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

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

RСS Corrosion Monitoring

2013 JUNE ИЮНЬ

p. / стр. 10 Tech Trends Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

Invest Today to Insure Pipeline Integrity Tomorrow p. / стр. 90

Мониторинг коррозии RCS Инвестиции сегодня – целостность трубопроводов завтра

DON’T FORGET TO VISIT US AT STAND A101 (Pav.1) AT MIOGE2013 НЕ ЗАБУДЬТЕ ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД A101 (ПАВИЛЬОН №1) НА МИОГЕ2013

13 20 GE

Check Out “The Blue Fish” in Downtown Houston for Sushi and Tell the Owner “Privet” from OGE!

RG IO FO US AT M ТЬ №1) N’T SIT 1) ЕТИ ОН DO VI av. ОС ЛЬ TO 01 (P ТЕ П АВИ 3 A1 ДЬ 1 (П 01 D # БУ 10 GE 2 AN ЗА A ST НЕ НД MIO Е AT СТ НА Ш НА

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Посетите суши-бар The Blue Fish в центре тре Хьюстона и передайте владельцу привет ет от НГЕ! Pat Davis Szymczak

Добро пожаловать на московскую овскую выставку MIOGE 2013!

Пэт Дэвис Шимчак

Welcome to MIOGE 2013!

ut before we start talking oil and gas, I’d like to talk a bit about fish, specifically sushi. If you haven’t noticed, Muscovites are crazy about sushi. Sometimes it seems that sushi restaurants in Moscow are as numerous as Mexican restaurants in Houston. And as any expat knows, your Muscovite friends under the age of 40 are most likely to suggest sushi if you meet them for dinner. So it didn’t surprise me when I met a friend from Moscow, now resident in Houston, for lunch during the OTC last month, and she suggested The Blue Fish Sushi at 550 Texas Ave., in the downtown theater district. I was surprised though when the owner greeted my friend in Russian (his English has a perfect Texas accent) and she said to me, “Pat, meet Vyacheslav.” Well, Vyacheslav Fish (yes, the surname is correct) is from Minsk. My point? Vyacheslav’s Japanese fusion kitchen prepares the best sushi I’ve ever eaten. So if you’re Russian and you travel to Houston, try The Blue Fish Sushi (WARNING: there are other sushi restaurants in Houston with “blue fish” in the name. “The” Blue Fish that I’m talking about is downtown, across from the Alley Theater. I repeat: 550 Texas Ave. You can walk there from almost any downtown hotel.) Ask for Vyacheslav, tell him you read this at MIOGE in Oil&Gas Eurasia. There is even free valet parking at the door. And you expats and Houstonians, who are reading this, show your Russian business partners you are savvy about Moscow culinary culture. Take them to The Blue Fish. Do you know that the Russian consulate estimates that 70,000 Russians live in Houston? I guess that includes Russian speakers from other ex-Soviet states. But 70,000 is twice the number of Americans estimated to have been living in Moscow at the peak of the expat invasion in the mid-1990s. The attraction to Houston of course is NASA and oil and gas. So let’s get back to oil and gas and MIOGE 2013. Over the years, Oil&Gas Eurasia has established itself as an effective marketing partner for companies wanting to make an impression at the show. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

о прежде чем перейти к «нефтегазовой» теме, я бы хотела стности о суши поговорить о рыбе – в частности, суши. Вы никогда не замечали, что москвичи просто сходят с ума по суши? Иногда кажется, что в Москве суши-баров так же много, как мексиканских ресторанов в Хьюстоне. И каждый иностранец знает, что его московские друзья моложе 40 при встрече, скорее всего, предложат поужинать именно в суши-ресторане. Поэтому меня не очень удивило то, что, встретив во время ОТС одну свою знакомую – бывшую москвичку, ныне живущую в Хьюстоне, – я тут же была приглашена в ресторан Blue Fish Sushi на Техас Авеню, 550 – недалеко от театра в центре города. Время удивляться пришло, когда владелец ресторана поприветствовал нас по-русски (по-английски он говорит с безупречным техасским акцентом), и моя знакомая представила нас друг другу: «Пэт, познакомься с Вячеславом». Вячеслав Фиш (его фамилия пишется и произносится именно так), как оказалось, раньше жил в Минске. Почему я об этом рассказываю? В японском ресторане Вячеслава готовят разные блюда и самые лучшие суши, которые я когда-либо пробовала. Поэтому если вы – россиянин, оказавшийся в Хьюстоне, обязательно сходите в ресторан Blue Fish Sushi (БУДЬТЕ ВНИМАТЕЛЬНЫ – в Хьюстоне есть другие рестораны, где готовят суши, в названии которых упоминается «blue fish». Ресторан, о котором я говорю, находится в центре города, напротив Alley Theater. Повторяю адрес: 550 Texas Ave. – от большинства гостиниц, расположенных в центре, туда можно дойти пешком.) Найдите Вячеслава и скажите, что узнали о нем из журнала «Нефть и газ Евразия». У входа в его ресторан есть даже бесплатная парковка с доставкой машины в назначенное место. Обращаюсь также к экспатриантам и жителям Хьюстона, прочитавшим эту статью, – вы можете продемонстрировать российским партнерам хорошее знание московских «кулинарных традиций», сводив их в Blue Fish. А известно ли вам, что, по оценкам российского консульства, в Хьюстоне проживает около 70 тыс. россиян? Мне кажется, что под «россиянами» подразумеваются также и граждане бывших советских республик. Но, как бы то ни было, эта цифра вдвое превышает количество американцев, живших в Москве в середине 1990-х годов – в период «иностранного бума». Что касается Хьюстона, большинство приезжает в этот город прежде всего из-за НАСА, нефти и газа. Поэтому возвращаемся к «нефтегазовой» теме и выставке «Нефтегаз» MIOGE 2013. Вот уже несколько лет журнал «Нефть и газ Евразия», в качестве маркетинг-партнера, успешно сотрудни-

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА Our “Red Army” in the OGE branded tee-shirts pass out 6,000 bonus copies during the event, offering MIOGE advertisers their best value for money. Our “ M a r ke t i n g Solutions” group manages marketing activity on client stands. Lufkin Industries, for example, will be repeating for the third straight year it’s “Tech Talk” presentations (Stand No. B126, Pavillion 2, Hall 1). You can catch a presentation there on “New Trends in Artificial Lift” on Tuesday at 3 p.m. and on Wednesday and Thursday at 11 a.m. If “Automation and Well Optimization” is your thing, Lufkin’s technical engineers have a super presentation on Wednesday and Thursday at 2 p.m. What does OGE have to do with this? We do all the pre-marketing across digital and print platforms to get the audience there, including a “lead capture” program to assist our client’s sales team. We also organize client appreciation parties on the stand. Over three years, relationships started as a result of this activity have positively influenced our clients’ business growth in Russia. This year you will notice our logo on the MIOGE Daily News newspaper. After successfully producing such publications for the SPE/ REED Exhibition shows each October, ITE in Moscow asked us to take on MIOGE. If you have any comments on the MIOGE Daily News, visit the Oil&Gas Eurasia stand in Pavilion 1 (Stand No. A101). Ask for Dave Kondris, Daily News Editor and OGE’s Digital Products guru. Dave will be tweeting “all the news that’s fit to tweet” during the show so if you want something on our twitter feed, tell him. Lastly, there is me. You won’t find me this year on the OGE stand; you’ll find me at The Oconto Group in Pavillion 2, Hall 1, Stand No. B128. The Oconto Group is a new company within the Oil&Gas Eurasia family that offers market entry services for the Russian market. It is a boutique consultancy offering on-the-ground assistance to oilfield service, supply and engineering services companies who find Russia’s market a bit daunting. We can develop a market entry strategy that suits you needs. This might include partner search, structuring and formation of Russian legal entities, patent or intellectual property registration, due diligence. Though The Oconto Group is not a law firm, after 18 years in Russia, we know who is who and what is what on the ground. And the problems smaller companies encounter often fall outside the corporate law firms’ “one size fits all” approach. You need specific experience to solve specific questions and if you don’t speak Russian and have trusted Russian contacts, the Russian market can be off-putting. The Oconto Group can also do market research, product and brand positioning and marketing programs. If the campaign needed involves advertising, we can do media planning in niche Russian engineering media. We also do PR and client event management. So visit us this year at MIOGE. If you want to contact me direct, email me at pat@ocontogroup.com. And have a successful and profitable MIOGE 2013.

