяндинского газоконденсатного месторождения в Якутии (запасы по категории C1+C2 составляют 1,2 трлн м³ газа, 79,1 млн т нефти и конденсата). Бованенковское месторождение ориентировано на европейский рынок, Чаяндинское – на азиатский. Для вывода газа, добытого на Чаянде, «Газпром» построит газопровод Якутия – Хабаровск – Владивосток. Его мощность составит 61 млрд м³ газа в год, протяженность – 3 200 км. Ввод газопровода в эксплуатацию планируется в конце 2017 года. В дальнейшем предусматривается возможность подсоединения к газопроводу Иркутского центра газодобычи – с Ковыктинского месторождения (запасы 1,5 трлн м³ газа). Однако «Газпром» рассматривает возможность поставки ковыктинского газа и на запад. Таким образом, «Газпром» предполагает соединить Восток России с Западной Сибирью. «Газпром» также планирует построить в Белогорске (в 2 000 км от Чаянды, Амурская область) объекты по пере-

● Gas-transportation network in the Russian East will be fed with the resources of four gas production centers. ● В систему газопроводов на Востоке России будут поступать ресурсы четырех центров газодобычи.

«Г

SOURCE: GAZPROM / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

ГАЗ ● Operation of the gas pipeline and production facilities in Yakutia will

require nearly 3,000 specialists. ● При эксплуатации газопровода и добычных объектов

«Газпрома» в Якутии необходимо будет задействовать около 3 тыс. специалистов.

работке газа – не только природного, но и попутного. При выходе на полную мощность на Чаяндинском месторождении будет добываться до 25 млрд м³ газа и не менее 1,5 млн т нефти в год. Ввод в опытно-промышленную разработку нефтяной оторочки планируется в 2014 году, газовой залежи – в 2017 году.

Ввести любой ценой

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

of the Chayanda field is estimated at up to 25 billion cubic meters of gas and at least 1.5 million tons of crude per year. The oil rim is penciled for pilot development in 2014, natural gas deposit – for 2017.

To Launch at Any Cost Investment decision on Chayanda should have been made way back in mid-2011, but closer to the deadline Gazprom said field development would be unprofitable without tax breaks. Instead, over the past year and a half the government put even more tax pressure for Gazprom, doubling the tax on natural resources production (NDPI) for natural gas. Nevertheless, says Sberbank CIB analyst Valery Nesterov, Gazprom still have quite strong lobbying arm, as evidenced by allocation of the shelf zones. The company is “very confident that the government will support the East Siberian projects” with tax relief, goes on the expert. According to the expert, the state realizes that the company is uniquely qualified to prop up the region’s economy. Gazprom has already got understanding with the Ministry of Energy – the only remaining barrier is the Finance Ministry.

Flexible Pipe Gazprom wants to install an 11-28-billion-cubic -meter (10-25-million-ton) LNG facility near Vladivostok, which is where the gas from Chayanda and Sakhalin (and, perhaps, Kovykta) will be shipped. Pipeline shipments to Asia-Pacific is secondary concern for the giant; first, Gazprom plans to finish the LNG plant project and sign long-term LNG export contracts. This mainly refers to the negotiations with China. There are two routes – the “Western”, which involves the construction of up to 30-billion-cubic-meter Altai gas pipeline, and the “Eastern”, which assumes 38-billion-cubic-meter shipments to China. Apart from LNG deliveries, Gazprom is considering pipeline gas supplies to China and to North and South Korea. India, Japan and other countries of Asia-Pacific Region could also line up for Russian LNG. In the long term, some 30 billion cubic meters per year can be produced from Sakhalin deposits, (there is already the Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok pipeline in place), another 35-40 billion cubic meters – from Kovykta field. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Принять инвестиционное решение по Чаянде «Газпром» должен был еще в середине 2011 года, однако ближе к «дедлайну» заявил о нерентабельности освоения месторождения без налоговых послаблений. За прошедшие полтора года государство нисколько не улучшило – напротив, существенно осложнило налоговый режим для «Газпрома», удвоив налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по газу. Впрочем, аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров считает, что у «Газпрома» по-прежнему достаточно сильный лоббистский ресурс, что видно по тому, как компания получает шельфовые участки. Поэтому, говорит он, компания «вполне уверена, что государство поддержит восточно-сибирские проекты» налоговыми льготами. По мнению эксперта, государство понимает, что «Газпром» – одна из немногих компаний, которая смогла бы поднять экономику региона. «Газпром» уже нашел понимание у Минэнерго, но «невзятым барьером» остается Минфин.