#6 June 2013

чал с компаниями, желающими произвести нужное впечатление на выставке. В ходе выставки наша «Красная армия» (группа молодых людей в алых футболках с логотипом НГЕ) распространяет 6 тыс. бонусных экземпляров, предлагая рекламодателям MIOGE выгодное вложение средств. Группа «Маркетинговые решения» руководит маркетинговой деятельностью на стендах клиентов. Так, например, компания Lufkin Industries уже третий год подряд представляет «Технические дискуссии» (Стенд № B126, Павильон 2, Зал 1). Вы можете посетить презентацию «Новые направления в механизированной эксплуатации скважин» во вторник, в 15:00, а также в среду и четверг в 11:00. Если вас интересует тема «Автоматизация и оптимизация работы скважин», специалисты компании Lufkin проведут суперпрезентации в среду и четверг, в 14:00. Какое отношение ко всему этому имеет НГЕ? Мы проводим предварительный маркетинг, используя цифровые и печатные платформы, с целью привлечь аудиторию. Кроме того, мы помогаем группам сбыта наших клиентов, используя необходимую контактную информацию, и устраиваем на стенде приемы в честь клиентов. За три года эта деятельность принесла свои плоды, и сложившиеся отношения способствовали успешному развитию бизнеса наших клиентов в России. В этом году вы сможете увидеть наш логотип в ежедневной газете выставки MIOGE Daily News. После успеха аналогичных публикаций на ежегодных октябрьских выставках SPE/REED, группа ITE в Москве предложила нам взяться за выставку MIOGE. Если у вас есть замечания и/или предложения по MIOGE Daily News, приходите к стенду «Нефть и газ Евразия» в Павильоне 1 (Стенд № A101) и спросите Дэйва Кондриса, редактора Daily News и ведущего специалиста по цифровой продукции НГЕ. Во время выставки Дэйв будет размещать самые интересные новости в Твиттере, и если вы захотите рассказать о чем-то на нашей странице Твиттера, обращайтесь к нему. Что касается меня, в этом году на стенде НГЕ вы меня не найдете. Я буду присутствовать на стенде Oconto Group (Павильон 2, Зал 1, Стенд № B128. Oconto Group – это новая компания, которая входит в состав Oil&Gas Eurasia и предлагает услуги по выходу на российский рынок. Это профильная консалтинговая компания, предоставляющая содействие на местах нефтепромысловым сервисным, снабженческим и инженерным компаниям, которых зачастую пугает российский рынок. Мы можем разработать подходящую для вас стратегию выхода на рынок. Эта работа включает в себя поиск партнеров, разработку структуры и образование российских юридических субъектов, регистрацию патентов или интеллектуальной собственности, а также комплексную проверку деятельности. Хотя Oconto Group не является юридической фирмой, после 18 лет работы в России мы знакомы с местной спецификой, а проблемы, с которыми сталкиваются небольшие компании, часто «не вписываются» в стандартные схемы, предлагаемые крупными юридическими компаниями, привыкшими работать с определенным типом клиентов. Для решения конкретных вопросов вам необходим конкретный опыт, и если вы не говорите по-русски и у вас нет надежных контактов в этой стране, российский рынок может вас отпугнуть. Компания Oconto Group может также проводить маркетинговые исследования, позиционирование продуктов и брендов, маркетинговые программы. Если данная кампания подразумевает рекламную работу, Oconto Group может подготовить план использования рекламных средств в секторе инженерной информации. Мы также осуществляем руководство представительской деятельностью и мероприятиями клиентов. Итак, приглашаю вас посетить наши стенды на нынешней MIOGE. Если хотите связаться со мной напрямую, пишите по адресу pat@ocontogroup.com. Желаю успеха и плодотворной работы на MIOGE 2013! Oil&GasEURASIA

TheOcontoGroup Market Entry Solutions for Russia

• Market Entry Consulting for Oilfield Service & Supply

• Market Research HOW ARE YOU REACHING RUSSIA?

• Product & Brand Positioning

• Partner Search • Structuring & Formation of Russian Legal Entities

• Due Diligence

A DYNAMIC MARKET THAT DEMANDS THE LATEST TECHNOLOGY

• Partner of REXA Export (UK), Exclusive Agent in Russia for Drill Master, Inc. U.S. manufactured PDC drill bits

Pav. 2, Hall 1 B128

WE CAN PUT YOU IN THE PICTURE

Put Our 20 Years Experience in Russia to Work for You! www.ocontogroup.com An Moscow Tel: +7 495 518 4441

Company Houston Tel: +1 832 369 7516

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Check Out “The Blue Fish” in Downtown Houston for Sushi and Tell the Owner “Privet” from OGE! Посетите суши-бар «The Blue Fish» в центре Хьюстона и передайте владельцу привет от НГЕ!

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 10

STATISTICS | СТАТИСТИКА 20

UNCONVENTIONAL OIL | НЕТРАДИЦИОННАЯ НЕФТЬ 22

Bazhenov-Abalak Oil Targeted! Shell Joins Gazprom Neft to Extract Unconventional Oil at Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug

Бажено-абалакский горизонт Shell присоединяется к «Газпром нефти» для разработки нетрадиционных запасов в ХМАО

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

GEOLOGY | ГЕОЛОГИЯ

Geology and Oil and Gas Potential in the Kirinsky Block Offshore from Sakhalin Island

Геологическое строение и нефтегазоносность

Киринского блока шельфа о. Сахалин MARKETS | РЫНКИ

New Standard of Measuring Diversification and Security in Energy Markets (Part 3) Новый подход к индексному анализу диверсификации рынков и энергетической безопасности (Часть 3)

PETROCHEMISTRY | НЕФТЕХИМИЯ

SIBUR Technology Center Adds Innovations to Company Portfolio

Центр «СИБУР Технологии»:

Инновации – в портфель LNG | СПГ

Russian Role in Global LNG to Grow With Lift of Export Restrictions В шаге от мирового рынка СПГ

CORROSION STUDIES | ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИИ

Methodological Approach to Estimation of the Degree of Corrosion Hazard in the Main Oil Pipeline Sections Based on Smart Pigging Data

Методический подход

к оценке степени коррозионной опасности участков магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики

Oil&GasEURASIA

9 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

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

технических задач, встающих перед нашими заказчиками. Мы знаем потребности своих заказчиков изнутри, и поэтому предлагаем максимально эффективные

7 ТРАНСПОРТИРОВКА/ХРАНЕНИЕ

решения, позволяющие быстро достигнуть результата. Понимание особенностей работы на больших глубинах, при высоких температурах и давлении в сочетании

8 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА/НЕФТЕХИМИЯ/СПГ

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 КАМЕРОН БУДЕТ ПРИНИМАТЬ УЧАСТИЕ В ВЫСТАВКЕ MIOGE 2013 В МОСКВЕ посетите наш стенд No. C 324 AD00715CAM

К СОВЕРШЕНСТВУ — ВМЕСТЕ!™

9 ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

№6 June 2012

SIMULATION | МОДЕЛИРОВАНИЕ

In Plain Words, Complex Things Effective Solutions of Rock Flow Dynamics for Planning Field Development 78

Просто о сложном Эффективные решения Rock Flow Dynamics для планирования разработки в условиях промысла SERVICE | CЕРВИС

LUKOIL and Weatherford Performed Casing Running Operations at Yuri Korchagin Field in Record-Breaking Time

«ЛУКОЙЛ» и Weatherford в рекордные сроки выполнили операции по спуску обсадных колонн на месторождении имени Юрия Корчагина РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION INCLINOMETERS | ИНКЛИНОМЕТРЫ

Continuous Well Directional Survey Непрерывная инклинометрия скважин

CORROSION MONITORING | МОНИТОРИНГ КОРРОЗИИ

RCS Corrosion Monitoring: Invest Today to Insure Pipeline Integrity Tomorrow Мониторинг коррозии RCS: Инвестиции сегодня – целостность трубопроводов завтра

DIAGNOSTICS | ДИАГНОСТИКА

Energodiagnostika – 10 Years on the Market of Expert Diagnostic Services ООО «Энергодиагностика» – 10 лет на рынке экспертно-диагностических услуг

HEAT TRACING | ЭЛЕКТРООБОГРЕВ

Продолжающиеся инновации электрообогрева 3-го поколения от компании Heat Trace

GAS TREATMENT | ПОДГОТОВКА ГАЗА

GRASYS – Membrane-Based Treatment Units for Natural and Associated Gas, Integrated Solutions Мембранные установки подготовки природного и попутного нефтяного газа, комплексные решения НПК «Грасис»

CASING | ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

Aluminum Casing for Hydrogen Sulfide-Rich Environments Алюминиевые обсадные трубы для работы в средах с повышенным содержанием сероводорода

100

DRILL BITS | БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Hob-bit: a Little Body Often Harbors a Great Soul BurService Brings to Market a Unique Five-Blade Small-Diameter Drill Bits

Hob-bit: мал золотник, да дорог

106

Бурсервис выводит на рынок уникальную конструкцию пятилопастных долот малого диаметра. TANKS | РЕЗЕРВУАРЫ

Neftetank: Beneficial Partnership «Нефтетанк»: выгодное партнерство

108

Oil&GasEURASIA

НАША ЖИЗНЬ — СИЛОВЫЕ ВЕРХНИЕ ПРИВОДЫ Это означает, что Вы можете положиться на GDS International во всем! Ремонт и повторная сертификация бывших в употреблении силовых верхних приводов, обслуживание и компоновка новых систем – в этой области мы умеем делать все! Наша компания предлагает линейку силовых верхних приводов GDM (Global Drilling Machine), которые обеспечивают высокую скорость и большой крутящий момент при бурении скважин. GDS International имеет самые обширные в отрасли знания и опыт специализированных технических решений по ремонту и обслуживанию большого спектра наиболее широко используемых моделей верхних приводов. Такого качества обслуживания и поддержки силовых верхних приводов Вы не найдете больше нигде. Всегда и везде Вы можете положиться на специалистов GDS International, для которых силовые верхние приводы – это жизнь! Силовые верхние приводы. Круглосуточно. GlobalDrillingSupport.ru +7 919 958 7317 info@GlobalDrillingSupport.com TOP DRIVES, 24/7 ™

Houston 9841 Windmill Park Ln Houston, Texas 77064 +1-713-623-1449

Dubai JAFZA Views, LB18 1205 Dubai, UAE +971 4 8895500

API Spec 8C-0161

Canada Bay #2 - 2316-27 Avenue NE Calgary, AB Canada T2E 7A7 +1-403-250-9958

#6 June 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «Промхимсфера» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Cover

«Уралмаш» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

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

«Транскор-К». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

Fidmash . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Backer Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover

Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Ingenix Group . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Insert / Вкладка «Пакер Сервис». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Insert / Вкладка Oconto Group . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Cameron . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 GDS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 Heat Trace. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Saturn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 «Бурсервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 INGEOSERVICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

«Газпром-бурение» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

«ВМЗ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

VAM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

KCA Deutag. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

NOV Rigs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

«БКО». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

«Буринтех» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21, 29, 33

«Промтехинвест» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

«Трансойл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

ПАЛЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

«Новомет-Сервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

RS Components . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Sercel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Honeywell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 «Газпром Нефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

«Техногарант» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

«Уралтрубмаш» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

«Газпром-бурение» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

«Энергодиагностика» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

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 Promhimsfera TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

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

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ «Промхимсфера» ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Olesya Bobkova subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Олеся Бобкова subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

www.oilandgaseurasia.com

«Леотек» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

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: 15,000 © 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: 15 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

3-е ПОКОЛЕНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА! «Heat Trace» предлагает решения системы электрообогрева «под ключ», включая проектирование, производство, монтаж и пуско-наладку. «Heat Trace» – это безопасный обогрев для взрывоопасных зон!

«Heat Trace» производит самый широкий спектр саморегулирующихся кабелей. Мы занимаемся промышленным обогревом более 35 лет, производя нашу продукцию по высоким стандартам на территории Великобритании! Наши последние достижения вне конкуренции…

ВНЕ КОНКУРЕНЦИИ!

•

Ко Конструктивно онсструукттив вно б безопасезо опассны ные ые ссаморегулирующиеся ам морегуули ирую ющие еся ка кабели абели 3-го поколения

•

Пр рим мен нен ние е каб беле ей во о Применение кабелей вз взрывоопасных зры ыво ооп пас сных ззонах она ах в уусловиях сл лов вия ях к крайнего рай йнего о Се Севера еве ера а с ми минимальной иним мальн ной те емпер ратурой -65°C и температурой ниже (с (сертификаты сер рти ифик каты ы ГО ГОСТ ОСТ Р / FM MA Approval) ppro oval)

•

Гар арантия ран нти ия на п продукцию род дукц цию ю до 5л лет, етт, р расчетная ассче етная я слу служба ужба эк эксплуатации кспл луа ата аци ии 20 0 лет ти бо более олее

До Д о+ +425°C 425°C

До +300°C

Саморегулирующиеся кабели FSM, FSLe, FSR, FSP, FSE, FSS, FSU, AFS

До +425°C

Идеальная замена высокотемпературного кабеля с минизоляцией (МIK) - это параллельный кабель АНТ, нарезаемый произвольными длинами при монтаже

Москва OOO «Хит Трейс СНГ» «Heat Trace CIS» Ltd. 105523, Москва, Щелковское шоссе, д. 100, офис 2022

www.heat-trace.com

Tел./Факс +7 (495) 211-01-50 moscow@heat-trace.de

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Компания Aker Arctic выводит на рынок мощный accиметричный ледокол

With construction underway on the first ever Oblique Icebreaker, research specialist Aker Arctic Technology has unveiled a new version of the unique vessel type that will bring ice management and pollution control in thick first year ice to a new level.

Со строительством первого в мире ассиметричного ледохода компания Aker Arctic Technology, специализирующаяся на научных исследованиях, представила новую модификацию уникального судна, которое сможет вывести на новый уровень контроль ледовой обстановки и борьбу с загрязнением окружающей среды в мощном однолетнем льду. Первое судно ARC 100 должно быть поставлено Министерству транспорта России в начале 2014 года, после совместных работ по строительству, осуществляющихся на Калининградской верфи ОАО «Янтарь» и верфи компании Arctech в Хельсинки. Строящееся новое судно представляет прорыв в концептуальном проекте конструкции с тремя подруливающими устройствами, что обеспечит новые возможности при операциях в терминалах, контроле ледовой обстановки и борьбе с разливами нефти в замерзающих морях. Появление 76-метрового судна с наклонным ледокольным действием ознаменует переломный момент в круглогодичной ликвидации разливов нефти. Кроме того, один ледокол асимметричной формы может прорезать каналы во льдах такой ширины для следующих за ним грузовых кораблей, как два таких же ледокола обычного типа, идущих борт о борт. Компания Aker Arctic разработала версию повышенной мощности ARC 100 HD на основе первоначальной конструкции – судно длиной 98 м и 26 м шириной. Судно будет использовать 24 тыс. кВт мощности двигателя и 19,5 тыс. кВт тяговой мощности, что даст 190 т тягового усилия при работе на швартовах в открытой воде. Это в 2,5 раза превышает тяговое усилие, обеспечиваемое моделью ARC 100. Так как предполагается, что Российским морским регистром судоходства судно будет классифицировано как ледоход класса 7, его конструкция подтверждена обширными модельными испытаниями на верфи компании Aker Arctic в Хельсинки. Испытания показали, что модель ARC 100 HD сможет пробиваться через льды толщиной 1,5 м, двигаясь вперед и задним ходом со скоростью 5 узлов (2 узла при движении через 2-метровый слой льда). При наклонном движении, он сможет прорезать канал шириной 50 м в слое льда толщиной 1,5 м. В разбитом льде его вертикальная сторона будет толкать куски льда, а наклонная сторона будет разбивать скопления плавучего льда. Наряду с увеличенными размерами, мощностью и маневренностью, модель ARC 100 HD обладает дополнительными функциональными возможностями для контроля ледовой обстановки и ликвидации разливов нефти. Благодаря функции динамического позиционирования, судно может «вертеться на месте» для расширения каналов. Эта функция поможет и при изменении направления ледового поля, позволяя разрезать лед вдоль грузового судна, подвергающегося воздействию неблагоприятных ледовых потоков. Компания Aker Arctic предусматривает также специальные возможности по сбору нефти. Как и в конструкции модели

● The new ARC 100 HD design from Aker Arctic Technology.

● Конструкция новой модели судна ARC 100 HD, разработанная компанией Aker Arctic Technology. The first ARC 100 is due delivery to the Russian Ministry of Transport in early 2014, after a collaborative build involving Kaliningrad’s OJSC Yantar and Helsinki’s Arctech yards. The resulting newbuilding is a breakthrough in asymmetric threethruster conceptual design, which will bring new capability in terminal operations, ice management and oil spill response in freezing seas. The 76-meter long vessel, with her oblique ice-breaking action is a game changer in year-round oil spill response. Additionally, a single Oblique Icebreaker cuts channels through ice for cargo ships to follow as wide as two equivalent conventional icebreakers moving ahead side by side. Aker Arctic has followed up with a “Heavy Duty” ARC 100 HD version of the design – a 98-meter long and 26-meter across the beam vessel. The vessel will draw on 24,000 kW of engine power and 19,500 kW of propulsion power to offer 190 tons of bollard pull in open water. This is 2.5 times higher than the pull offered by the ARC 100. Planned to be classed by the Russian Maritime Register of Shipping as an Icebreaker 7, the design is based on extensive model tests at Aker Arctic, Helsinki. Tests demonstrated that the ARC 100 HD will be able to break through 1.5-meter thick ice when moving ahead and astern at 5 knots (2 knots through 2-meter thick ice). In the oblique mode, it will be able to cut a 50-meter wide channel through 1.5-meter thick ice. In broken ice, its vertical side will push ice pieces and its inclined side break ice floats. As well as increased size, power and manoeuvrability, the ARC 100 HD adds new ice management and oil spill response functionality. Its dynamic positioning capability will mean it can “spin on the spot” to widen channels. It will also be able to assist