Гибкая труба В районе Владивостока, куда придет газ Чаянды и Сахалина (и, возможно, Ковыкты), «Газпром» хочет построить завод по сжижению газа (СПГ). Предполагаемая мощность – от 10 до 25 млн т в год (11-28 млрд м³ газа в год). При этом трубопроводные поставки газа в страны АТР «Газпром» планирует осуществлять во вторую очередь, после того, как будет построен завод СПГ и заключены долгосрочные контракты на экспорт СПГ из России. Главным образом это относится к переговорам с Китаем. Существует два маршрута – «западный», который предусматривает строительство газопровода «Алтай» мощностью до 30 млрд м³ газа в год, а также «восточный», предполагающий объем поставок в Китай до 38 млрд м³. Кроме поставок газа в сжиженном виде, «Газпром» рассматривает возможность трубопроводных поставок газа в Китай, а также Южную и Северную Корею. Рынками сбыта СПГ могут стать Индия, Япония и другие страны АзиатскоТихоокеанского региона (АТР). Месторождения Сахалина, откуда уже построен газопровод Сахалин – Хабаровск – Владивосток, в перспективе

Технические характеристики магистрального газопровода «Якутия – Хабаровск – Владивосток»: Протяженность – около 4 000 км (Якутия – Хабаровск – Владивосток около 3 200 км, Иркутская область – Якутия около 800 км). Диаметр – 1 420 мм. Рабочее давление – 9,8 МПа (100 атм.). Производительность – 61 млрд м3 газа в год.

#2 February 2013

GAS

Specifications of Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok pipeline: Length – about 4,000 kilometers (about 3,200 kilometers for Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok, about 800 kilometers for Irkutsk region – Yakutia). Diameter – 1,420 mm. Operating pressure – 9.8 MPa (100 atm.). Annual capacity – 61 billion cubic meters.

Gazprom is yet to clarify its position on developing other Yakutia-based fields that the company received without a tender. Earlier, Vsevolod Cherepanov, deputy head of Gazprom, said that by 2026–2028 total Yakutia gas production might reach 44 billion cubic meters per year. At the same time, the company leaves open other options – depending on the demand of the target markets, Kovykta gas could go westwards, into Russia’s unified gas supply system (UGSS), or to gas-chemical facilities of Irkutsk region. It is possible that Kovykta gas can enter China from a different direction – by the “Western” route. Currently, on negotiations with China Gazprom is pressing ahead with the eastern route, even proposing a possible increase in supply from the current 38 billion cubic meters of gas per year.

могут дать порядка 30 млрд м³ газа в год, Ковыкта – до 35-40 млрд м³. «Газпром» пока ничего не говорит о планах по разработке других месторождений в Якутии, которые он получил без конкурса. Ранее заместитель председателя правления компании Всеволод Черепанов говорил, что к 2026–2028 годам суммарная добыча в Якутском центре может достичь 44 млрд м³ газа. В то же время, компания не исключает, что, в зависимости от спроса на целевых рынках сбыта, газ Ковыкты может пойти и на запад, в единую систему газоснабжения (ЕСГ), а также использоваться на газохимических производствах в Иркутской области. Не исключено, что газ Ковыкты может прийти в Китай и по другому маршруту – «западному». Впрочем, сейчас «Газпром» ведет активные переговоры с Китаем как раз по восточному маршруту и даже говорит о возможном увеличении поставок (сейчас их объем составляет 38 млрд м³ газа в год).