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

SOURCE / ИСТОЧНИК: AKER ARCTIC

Aker Arctic Brings Heavy Duty Oblique Ice Breaker to Market

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

The MIRRICO Group Unveils New Superior Solutions for Drilling Problems Elimination MIRRICO Group research center developed a range of Algypo™ drilling fluids that offer more effective solutions to drilling-related problems via prevention of landslides, bridgeovers, hydrations and supporting the high-quality tailing-ins. The Algypo™ drilling fluid is an intelligent inhibiting system containing gypsum and calcium hydroxide (lime) as carriers of calcium cations. Such systems can be used for penetrating sections with volumetric swells, hydrated clays or argillites prone to landslide and bridgeovers, and for tailing into mudded productive formations. Calcium cations reduce hydration of clay minerals while lime lowers the activity of drilled solids by adsorbing to it. The resulting metal hydroxides are adsorbed on the drilled solids, preventing their migration into the drilling mud. Getting into the cracks and pores, metal hydroxides clog them, decreasing absorbency of the formation and reinforcing layers of the wellbore walls. Inhibition process is boosted by calcium cations and calcium molecules – they block the hexagonal structure of clay minerals, reducing the hydration. The Algypo™ drilling fluid also good for high-quality initial drilling through tight clastic, carbonate and mixed deposits of the productive horizon. Ensuring low dispersity, good inhibition and rock clogging properties, Algypo™ also preserves the quality of the deposit, protects bottom-hole zone of the reservoir from contamination while providing good lubricity, retaining and removing properties, is biodegradable and environmentally safe. High values of electric resistivity ensure precise interpretation of the well log data. Efficiency of the Algypo™ drilling fluid system has been successfully proved in pilot tests on Bashneft- and Tatneft-run fields. Despite the difficult well geology due to the required underreaming of no-return zones, the downhole was completed on time and without major complications. Currently, MIRRICO Group research center together with the experts of drilling muds and well casing lab (Oil and Gas Department of the Irkutsk State Technical University) have developed and successfully tested clayless drilling fluid systems Algypo™_BBR-M and Algypo™_BBR-PP. After evaluating the lab tests, the scientists recommended Algypo™_BBR-M saline clayless drilling fluid system for test drilling in salt segments of Irkutsk regional fields, and Algypo™_BBR-PP low-saline reduced density product – for tailing into the subsalt oil horizons. Algypo™, the unique product of the MIRRICO Group, patent is pending. The company also got registration certificate on inhibiting additive for Algypo DS103 drilling mud, a compound of the drilling fluid system.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

#6 June 2013

Группа компаний «Миррико» представила инновационную технологию для решения осложнений при бурении Научно-исследовательским центром Группы Компаний «Миррико» разработана серия буровых растворов Algypo™, позволяющих эффективно решать технологические задачи в процессе бурения – предотвращение осыпей и обвалов, поглощений, а также обеспечение качественного вскрытия продуктивного пласта. Буровой раствор Algypo™ относится к группе саморегулирующихся ингибирующих систем, содержащих в качестве носителей катионов кальция гипс и гидроокись кальция (известь). Такие системы могут применяться при бурении разрезов, содержащих набухающие, гидратированные глины и аргиллиты, склонные к осыпям и обвалам, а также при вскрытии глинизированных продуктивных пластов. Катионы кальция призваны уменьшить гидратацию глинистых минералов, а известь, адсорбируясь на частицах выбуренной породы, снижает ее активность. Образующаяся в растворе гидроокись металлов, адсорбируясь на выбуренной породе, препятствует ее переходу в буровой раствор. Попадая в трещины и поры, гидроокиси металлов закупоривают их, снижая поглощающую способность пластов и укрепляя стенки скважины. Дополнительный ингибирующий эффект достигается вследствие блокирования катионами калия и кальция, гексагональной структуры глинистых минералов и снижения их гидратации. Буровой раствор Algypo™ также предназначен для качественного первичного вскрытия низкопроницаемых терригенных, карбонатных и смешанных коллекторов продуктивного горизонта. Помимо низкой диспергирующей способности, ингибирующих и укрепляющих горную породу свойств, Algypo™ сохраняет коллекторские свойства продуктивных нефтяных пластов, защищает призабойную зону продуктивного пласта от загрязнения, имеет хорошие смазывающие, удерживающие и выносящие свойства, биоразлагаем и экологически безопасен. Высокие значения УЭС позволяют качественно интерпретировать результаты ГИС. Эффективность растворной системы Algypo™ успешно подтвердили опытно-промышленные испытания на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» и ОАО «Татнефть им. В.Д. Шашина». Несмотря на сложные горно-геологические условия строительства скважин, связанные с разбуриванием зон катастрофических поглощений, строительство скважины было завершено в установленные сроки и без существенных осложнений. В настоящее время научно-исследовательским центром Группы Компаний «Миррико», совместно с лабораторией буровых растворов и крепления скважин кафедры нефтегазового дела Иркутского государственного технического университета, разработаны и успешно проведены испытания безглинистых систем буровых растворов Algypo™_ББР-М и Algypo™_ББР-ПП. По результатам испытаний, система минерализованного безглинистого бурового раствора Algypo™_ББР-М рекомендована к проведению опытно-промышленных испытаний на месторождениях Иркутской области при бурении в интервалах залегания солей, а система слабоминерализованного безглинистого бурового раствора с пониженной плотностью Algypo™_ББР-ПП – для вскрытия подсолевых продуктивных нефтяных горизонтов. Algypo™ является уникальной разработкой ГК «Миррико» и находится в процессе патентования. Также на ингибирующую добавку для буровых растворов «Algypo» марки DS103, входящую в состав бурового раствора, получено свидетельство о регистрации.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

during ice field direction changes – effectively cutting ice alongside the cargo vessel exposed to unfavourable ice flows. Aker Arctic has incorporated specific oil recovery measures. As with the ARC100 design, instead of the vulnerable rubber arm sometimes seen in oil spill response operations, the ARC 100 HD’s vertical hull side itself will act as a sweep arm up to 60 meters across in heavy waves. The vessel will also feature a skimmer system, including a side door, effective in-built brush skimmers/collector tanks for oil separation, recovered oil transfer pumps, and a discharge pump.

Jason Launches New 3D Interpretation Software New product helps oil companies streamline workflows and optimize project economics CGG announced that Jason, a CGG company specializing in seismic reservoir characterization software and services, has added a powerful new product, 3D Interpretation, to its reservoir characterization software suite. The new software helps asset appraisal and development teams achieve a more thorough and complete picture of their subsurface reservoirs.

Reduced Cycle Time The 3D Interpretation application makes it easy for teams to build, refine and complete their structural, stratigraphic and rock property models without leaving the Jason suite. Interpreters can visualize all of their subsurface data including wells, horizons, faults, seismic and rock property volumes. Tight integration with Jason’s deterministic and geostatistical product suite streamlines customers’ quantitative interpretation (QI) efforts, letting them spend more time interpreting and less time moving data around. This promotes faster, smoother workflows and reduces operating costs.

High-Quality Results 3D Interpretation complements the quantitative analysis and risk reduction techniques clients have come to value from Jason. Interpreters are able to deliver more accurate and reliable results based on all available subsurface information. Within the Jason suite, QI teams can integrate structural, stratigraphic and rock property information into a detailed reservoir model, and then QC their results. This process helps asset teams reduce project risk by continuously improving the quality and reliability of their geologic models.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ARC100, вместо легко повреждаемого резинового рукава, который используется иногда для ликвидации аварийных разливов нефти, вертикальный борт судна ARC 100 HD сам действует как направляющий рычаг на расстоянии до 60 м при сильном волнении моря. У судна также будет предусмотрена система сбора разлива, в которую входит боковая дверца, встроенные устройства щеточного типа для сбора нефти/коллекторные емкости для отделения нефти, насосы для перекачки отделенной нефти и откачивающий насос.

Jason выпускает новое ПО 3D Interpretation Новый продукт поможет нефтяным компаниям рационализировать технологические процессы и оптимизировать экономическую эффективность проектов Компания CGG объявила, что Jason, подразделение CGG, специализирующаяся на программном обеспечении и услугам по сейсмическому описанию коллекторов, добавила новый мощный продукт, 3D Interpretation, к своему комплекту ПО для комплексного изучения залежей. Новый программный продукт помогает группам по оценке активов и разработке получать более глубокое и детальное представление о залежах.

Сокращение времени обработки данных Приложение 3D Interpretation облегчает работу групп по построению, усовершенствованию и завершению структурных, стратиграфических моделей и моделей горных пород в рамках одного программного комплекса Jason. Интерпретаторы могут визуализировать все глубинные данные, включая скважины, горизонты, сбросы, сейсмические и геологические разрезы. Тесная интеграция с детерминистским и геостатистическим комплексами Jason позволяет рационализировать усилия заказчиков по количественной интерпретации (КИ), давая им возможность больше времени заниматься интерпретацией и меньше времени тратить на перемещение данных. Это способствует более быстрой и стабильной реализации технологических процессов и сокращению эксплуатационных затрат.

Высококачественные результаты Комплекс 3D Interpretation дополняет методики количественного анализа и снижения риска, которые уже оценили клиенты компании Jason. Интерпретаторы получают возможность на основе всей имеющейся глубинной информации предоставлять более точные и надежные результаты. В рамках комплекса Jason, группы КИ смогут объединять структурную, стратиграфическую и геологическую информацию в детальную модель пласта-коллектора и затем проводить контроль качества полученных результатов. Этот процесс помогает группам по развитию активов сни-

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

#6 June 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ SOURCE / ИСТОЧНИК: JASON

● Visualize subsurface data including wells, horizons, faults, seismic and rock property volumes. ● Визуализация данных о геологическом разрезе, включая скважины, горизонты, сбросы, сейсмические и геологические разрезы.

жать риски проектов за счет непрерывного улучшения качества и надежности построенных геологических моделей.

Улучшение экономической эффективности проектов Высококачественный комплекс 3D Interpretation, в сочетании с исключительной технологией комплексного изучения залежей, помогает клиентам снижать риск при планировании разработки месторождений. Используя объединенный комплекс продуктов Jason, нефтяные компании получают возможность выбирать оптимальные точки для заложения скважин. В конечном счете, лучшее представление и прогнозирование происходящего в недрах позволяет клиентам максимизировать добычу при минимизации затрат.