Риски и возможности

Как заявил глава «Газпрома» Алексей Миллер, азиатский рынок «является самым емким в мире и очень динамично развивается». «В самый ближайший период времени мы можем создать мощности по экспорту газа, которые будут сопоставимы с поставками газа в Европу, а может быть, даже превзойдут их», – подчеркнул он. Risks and Opportunities Впрочем, аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук As head Gazprom Alexei Miller noted, the Asian market “has the largest capacity in the world and is rapidly отмечает, что переговоры с Китаем идут очень сложно. developing.” He further stressed, “In the very near future Китай, по его словам, очень жестко торгуется по цене we can create gas export facilities comparable, or even поставок, используя в качестве топлива уголь, запасы которого в стране велики. larger, than gas supply routes to Europe.” Аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров считает Still, negotiations with China are very difficult, according to Raiffeisenbank analyst Andrei Polishchuk. запуск Чаянды рискованным проектом из-за неясности China, says the expert, is tough nut for delivery prices, относительно темпов развития рынков СПГ. «Также, нельas it can easily use coal for its energy needs (China’s coal зя недооценивать конкуренцию со стороны Австралии, Восточной Африки и США, которые если станут нетто-эксreserves are high). Sberbank CIB analyst Valery Nesterov holds that портерами, то, по всей видимости, будут ориентироваться Chayanda launch is a risky affair, not in the least because на те же рынки, что и „Газпром“, – в частности, на Индию», of the uncertainty about LNG market trends. “Also, do not – отметил он. Нестеров заметил, что сейчас газ в США стоит около $3 underestimate the competition from Australia, East Africa and the U.S., which, if they become net exporters, will most за млн Btu, в Азии – $16-18 за млн Btu, в Европе – около $10likely be looking for the same markets as the Gazprom, in 12 за млн Btu. При этом, по расчетам аналитика, газ Чаянды может стоить порядка $16-18 млн Btu. Кроме того, сказал particular, India,” says the analyst. Nesterov also noted that currently in the U.S. gas costs он, потенциальные покупатели в Азии хотят отказаться от привязки цены газа к стоимости about $3 per million Btu, in Asia – $16-18 «нефтепродуктовой корзины». Таким per million Btu, in Europe – about $10-12 ● На Чаяндинском месторождении образом, по мнению эксперта, сущеper million Btu. The analyst estimates that продолжаются геологоразведочные ствует еще и ценовой риск реализаChayanda gas would cost about $16-18 per работы. ции проекта. million Btu. Nesterov added that poten● Geological Андрей Полищук считает, что tial buyers in Asia dislike pegging of the prospecting and добыча газа на Чаянде должна быть gas price to the cost of the “oil products eхploration goes дешевле, чем на старых месторождеbasket”. In his opinion, this means priceon at Chayanda ниях, поэтому Чаянду необходимо related risks for the whole project. field. запускать, ориентируясь на будущий Andrei Polishchuk, on the other рост потребления и с целью замеhand, holds that Chayanda gas producщения добычи на выработанных tion should be cheaper than on the old месторождениях. fields – so, considering future consump«Восточную Сибирь можно разtion growth, Chayanda project must be рабатывать только при наличии launched offset falling production levels новых рынков сбыта», – подчеркнул at depleted fields. Валерий Нестеров, добавив, что при “Eastern Siberia can be developed этом необходимо тщательно проonly if there are new markets,” said Valery считать все риски. Nesterov, adding that all risks should be carefully calculated. PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Oil&GasEURASIA

ESP

Evaluation of ESP Reliability as a Way to Increase Non-Failure Operation Оценка надежности установок электроцентробежного насоса как способ увеличить срок их безотказной работы Vitaliy Chernikov

Виталий Черников

he study of ESP reliability is associated with occasional adverse events and operational failures. GOST 27.00289 provides the following definition of reliability: “Property of the entity to retain within given time and limits the values of all the parameters defining the ability to perform the required functions in given modes and conditions of use, maintenance, storage and transportation.” In this paper, we propose a different definition for ESP reliability: “Reliability of the system is the probability of satisfactorily performance of the required functions when operating under the specified conditions within specified time.” Advantage of this definition is the ability of accurate assessment of reliability via probability, a quantitative measure of reliability – though, with this definition, there are some obvious problems: ● the difficulty of assessing the probability of failure; ● acceptance of the satisfactory operation of the system where the parameters steady decrease with time; ● the need for compliance assessment for the given environment (working conditions). In assessing the reliability of the system, it is first necessary to identify and classify different types of system failures. Sometimes it is very difficult to provide an unambiguous definition of failure, because the characteristics of the system can deteriorate gradually over time. In this case, only a thin line separates the operating system from the failure, and a logical way to define different types of system failures is required. If system function and failure criteria are explicitly set, reliability can be accurately quantified in terms of probabilities (Fig. 1).

зучение надежности УЭЦН связано со случайными появлениями нежелательных событий или отказов во время работы. ГОСТ 27.002-89 дает следующее определение термина надежность: «Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования». В данной статье предлагается использовать другое определение для надежности УЭЦН: «Надежность системы представляет собой вероятность того, что при работе в заданных условиях система будет удовлетворительно выполнять требуемые функции в течение установленного времени». Его преимуществом является возможность точной оценки надежности через вероятность, как количественную меру надежности, хотя при таком определении и очевидны некоторые проблемы, а именно: ● сложность оценки возможности появления отказа; ● принятие принципа удовлетворительной работы системы, параметры которой монотонно снижаются с течением времени; ● необходимость оценки соответствия заданным окружающим условиям (условиям работы). При оценке надежности системы, прежде всего, необходимо определить и систематизировать различные виды отказов системы. Иногда бывает очень сложно дать однозначное определение отказа, так как характеристики системы могут ухудшаться постепенно с течением времени. В этом случае лишь тонкая грань отделяет исправное состояние системы от отказа, поэтому необходимо найти логический способ определения различных видов отказов системы. Если функция системы и критерии отказов заданы в явном виде, то надежность может быть точно выражена количественно через вероятности (рис. 1).

Reliability Management and Improvement Reliability is exactly the same intrinsic property of the system as ESP discharge or ESP rated power. The level of structural reliability is set at design time – on testing and manufacturing stages it cannot be increased without changing the main structure. [5] That is, the designer is in the best position in terms of ability to ensure equipment safety, so they should know the basic principles of the reliability theory and interact with reliability team of the manufacturer. Yet often designers’ ignorance of reliability principles, the lack of information on the time-to-failure, equipment misusage, etc. hinder creation of structural reliability ranks. To successfully ensure equipment reliability, a special team responsible for system-wide reliability is required. This team should assist in the analysis, definition of reliability parameters and their implementation. It should also be competent enough to establish cooperation as early as the start of design phase and to ensure operation on the system level. Therefore, apart from understanding the mathemati-

Управление надежностью и ее повышение Надежность является точно таким же внутренним свойством системы, как подача УЭЦН или ее номинальная мощность. Уровень конструкционной надежности устанавливается на этапе проектирования, и при проведении испытаний и изготовлении продукции его нельзя повысить без внесения изменений в основную конструкцию [5]. Таким образом, конструктор находится в наиболее выгодном положении с точки зрения возможности обеспечения надежности оборудования, поэтому он должен знать основные положения теории надежности и взаимодействовать с группой надежности компании-производителя. Однако часто незнание конструкторами принципов обеспечения надежности, отсутствие информации о наработках до отказа, использование оборудования не по назначению и т.д. препятствуют установлению уровня конструкционной надежности. Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

УЭЦН

cal framework of the reliability theory, the team should be familiar with the design principles, problems of interfacing the system components, engineering psychology, cost-benefit analysis. To control the quality parameters of the system, the team should have an efficient and well-organized system for collecting, analyzing and summarizing data on performance and reliability for in-design and previously developed products. Obviously, the only way to measure system reliability in advance is to test the ESP or its components under simulated real conditions until a fault is reached. Without appropriate data, reliability assessment is impossible – accordingly, the more data is available, the more accurate the reliability assessment will be. Therefore, it is necessary to find a compromise between the value of a more accurate reliability assessment and the cost of additional testing. The human factor must also be taken into account, as in most cases it is a human who controls the ESP and monitors its operation. Deterioration of reliability may be the result of operator fatigue or his weakened attention. Operators can increase the system reliability, too – by performing functions that are not provided for in the original design but prove necessary for mending the system faults. This means that the reliability team must also understand the human-machine interaction and take it into account. [1] Often, reliability can be improved at an early stage of system development and testing. If reliability in the initial period of operation is checked systematically, there is an increase in overall reliability due to timely change of design or mode of operation of the product. This phenomenon is called “reliability growth”. [5] The tasks of the reliability team include monitoring, predicting and reporting the instances of reliability growth. These predictions and reports of reliability growth indicate the degree of progress toward the specified reliability parameters. They also provide a basis for determining whether the required level of reliability can be achieved by the deadline. If there is an indication that the goals cannot be reached by the deadline, appropriate changes can be introduced into the program early. Reliability Function Функция надежности 1,0

Unreliability (P) Вероятность отказов (P)