Improved Project Economics High-quality 3D Interpretation, coupled with superior reservoir characterization technology, helps customers mitigate risk during field development planning. With the integrated suite of Jason products, oil companies are better able to select the best well locations. Ultimately, greater understanding and predictability of the subsurface helps customers maximize production while minimizing cost.

Защитные устройства компании Ergil, обеспечивают безопасность работ и чистоту окружающей среды

A flame arrester operates as a safety device, which prevents catastrophic incidents of injuries, loss of life and financial damage as a result of fire and explosions during transportation or storage of flammable gases. The elements and principles of a flame arrester’s design are the mesh passages, which prevent the transmission of flame in the pipe or vessel. A flame arrester also helps reducing the environmental impact of chemical process plants by eliminating chemical and combustive vapors emission. There are different types of flame arresters: In-line deflagration and detonation flame arresters and end-of-line flame arresters. ERGIL StorageTech™ Flame Arresters are designed to perform as an extinguishing barrier in the pipelines to absorb and dispel heat, while reducing fire temperature and the oxygen level in order to prevent combustion through its layers of metal ribbons shaped with crimped corrugations. S t o r a g e Te c h ™ Flame Arrester design series are available in sizes ranging from 1/2 inch up to 16 inches and manufactured from stainless steel or carbon steel with optional coatings suitable for a wide variety of applications. ERGIL’s advanced technology and quality system serve to the oil and gas and petrochemical industries all over the world. Complied with ATEX and the latest ISO EN standards ERGIL ● The photo shows an in-line continuously invest in deflegration flame arrester.

● Линейный пламегаситель для горения без детонации.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

SOURCE / ИСТОЧНИК: ERGIL

Ergil Protection Ensure Safe Operations And Clean Environment

Пламегаситель, действующий как предохранительное устройство, позволяет избежать аварийных ситуаций, связанных со взрывами при транспортировке и хранении горючих газов, следствием которых могут быть травмы, человеческие жертвы и материальный ущерб. Конструктивные принципы пламегасителей предусматривают использование сетчатых каналов, которые предотвращают распространение пламени в трубе или емкости. Пламегаситель помогает также уменьшить воздействие химических заводов на окружающую среду, предотвращая выбросы химических веществ и взрывоопасных паров. Существуют различные типы пламегасителей: линейные пламегасители для горения без детонации и с детонацией, а также пламегасители в конце линии. Пламегасители компании ERGIL StorageTech™ разработаны, как гасящие пламя барьеры в трубопроводах для поглощения и рассеивания тепла при снижении температуры горения и уровня содержания кислорода, с целью предотвращения прогорания через слои гофрированных металлических ленточек. Типовые конструкции пламегасителей StorageTech™ представлены в размерах от 1/2 дюйма до 16 дюймов. Они изготовлены из нержавеющей или углеродистой стали с дополнительными покрытиями для широкого ряда применений. Передовые технологии и система обеспечения качества компании ERGIL используются в нефтегазовой и нефтехимической промышленности по всему миру. Отвечая требованиям директив ЕС, описывающих требования к оборудованию и работе в потенциально взрывоопасной среде (ATEX) и новейших стандартов ISO EN, компания ERGIL продолжает инвестиции в НИОКР для обеспечения безопасности работ и чистоты окружающей среды. Турецкая компания ERGIL специализируется на разработке, проектировании и изготовлении резервуаров высокого давления, резервуаров для хранения нефтепродуктов и их оборудования.

Oilfield Technology Group разработала пропант с полимерным покрытием для низкотемпературных скважин Группа по промысловым технологиям Oilfield Technology Group (OTG) компании Momentive Specialty Chemicals Inc. объявила о выпуске новой технологии пропанта с полимерным покрытием для сервисных компаний, 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!

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ research and development for safer operations and cleaner environment. ERGIL Turkish company specializes in design, engineering and manufacturing of pressure vessels, storage tanks and storage tank equipment.

Momentive Specialty Chemicals’ Oilfield Technology Group Develops New Resin Coated Proppant Technology for Low Temperature Wells The Oilfield Technology Group (OTG) of Momentive Specialty Chemicals Inc. announced the release of a new resin coated proppant technology for fracturing service companies and operators in the oil and gas industry.

SOURCE / ИСТОЧНИК: OILFIELD TECHNOLOGY GROUP

Momentive Specialty Chemicals’ Black Ultra™ proppants are a next-generation resin coated sand utilizing a multi-functional resin system that bonds at low temperatures. These proppants are ideal for fracture treatments in low temperature reservoirs where flowback control is necessary. Low temperature bonding down to 90 F (32 C) bottom-hole static temperature is achieved without the use of a consolidation aid. In addition, the resin alters the relative permeability of the proppant pack, leading to higher oil production. These advanced proppants also contain rehealing properties, important for cyclic stress that occurs over the life of the well. Along with these features, the Black Ultra proppant Stress Bond™ technology delivers all the typical advantages of a curable resin coated proppant. This includes proppant flowback control, proppant embedment minimization, and proppant fines reduction, which all lead to enhanced well production. Momentive Specialty Chemicals was the first proppant supplier to commercialize a low temperature product in 2004 with its SiberProp™ proppant. Now, with the introduction of Black Ultra proppants, the company is adding to its portfolio of low temperature solutions. Resin coated proppants are used in the hydraulic fracturing process to help optimize production from oil and gas wells by maximizing fracture flow capacity from the reservoir to the wellbore. Technological innovations and the сompany’s introduction of enhanced materials have expanded the use of resin coated proppants into unconventional reservoirs that feature complex and challenging geological formations.

Offshore Pipelines Will Be Inspected Using the Method of Magnetic Tomography (MTM) The system AQUA MTM for offshore pipeline inspection using the magnetic tomography method, a product of

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

#6 June 2013

проводящих гидроразрыв пласта и компаний-операторов нефтегазовой промышленности. Пропанты Black Ultra™ компании Momentive Specialty Chemicals представляют собой следующее поколение материала из частиц песка с полимерным покрытием. В этом материале используется многофункциональная полимерная система, которая связывается при низких температурах. Эти пропанты идеальны для операций по гидроразрыву в низкотемпературных пластах, где необходима борьба с выносом расклинивающего агента из трещины в скважину. Низкотемпературное связывание при статической температуре на забое скважины до 90 °F (32 °C) происходит без использования консолидирующего (сшивающего) агента. Кроме того, полимер меняет относительную проницаемость пачки пропанта, что способствует повышению добычи нефти. Эти улучшенные пропанты также имеют восстанавливающие свойства, что важно при циклических напряжениях, возникающих в течение периода эксплуатации скважины. Наряду с упомянутыми характеристиками, технология Stress Bond™ пропанта Black Ultra сохраняет все типичные преимущества пропанта с отверждаемым в пласте смоляным покрытием. Они включают контроль выноса пропанта из трещины в скважину, минимизацию вдавливания пропанта в стенки трещины и снижение количества мелких частиц пропанта, что ведет к повышению извлечения нефти. Компания Momentive Specialty Chemicals стала первым поставщиком пропантов, предложившим промышленный низкотемпературный пропант SiberProp™ в 2004 году. Сейчас, внедряя пропанты Black Ultra, компания расширяет линейку низкотемпературных композиций. Пропанты с полимерным покрытием используются в операциях по гидроразрыву с целью оптимизации добычи из нефтяных и газовых скважин за счет максимизации пропускной способности трещины гидроразрыва. Благодаря технологическим инновациям и внедрению компанией улучшенных материалов, расширяется применение пропантов с полимерным покрытием в нетрадиционных пластах, характеризующихся сложными геологическими условиями.

Шельфовые трубопроводы проинспектируют с помощью метода магнитной томографии (МТМ) Cовместная разработка российской компании ООО НТЦ «Транскор-К» и малайского концерна PETRONAS – комплекс AQUA MTM для инспектирования шельфовых трубопроводов методом магнитной томографии (МТМ) – отмечена наградой «В фокусе внимания – новые технологии» международной конференции «Arctic Technology» (Хьюстон, США, 2012). Для выбора победителей по отзывам экспертов и жюри использовались следующие критерии оценки: новизна, инновационность (принципиально новое решение), апробация; перспективы встретить широкий интерес нефтегазовых операторов и значительное влияние на рынке сервиса. Победу AQUA MTM обусловилo принципиально новое качество – впервые в условиях эксплуатации регистрируются механические напряжения на участках с дефектами металла любой природы. Это позволяет своевременно провести ремонт и повысить надежность объектов, в том числе не подлежащих внутритрубной инспекции (non-pigable). Доказана высокая

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

SOURCE: TRANSCOR-K / ИСТОЧНИК: ТРАНСКОР-К

the joint work of the Russian company NTTs Transcor-K and Malaysian concern PETRONAS, became a winner of the “Spotlight on New Technology Award” at the International Arctic Technology Conference (Houston, USA, 2012). The following criteria were used by the experts and jury to choose the winners: novelty; innovativeness (brand new solution); approbation; prospects of arousing broad interest from the side of oil and gas operating companies and significant role at the service market. The AQUA MTM victory was determined by a fundamentally new feature – for the first time under operating conditions, it became possible to record mechanical stresses in the areas of metal defects of any nature. This makes it possible to perform the repair work in due time and improve the reliability of the facilities, including non-pigable ones. The high correlation (over 90 percent) of safety parameters (Рsaf, Tsaf) received by MTM and common methods: ASME, API, DNV was proven. The 2-year project on inspection of 200 km of subsea pipelines of PETRONAS using the method AQUA MTM has been successfully completed. It has proven a high technical efficiency of the innovation in detection of potential spots of internal corrosion and sections of pipeline sag result-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ (более 90%) корреляция параметров безопасности (Рsaf, Tsaf) данных МТМ и известных методик: ASME, API, DNV. Успешно завершен двухлетний проект инспектирования 200 км подводных трубопроводов компании PETRONAS с применением AQUA MTM. Доказана высокая техническая эффективность инновации по выявлению потенциально опасных очагов внутренней коррозии и участков с провисами вследствие подводных течений. Кроме того, из-за отсутствия затрат на подготовку трубопроводов к внутритрубной инспекции зафиксирован значительный экономический эффект разработки вследствие резкого сокращения времени обследования. К дополнительным преимуществам технологии относится ее высокая безопасность, поскольку отсутствует риск остановки работы трубопровода из-за застревания очистных скребков или инспекционных снарядов в местах неполнопроходного сечения. Важной особенностью MTM является ее уникальное свойство выявлять риски эксплуатации трубопроводов в сейсмоактивных зонах – как в подземных, так и в подводных условиях, а также в зонах сильных подводных течений. Размытие грунта под трубопроводом приводит к провисанию длиной до 15 м. При небольшом диаметре (обычно до 500 мм) величина вертикального смещения центральной точки провисающего отрезка может превышать допустимую величину, а дополнительные продольные растягивающие напряжения, в комплексе с кольцевыми рабочими напряжениями, могут превосходить прочностные характеристики металла и вызвать его разрушение. Величину напряжений при подобных аномалиях напряженно-деформированного состояния невозможно определить традиционными методами неразрушающего контроля.

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

ing from undercurrents. In addition, due to the absence of expenses for the pipeline preparation for inline inspection, a significant economic effect of the innovation was discovered because of a sharp reduction of the inspection time. Another advantage of the technology is its high safety, as there is no risk of the pipeline shutdown in case cleaning pigs or smart pigs get stuck in the reduced bore areas. One of the important features of the MTM is its unique ability to identify pipeline operation risks in seismically active zones – both underground and underwater, and also in zones of strong undercurrents. The soil washout under the pipeline results in pipe sagging in the sections up to 15 meters long. At small diameters (usually up to 500 mm), vertical displacement of the central point of the sagged section can exceed the permissible value, and additional longitudinal tensile stresses combined with circular operating stresses can exceed the metal strength characteristics and cause its destruction. It is impossible to determine the stresses of these anomalies of the stressed-deformed state using conventional non-destructive inspection methods.

Trelleborg and Saipem Join Forces to Launch Innovative New LNG Tandem Offloading System Highlighting its dedication to innovative polymer engineering in the offshore oil and gas sector, leading manufacturer of bonded hose solutions for the offshore transport of crude oil and petroleum products, Trelleborg, has teamed up with leading oil and gas industry contractor, Saipem, to develop a new LNG tandem offloading system. Derived from existing and proven technologies, the latest development in cryogenic LNG floating hoses is set to become a key component in offloading systems for future offshore FLNG projects. By enabling offshore transfer of LNG in tandem configuration, the cryogenic floating hose will pioneer a step change in the safety of this critical operation. This innovative system will also allow FLNG projects to be considered in harsher conditions, without excessive downtime due to offloading system availability, and with significantly reduced risk. Tandem offloading, where vessels line up stern to bow, allow vessels to keep more distance between them (328 feet / 100 meters distance between FLNG and LNGC or more) and more easily cope with greater wave heights. This highly limits the risk of collision between the two vessels, enhancing safety, but also greatly simplifying naval operations in approach, berthing and residence. The innovative LNG tandem offloading system from Trelleborg and Saipem utilizes three Cryoline LNG floating hoses, as well as a hose storage system, a connection head with a dedicated storage platform on the LNG terminal and bow loading platform on the LNG carrier, to provide a highly flexible, reliable and durable alternative to traditional technologies such as marine loading arms. It is designed to operate in sea states with significant wave heights of up to 11.5 feet / 3.5 meters at connection and 13 feet / 4 meters during transfer and disconnection, even with non collinear wind or current directions. These figures guarantee very good offloading availability in almost any location in the world.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

#6 June 2013

Trelleborg и Saipem объединяют усилия в запуске инновационной беспричальной морской системы отгрузки СПГ Производитель многослойных рукавов для морской транспортировки сырой нефти и нефтепродуктов, компания Trelleborg объединилась с подрядчиком нефтегазовой отрасли, компанией Saipem для разработки новой беспричальной морской отгрузочной системы для СПГ. Основанная на испытанных существующих технологиях, новейшая разработка криогенных плавучих рукавов для СПГ должна стать основным компонентом отгрузочных систем для будущих морских проектов плавучих СПГ-терминалов. Создав возможность беспричальной отгрузки СПГ в морских условиях, криогенные плавучие рукава ознаменуют кардинальные изменения в обеспечении безопасности этой важнейшей операции. Эта инновационная система позволит также рассматривать возможность реализации проектов беспричальной морской отгрузки СПГ в суровых условиях, без лишнего времени простоев благодаря возможности использования системы в этих условиях, а также при значительном снижении риска. Беспричальный налив, когда суда выстраиваются нос-ккорме, позволяет судам сохранять большее расстояние между ними (328 фут. / 100 м между плавучим СПГ-заводом и танкером для перевозки СПГ) и легче справляться с более высокими волнами. Это существенно сокращает риск столкновения двух судов, повышая безопасность, и при этом значительно упрощает морские операции по подходу, причаливанию и стоянке. В инновационной беспричальной морской отгрузочной системе компаний Trelleborg и Saipem используется три плавучих рукава Cryoline для СПГ, а также система хранения рукавов, соединительная головка со специализированной площадкой для хранения на СПГ терминале и носовой погрузочной платформой на танкере для перевозки СПГ, что создает гибкую, надежную и устойчивую альтернативу традиционным технологиям, таким как, например, морские загрузочные рукава. Система разработана для работы при состояниях моря со значительной высотой волн до 11,5 фут. / 3,5 м во время соединения судов и 13 фут. / 4 м во время перегрузки и отшвартовки, даже при неколлинеарном ветре или направлении течения. Эти показатели гарантируют очень хорошие отгрузочные возможности почти в любой точке мира. Компания Trelleborg отвечала за разработку гибких криогенных плавучих рукавов с внутренним диаметром 20 дюймов / 50 см, а компания Saipem разрабатывала отгрузочную систему и оборудование для хранения /перемещения рукавов. Разработанный на основе проверенных в полевых условиях технологий, новый плавучий криогенный рукав компании Trelleborg состоит из нескольких основных компонентов, включая внутренний криогенный рукав, внешний защитный рукав, эффективный изоляционный слой и объединенную систему контроля утечек.

SOURCE / ИСТОЧНИК: TRELLEBORG

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

Trelleborg was responsible for the development of the 20 inch / 50 cm inner diameter cryogenic floating flexible hoses, while Saipem developed the offloading system and equipment to store/handle the hoses. Derived from existing and fieldproven technologies, Trelleborg’s new floating cryogenic hose is made up of the several key components, including an inner cryogenic hose, an outer protective hose, an efficient insulation layer and an integrated leak monitoring system. The LNG tandem offloading system is currently undergoing a complete set of full-scale tests to ensure it qualifies for the EN1474-2 standard. Several reduced scale prototypes have been manufactured and tested since 2009 at ambient and cryogenic conditions in order to validate theories and demonstrate feasibilities. The design has already been validated by numerous characterization tests and qualification tests on 4 inch, 12 inch and 20 inch / 10 cm, 30 cm and 50 cm internal diameter hoses. Since September 2012, an extensive qualification program has been underway for the 20 inch / 50 cm new LNG hose according to EN 1474-2 standard’s requirements including mechanical, thermal and flow tests. More than 20 tests will be performed, either destructive or non destructive, at ambient and cryogenic temperature in order to qualify the technology, under survey of Bureau Veritas. Several 20 inch / 50 cm prototypes will hence be tested in both static and dynamic conditions to demonstrate the suitability of a bonded flexible hose for LNG transfer applications. In particular, a fatigue test will be completed on full scale prototypes to prove that Cryoline LNG hose withstands recurrent dynamic loads for long service life. The qualification of the 20 inch / 50 cm LNG hose is expected to be completed late in 2013.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В настоящее время беспричальная морская отгрузочная система для СПГ проходит полный цикл полномасштабных испытаний на соответствие требованиям стандарта EN1474-2. С 2009 года было изготовлено несколько опытных образцов в уменьшенном масштабе, которые были испытаны при окружающих и криогенных условиях для подтверждения теоретических положений и демонстрации технической осуществимости. Конструкция была обоснована проведением многочисленных характеристических и квалификационных испытаний рукавов внутренним диаметром 4 дюйма, 12 дюймов и 20 дюймов / 10 см, 30 см и 50 см. С сентября 2012 года проводится широкая программа квалификационных испытаний нового рукава для СПГ диаметром 20 дюймов / 50 см на соответствие требованиям стандарта EN 1474-2, включая механические, термические и гидравлические испытания. Под наблюдением агентства Bureau Veritas должно быть проведено более 20 исследований, разрушающих или неразрушающих, при температуре окружающей среды и при криогенных температурах для того, чтобы квалифицировать данную технологию. Несколько опытных образцов диаметром 20 дюймов / 50 см будут испытаны как в статических, так и в динамических условиях для того, чтобы продемонстрировать пригодность гибких многослойных рукавов для перекачки СПГ. Так, испытание на усталость будет проведено на полномасштабных опытных образцах, чтобы подтвердить, что рукава Cryoline для СПГ могут выдерживать повторяющиеся динамические нагрузки, что обеспечит долгий срок их службы. Предполагается, что квалификационные испытания рукава для СПГ диаметром 20 дюймов / 50 см будут завершены в конце 2013 года.