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0

100

200

m=1

m<1

300

400 m>1

500

600

700

800

900

1000

Time (t), days Время (t), дни

● Fig. 1 Function of the probability of failure-free operation (reliability function), where: m>0 – the form factor or the slope ratio of the distribution. ● Рис. 1. Функция вероятности безотказной работы (функция надежности), где: m>0 – параметр формы или угловой коэффициент распределения. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Для успешного обеспечения надежности оборудования необходимо, чтобы за надежность всей системы в целом отвечала специальная группа. Эта группа должна оказывать помощь при проведении анализа, задании показателей надежности и информировании о ходе работ по их обеспечению. Она должна быть также достаточно компетентной, чтобы наладить взаимодействие на этапе проектирования и обеспечить работу на уровне систем. Поэтому, кроме понимания математического аппарата теории надежности, группа должна хорошо знать принципы проектирования, проблемы сопряжения элементов системы, инженерную психологию и уметь выполнять анализ экономической эффективности. Чтобы управлять показателями качества системы, группа должна иметь эффективную и хорошо организованную систему сбора, анализа и обобщения данных о показателях надежности проектируемых и ранее разработанных изделий. Очевидно, что единственным способом заранее измерить надежность системы является проведение испытаний УЭЦН или ее элементов в условиях, имитирующих реальные условия эксплуатации до возникновения отказа. Без соответствующих данных невозможно оценить надежность – соответственно, чем больше имеется данных, тем более достоверной будет оценка уровня надежности. Таким образом, необходимо находить определенный компромисс между ценностью более достоверной оценки надежности и затратами на проведение дополнительных испытаний. Необходимо учитывать также и человеческий фактор, так как в большинстве случаев именно человек управляет УЭЦН и следит за ее работой. Ухудшение надежности может быть результатом усталости оператора или ослабления его внимания. Следует также отметить, что операторы могут повысить надежность системы, выполняя функции, не предусмотренные первоначальной конструкцией, но оказавшиеся необходимыми при устранении недостатков системы. Поэтому группа обеспечения надежности должна понимать взаимодействие между человеком и установкой и учитывать данный фактор [1]. Надежность часто можно улучшить на начальном этапе разработки и испытаний системы. Если производится систематическая оценка надежности в начальном периоде эксплуатации, то обнаруживается повышение надежности за счет своевременного изменения конструкции изделия или режима работы установки. Это явление называется «ростом надежности» [5]. В задачу группы обеспечения надежности входят наблюдение, прогнозирование и информирование о наличии роста надежности. Эти прогнозы и сообщения о наличии роста надежности указывают на степень продвижения к заданным показателям надежности. Кроме того, они дают основу, позволяющую определить, будет ли достигнут требуемый уровень надежности к установленному сроку. Если окажется, что поставленных целей нельзя достичь к определенному сроку, то заблаговременно в программу можно внести соответствующие изменения.

Выводы об управлении надежностью и ее повышению Решения проблем надежной работы или дорогостоящего обеспечения надежности никогда не вносятся в систему заранее. Однако, поскольку такие проблемы возникают, желательно использовать независимые друг от друга формальные процедуры повышения надежности на начальном этапе проектирования. К таким методам относят:

#2 February 2013

ESP

Corollary on Reliability Management and Improvement

● ●

Solutions to problems of reliability or expensive reliability control are never provided in advance. However, since such problems do occur, it is preferable to use, at the initial design stage, independent formal procedures of reliability improvement, such as: ● design review; ● analysis of failure causes (Fig. 2). Sure, it is easier and more cost-effective to increase reliability prior to making final decisions on the design and releasing the product. However, increasing the reliability in the early design stage largely depends on experience of the personnel who design the product, because the work essentially begins with the terms of reference for working drawings and for preliminary designs – at this stage there is no reliable data for quantifying the reliability [2]. Design review, that is, a formal analysis of the project while following the documentation procedures, is done by the commission consisting of the leading workers of the company with expertise in such fields as design, safety and cost accounting. Design review typically lasts for several stages of product development. Results of the completed

Distribution of ESP failures by nodes Распределение отказов по узлам УЭЦН 22%

17%

пересмотр конструкции; анализ причин отказов (рис. 2). Очевидно, что легче и экономически более выгодно повышать надежность до того, как будут приняты окончательные решения о конструкции изделия и его выпуске. Однако повышение надежности в начале этапа проектирования в значительной степени зависит от опыта персонала, разрабатывающего изделие, так как работа, по существу, начинается с технического задания на разработку рабочих чертежей и предварительных образцов, и на этом этапе отсутствуют какие-либо достоверные данные, необходимые для количественной оценки надежности [2]. Пересмотр конструкции, то есть формальный анализ проекта с ведением соответствующей документации, осуществляется комиссией, в которую входят ведущие работники фирмы, обладающие опытом в таких областях, как проектирование, надежность и учет производственных затрат. Пересмотр конструкции обычно продолжается на протяжении нескольких стадий разработки изделия. На каждой стадии уточняются результаты проделанной работы, и, таким образом, пересмотр конструкции основывается на текущей информации. Анализ характера отказов представляет собой процедуру предварительной оценки конструкции, применяемую

Distribution of failures by ESP causes Распределение отказов по ЭЦН 17%

Distribution of failures by DOWNHOLE MOTOR Распределение отказов по ПЭД 4%

17%

28%

13% 4% 9%

66%

61% ESP / ЭЦН

solids / мехпримеси

Downhole motor / ПЭД

scaling / солеотложения

Cable / Кабель

poor inflow / недостаточный приток

36% Poor inflow / недостаточный приток Factory defect / брак завода Low-quality upstream / вина ЦДНГ GRP failure / отказ СПТ

Key ESP failures by causes: ● ● ● ● ● ● ●

Solids / мехпримеси

Poor inflow – 17 failures (29 percent); Scaling – 11 failures (19 percent); Solids – 4 failures (7 percent); High gas content – 3 failures (5 percent); Low quality trips – 2 failures (3 percent); Low-quality upstream workshop – 4 failures (7 percent); Low-quality well servicing and workover – 1 failure (2 percent).

Paraffine / парафиноотложения Overheating / перегрев

Distribution of failures by CABLE Распределение отказов по узлам УЭЦН

Основные причины отказов УЭЦН: ● ● ● ● ● ● ●

Недостаточный приток – 17 отказов (29%); Солеотложения – 11 отказов (19%); Механические примеси – 4 отказа (7%); Повышенное газосодержание – 3 отказа (5%); Некачественные СПО – 2 отказа (3%); Некачественное выполнение техн. операций ЦДНГ – 4 отказа (7%); Некачественное выполнение техн. операций ТКРС – 1 отказ (2%).

67%

33%

Mechanic damage during trips / мехповреждение при СПО ● Fig. 2. Distribution of ESP failures by nodes and causes. ● Рис. 2. Распределение отказов УЭЦН по узлам и причинам.

Overheating / перегрев Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2013

УЭЦН

Probability of ESP components failure / Возможные отказавшие компоненты УЭЦН System / Система

Component / Компонент

ESP configuration / Компоновка УЭЦН

ESP cable / Кабель УЭЦН

Sub-component / Подкомпоненты • The main power cable • Extension cable • Packer penetrator • Pigtail cable

• End coupler adapter • Joints • Wellhead penetrator • Unknown sub-component

• Основной силовой кабель • Кабельный удлинитель • Пакерный пенетратор • Часть кабельного ввода (pigtail)

• Адаптер концевой муфты • Места сращения • Устьевой пенетратор • Неизвестный подкомпонент

• Base • Coupling • Filter • Head • Shaft ESP motor / Двигатель УЭЦН • Основание • Муфта • Фильтр • Головка • Вал • Cogwheels • Shaft • Housing • Coupling • Spring rings ESP pump / Насос УЭЦН • Колеса • Вал • Корпус • Муфта • Пружинные кольца • Base • Cogwheels • Shaft ESP input module (gas • Coupling separator, dispersant) / • Head • Housing Входной модуль • Основание УЭЦН (газосепаратор, • Колеса диспергатор) • Вал • Муфта • Головка • Корпус • Hydroseal gate • Face seals • O-rings • Relief valves ESP Hydroprotection / • Unknown sub-component Гидрозащита УЭЦН • Гидрозатворная камера • Торцевые уплотнения • Уплотнительные кольца • Перепускные клапаны • Неизвестный подкомпонент • Downhole sensors Other • Внутрискважинные датчики

• Oil • O-rings • Rotor bearing • Unknown sub-component • Oil circulation system • Масло • Уплотнительные кольца • Подшипник ротора • Неизвестный подкомпонент • Система циркуляции масла • Base/input • Head/delta • Intake grid • Retaining rings • Spline • Основание/ввод • Головка/выкид • Приемная сетка • Стопорные кольца • Шпонка • Fluid supply section • Shaft bearings • Guide vanes • Holes/inlet screen • Holes/outlet screen • Unknown sub-component • Секция подачи жидкости • Опорные подшипники вала • Направляющие аппараты • Отверстия/входная сетка • Отверстия/выходная сетка • Неизвестный подкомпонент • Membrane • Base • Block bearings • Head • Spline • Диафрагма • Основание • Узел пяты • Головка • Шпонка • Casing • Кожух