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

May 2013 Май 2013

April 2013 Апрель 2013

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

May 2012 Май 2012

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

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

44 328,1

42 835,5

3,5

43 681,8

1,5

215 545,5

22 913,8

20 585,2

11,3

21 305,2

7,5

110 175,0

20 333,8

20 992,6

-3,1

20 809,1

-2,3

99 233,6

22 810,9

20 047,5

13,8

21 160,1

7,8

109 394,7

Change for a year (%) Изменение за год (%) 5,2 9,3 11,2 -1,3

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т) 15 692,1 28 768,4 30 916,8 3 716,6

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Change for a month (%) Изменение за месяц (%) 7,8 15,9 11,9 27,7

Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т)

May 2013 Май 2013

April 2013 Апрель 2013

May 2012 Май 2012

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

3 069,3 5 916,4 6 300,1 940,7

2 848,0 5 105,2 5 629,7 736,7

May 2013 Май 2013

April 2013 Апрель 2013

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

May 2012 Май 2012

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

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

52 567,7

55 871,8

-5,9

51 680,6

1,7

291 950,5

36 645,6

39 894,0

-8,1

37 402,3

-2,0

211 544,3

28 413,7

37 827,3

-24,9

27 352,9

3,9

218 532,6

12 242,2

13 964,8

-12,3

13 108,8

-6,6

81 430,9

May 2013 Май 2013

April 2013 Апрель 2013

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

May 2012 Май 2012

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

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

28 534,5

29 539,7

-3,4

27 519,9

4,1

142 708,6

24 819,5

25 244,0

-1,7

25 133,5

-1,2

130 415,9

11 951,6

11 120,0

7,5

11 235,1

6,4

53 605,9

May 2013 Май 2013

April 2013 Апрель 2013

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

May 2012 Май 2012

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

From the beginning of 2013 С начала 2013 года

80 100,0

85 800,0

-6,6

79 500,0

0,7

461 800,0

23 700,0

43 500,0

-45,5

20 800,0

13,9

274 600,0

2 918,2 5 412,2 5 666,9 953,2

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

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

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

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2009

Интеллектуальная оптимизация добычи

Oil / Нефть

May / Май

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

November / Ноябрь

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И МОНИТОРИНГА СКВАЖИН

2013

December / Декабрь

2012

Main Oil Products Production Производство основных нефтепродуктов 2012

2013

Последние приобретения Lufkin позволяют предоставить своим клиентам комплексные и системные решения, которые способны оптимизировать механизированную эксплуатацию скважин как на поверхности, так и при внутрискважинных работах.

May / Май

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

November / Ноябрь

December / Декабрь

Посетите наш стен д B126 на выставке МИОГЕ 2013

Gas / Газ 2012

Какой результат?

2013

Увеличение энергоэффективности и рентабельности добычи! Преимущество новой компании Lufkin Zenith Oilfield Technologies (Aberdeen) – системы скважинного мониторинга, автоматическая системная оптимизация и проектирование оборудования по индивидуальным заказам

May / Май

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

November / Ноябрь

December / Декабрь

■

Coal / Уголь

Приглашаем!

2012

2013

Технический семинар компании Lufkin на MIOGE 2013 «Решения в области автоматизации скважин для увеличения добычи» состоится в 14.00 в среду, 26 июня и в четверг, 27 июня на стенде компании Lufkin, № B126, Пав. 2, Зал 1 ■

35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

May / Май

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

Команда компании Lufkin по оптимизации добычи поможет Вам! Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com

WWW.LUFKIN.RU

UNCONVENTIONAL OIL

Bazhenov-Abalak Oil Targeted! Shell Joins Gazprom Neft to Extract Unconventional Oil in Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug

PHOTO: ELENA ZHUK / ФОТО: ЕЛЕНА ЖУК

Elena Zhuk

Елена Жук

Deposits of the Bazhenov-Abalak group, which until recently were considered a dead weight on company balance sheets and of interest only to Russian eggheads, are today are the darlings of the oil and gas industry. OGE journalist Elena Zhuk joined Gazprom Neft experts visiting the Palyanovskaya block of Krasnoleninskoye field to find out whether the production companies based in Khanty-Mansiysk Autonomous Region are up to matching the success of U.S. upstream industry’s “shale rock” revolution.

Еще недавно мертвым грузом лежащие на балансе компаний и вызывавшие интерес лишь теоретиков российской науки, сегодня залежи бажено-абалакского комплекса – в фокусе внимания нефтегазового бизнеса. Журналист НГЕ Елена Жук отправилась вместе с компанией «Газпром нефть» на Пальяновскую площадь Красноленинского месторождения, чтобы понять, может ли промыслам ХМАО быть уготован успех месторождений США, где недавно научились извлекать нефть из низкопроницаемых сланцевых пород.

n early April, Gazprom Neft announced successful drilling of the first prospecting and appraisal vertical well in the Bazhenov-Abalak horizon at Palyanovskaya block of Krasnoleninskoye field, developed by its subsidiary Gazpromneft-Khantos. Today, the 2,750-meter deep well No. 153 is running in blow-out mode, producing about 80 tons of oil per day.

начале апреля «Газпром нефть» заявила об успешном завершении бурения первой поисково-оценочной вертикальной скважины на баженовско-абалакском горизонте Пальяновской площади Красноленинского месторождения, которое разрабатывает дочка компании – «ГазпромнефтьХантос». Сегодня скважина №153 глубиной 2 750 м работает в фонтанирующем режиме, выдавая около 80 т нефти в сутки.

High Production Rate Is Achieved

Первый успешный опыт

Undoubtedly, this is a success – wildcats drilled earlier on Krasnoleninskoye field showed rather modest yields. “Two years ago we started testing the previously drilled exploration

Это несомненный успех – по ранее пробуренным на Красноленинском месторождении разведочным скважинам показатели дебита были более скромными. «Два года назад

Oil&GasEURASIA

#6 June 2013

● Gazpromneft-Khantos General Director Sergei Doktor talks to journalists (to the right – Elena Zhuk, OGE). ● Генеральный директор «Газпромнефть-Хантоса» Сергей Доктор беседует с журналистами (cправа – Елена Жук, НГЕ).

мы начали испытывать ранее пробуренные разведочные скважины. По одной из скважин получили после проведения ГТМ (кислотных обработок и ГРП) дебит на уровне 25 т в сутки. Хотя, по данным каротажа, там не было нефтеносного коллектора», – рассказывает генеральный директор «ГазпромнефтьХантос» Сергей Доктор. Разведочные скважины пробурили и на Приобском месторождении, самом крупном активе «Газпромнефть-Хантоса», но они не показали таких больших дебитов, как скважины Красноленинского месторождения. Именно поэтому на последнем запланировано пробурить до конца года еще три экспериментальных наклонно-направленных скважины на бажено-абалакский горизонт для того, чтобы точнее определить местонахождение нефти. «Пальяновская площадь Красноленинского месторождения – это актив, который на данный момент малоэффективен, – говорит специалист проектного офиса по работе с трудноизвлекаемыми запасами «Газпром нефти» Рустем Назметдинов. – Он разрабатывается около 20 лет, но дебиты уже очень низкие, обводненность высокая. Пробурить сква-

● Unconventional oil wells will be drilled below the existing well

stock. ● Скважины на нетрадиционную нефть пробурят под

wells. After the well intervention operations (well acidification and hydrofracturing), on one of the wells we got a daily production rate of 25 tons. Yet the logging showed no oil reservoir there,” says Sergei Doktor, General Director of GazpromneftKhantos. The company blitzed some exploration wells on Priobskoye field, the largest asset of Gazpromneft-Khantos, but the success of Krasnoleninskoye wells remained unmatched. That’s why now it plans to pinpoint the deposit by drilling three more experimental holes – this time, deviated wells – to Bazhenov-Abalak horizon by the end of the year.

эксплуатируемым фондом скважин.