• Stator • Block bearings • Rotor • Housing • Spline • Статор • Узел пяты • Ротор • Корпус • Шпонка • O-rings • Guide vanes • Shaft bearing • Unknown component • Уплотнительные кольца • Направляющие аппараты • Опорные подшипники вала • Неизвестный компонент • Retaining rings • O-rings • Spring rings • Radial bearings • Separation section/rotor • Spline • Стопорные кольца • Уплотнительные кольца • Пружинные кольца • Радиальные подшипники • Секция сепарации/ротор • Шпонка • Oil • Housing • Coupling • Shaft • Масло • Корпус • Муфта • Вал

● Table 1 ● Табл. 1

work are assessed at each stage, therefore, design review is always based on up-to-date information. Analysis of the nature of failures is a procedure of preliminary assessment of the product for determining the gaps that may hinder the safe operation or impede with reliability control. The procedure for analyzing the nature of failures starts at the level of failure-prone components (Table 1). Then the system-wide consequences of failure are traced. All component failures that may be critical for the product are identified and, if possible, get eliminated or controlled. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

для определения недостатков, которые могут помешать безопасной работе или затруднить обеспечение надежности. Процедура анализа характера отказов начинается на уровне элементов (табл. 1), которые могут отказать. Затем прослеживаются последствия отказа до уровня системы в целом. Идентифицируются все отказы элементов, способные вызвать критические последствия для установки. По возможности, они устраняются или контролируются. to be continued... продолжение в следующем номере

ЕЖЕГОДНЫЕ АПРЕЛЬСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ В МОСКВЕ 15 - 18 апреля, ИнтерКонтиненталь Москва Тверская При поддержке Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

Спонсоры:

Успешное планирование и реализация проектов для гарантированного успеха Информация о статусе важнейших текущих проектов в России и СНГ Основные планируемые проекты перерабатывающей промышленности России и СНГ Специфические задачи, стоящие перед регионом, и варианты их решения Точки зрения основных сторон, вовлеченных в реализацию проекта Аналитический обзор и практические советы от ведущих консультантов Открытые дискуссии с ключевыми партнерами, вовлеченными в крупнейшие проекты компаний: ЛУКОЙЛ, ГАЗПРОМ НЕФТЬ, РОСНЕФТЬ, БАШНЕФТЬ, СИБУР, SOCAR, TНK-BP, ТАТНЕФТЬ

Компании, подтвердившие свое участие: AXENS UOP CRITERION FOSTER WHEELER WOOD MACKENZIE CHEVRON LUMMUS GLOBAL BECHTEL EXXONMOBIL R&E DUPONT CLEAN TECHNOLOGIES LE GAZ INTEGRAL INTERCAT AIR PRODUCTS

Единственное мероприятие по переработке нефтяных остатков в России и странах СНГ Практические примеры и последние разработки от ведущих лицензиаров Термические процессы – УЗК, Flexicoking и др. Последние достижения в области специального оборудования для термических процессов Новейшие разработки в области гидропроцессов от AXENS, UOP, CLG, CRITERION Газификация, очистка и извлечение Новейшие разработки в сфере катализаторов, инструментов для осуществления контроля и научные исследования в области переработки нефтяных остатков Обзор основных проектов в области нефтяных остатков в России и СНГ

Зарегистрируйтесь до 15.03.2013 на www.europetro.com и сэкономьте £300 + 7 495 517 7709 moscow@europetro.com

RESERVOIR UNDERSTANDING

Reservoirs once labeled too hot are now hot properties.

New extreme and ultra HP/HT tools are opening up previously unmanageable operating environments. Today, the energy we need is increasingly found in hard-to-drill areas. But new HP/HT MWD and LWD capabilities allow operators to tackle these previously inaccessible reservoirs with conﬁdence. With the ability to handle hotter projects than anyone in the business, Halliburton is helping hit targets and map ﬁelds anywhere in the world for superior economics—from North Louisiana to the North Sea. What’s your ultra-HP/HT challenge? For information and solutions go to halliburton.com/LWD

Solving challenges.™