● Regional spread of Bazhenov suite within KhMAD. ● Залежи баженовской свиты в ХМАО. Yamalo-Nenets Autonomous District Ямало-Ненецкий автономный округ

НГР с плотностью НСР, тыс. т/км2 Н P Petroleum district with initial total in in-place resources density, ‘0 ‘000 tons per sq. kilometer

SOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Khanty-Mansiysk Autonomous District Ханты-Мансийский автономный округ

Legend / Условные обозначения Cities / города Bazhenov Suite deposits / залежи баженовской свиты

Sverdlov Region Свердловская область

Tyumen Region Тюменская область

License areas in operation / Действующие лицензионные участки JSC GAZPROM / ОАО «ГАЗПРОМ» JSC GAZPROM NEFT / ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» JSC NK TOMSK NEFT / ОАО «НК „ТОМСКНЕФТЬ“» JSC NGK SLAVNEFT / ОАО «СЛАВНЕФТЬ» JSC NK ROSNEFT / ОАО «НК „РОСНЕФТЬ“» JSC SURGUTNEFTEGAZ / ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» JSC NK LUKOIL / ОАО «НК „ЛУКОЙЛ“» JSC TNK-BP / ОАО «ТНК-ВР» JSC NOVATECH / ОАО «НОВАТЭК» Other subsoil users / другие недропользователи

Oil&GasEURASIA

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

UNCONVENTIONAL OIL

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

#6 June 2013

SOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

UNCONVENTIONAL OIL

Oil Shale Composition / Состав нефтеносных сланцев Green River field (USA) / Месторождение Грин Ривер (США)

Bazhenov suite (Russia) / Баженовская свита (Россия)

Shale oil Сланцевая нефть

Organic matter 13.80% Органическое вещество 13,80%

Liquid hydrocarbon 2.78% Жидкие углеводороды 2,78%

S, N, 0 H C

– – –

Kerogen 11.04% Кероген 11,04%

1.33% 1.49% 11.69%

Mineral matter 86.20% Минеральное вещество 86,20%

Calcite, Кальцит Dolomite 1.28% Доломит 1,28% Feld spar 16.40% Полевой шпат 16,40% Pyrite 0.86% Пирит 0,86% Montmorillonite 8.60% Монтмориллонит 8,60% Analcite 4.30% Анальцит 4,30% Plagioclase, Плагиоклаз, Illite 12.9% Иллит 12,9% Siliceous earth 40.00% Диатомит 40,00%

Shale oil Сланцевая нефть

Water 0.37% Вода 0,37 % Organic matter 14.61% Органическое вещество 14.61%

Liquid hydrocarbon 2.68% Жидкие углеводороды 2,68%

S, N, 0 H C

– – –

Kerogen 11.93% Кероген 11,93%

1.33% 1.49% 11.69%

Mineral matter 85.02% Минеральное вещество 85,02%

Calcite 10.30% Кальцит 10,30% Dolomite 2.30% Доломит 2,30% Feld spar 2.80% Полевой шпат 2,80% Pyrite 4.80% Пирит 4,80% Montmorillonite 4.00% Монтмориллонит 4,00% Hydromica 14.30% Гидрослюда 14,30% Caolinite 3.70% Каолинит 3,70% Сhlorite 1.40% Хлорит 1,40% Siliceous earth 39.60% Диатомит 39,60%

“Palyanovskaya block of the Krasnoleninskoye field жину №153 было инициативой геологов, они можно сказать, is an asset that is currently ineffective,” explains Rustem пионеры в освоении». Nazmetdinov, specialist for hard-to-recover reserves of the На бажено-абалакский комплекс обращают внимание Gazpromneft engineering office, adding, “It is being developed и другие российские компании, в основном, подразделения for about 20 years, but the flow rate is quite low, water content «ЛУКОЙЛа», «Роснефти» и «Сургутнефтегаза». В 2012 году в is high. It was the geologists’ idea to drill the well No. 153, they Ханты-Мансийске состоялась встреча представителей компаare, so to say, the pioneers here.” ний, на которой обсуждались, в том числе, различные аспекты Other Russian producers, mainly LUKOIL, Rosneft and развития технологий разработки трудноизвлекаемых запаSurgutneftegaz subsidiaries, are looking at the Bazhenov- сов. В результате обмена опытом с коллегами, специалисты Abalak complex, too. In 2012 Khanty-Mansiysk, the capital «Газпромнефть-Хантоса» смогли, в частности, скорректироof the autonomous region of the same name, hosted a discus- вать конструкцию скважины №153 на стадии проектирования. sion of the representatives of the companies, which included Но все же, для дальнейшего развития проектов российского various aspects of developing difficult reserves, among other опыта не хватает. «Мы все находимся на одном этапе пути, things. The peer exchange helped Gazpromneft-Khantos experts to adjust the design of the well No. 153 at the ● LLC GPN-KHANTOS and Magma Oil Company resource base design stage. Yet domestic experience is insufficient for at 1 January, 2013. the further development of such projects. “All of us are ● Ресурсная база ООО «ГПН-Хантос» и нефтяной компании «Магма» on the same stage of the path, and I cannot say that any на январь 2013 года. of Russian oil companies understand how to move on. 13% 4% 13% That’s why we want to use the experience of Shell in the Accrued production 70,8 MMTonnes Накопленная добыча 70,8 млн тонн joint venture,” notes Doktor. Recoverable reserves АВС1 383.4 MMTonnes Gazprom Neft CEO Alexander Dyukov told at the Извлекаемые запасы категорий АВС1 383,4 млн т beginning of June that “taxation component is still of Recoverable reserves С2 71,5 MMTonnes most importance for oilmen” in shale oil development Извлекаемые запасы категории С2 71,5 млн тонн projects. “Moreover, there’s no clear understanding in Resources С3 23.5 MMTonnes Russia what shale oil is and which production technoloРесурсы категории С3 23,5 млн тонн

70%

SOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Oil&GasEURASIA

Sercel ǘǴǼǺǮǺǵ ǷǴǰǱǼ Ǯ ǻǼǺǴǳǮǺǰǽǾǮǱ ǺǭǺǼǿǰǺǮǬǹǴȋ ǰǷȋ ǽǱǵǽǸǺǼǬǳǮǱǰǶǴ

ǫǮǷȋȋǽȈ ǸǴǼǺǮȇǸ ǷǴǰǱǼǺǸ Ǯ ǼǬǳǼǬǭǺǾǶǱ Ǵ ǻǼǺǴǳǮǺǰǽǾǮǱ ǺǭǺǼǿǰǺǮǬǹǴȋ ǰǷȋ ǽǱǵǽǸǺǼǬǳǮǱǰǶǴ 6HUFHO ǻǼǱǰǺǽǾǬǮǷȋǱǾ ȄǴǼǺǶǴǵ ǮȇǭǺǼ ǻǼǺǯǼǱǽǽǴǮǹȇȁ ǾǱȁǹǺǷǺǯǴǵ ǰǷȋ ǯǱǺȀǴǳǴȃǱǽǶǺǵ ǼǬǳǮǱǰǶǴ ǻǺ ǮǽǱǸǿ ǸǴǼǿ 6HUFHO ǰǱǷǬǱǾ ǮǺǳǸǺǲǹȇǸ ǴǹǹǺǮǬȂǴǺǹǹǺǱ ǼǬǳǮǴǾǴǱ ǯǱǺȀǴǳǴǶǴ ǺǼǴǱǹǾǴǼǿȋǽȈ ǹǬ ǻǺǾǼǱǭǹǺǽǾǴ ǶǷǴǱǹǾǬ ǰǺǮǺǰȋ ǰǺ ǽǺǮǱǼȄǱǹǽǾǮǬ ǾǱȁǹǺǷǺǯǴȊ ǶǺǹǽǾǼǿǴǼǺǮǬǹǴȋ Ǵ ǶǬȃǱǽǾǮǺ ǻǼǺǴǳǮǺǰǽǾǮǬ ǺǭǱǽǻǱȃǴǮǬȋ ǭǱǳǺǻǬǽǹǺǽǾȈ Ǵ ǽǺȁǼǬǹǹǺǽǾȈ ǺǶǼǿǲǬȊȅǱǵ ǽǼǱǰȇ ǎ ǶǺǸǻǬǹǴǴ ǾǼǿǰǴǾǽȋ ǭǺǷǱǱ ǽǺǾǼǿǰǹǴǶǺǮ ǻǺ ǮǽǱǸǿ ǸǴǼǿ ǺȀǴǽȇ 6HUFHO ǼǬǽǻǺǷǺǲǱǹȇ Ǯ ǺǰǴǹǹǬǰȂǬǾǴ ǽǾǼǬǹǬȁ ǮǶǷȊȃǬȋ ǠǼǬǹȂǴȊ ǝǤǌ ǖǴǾǬǵ Ǵ ǎǱǷǴǶǺǭǼǴǾǬǹǴȊ ǙǬȄǱ ǺǭǺǼǿǰǺǮǬǹǴǱ ǼǬǭǺǾǬǱǾ ǮǺ ǮǽǱȁ ǿǯǺǷǶǬȁ ǸǴǼǬ

Ahead of the CurveSM

Nantes, France sales.nantes@sercel.com Houston, USA sales.houston@sercel.com www.sercel.com

ANYWHERE $NY TIME (VERY TIME.

#6 June 2013

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

UNCONVENTIONAL OIL

● Gazpromneft-Khantos is a leader in marginal oil production growth among the companies operating in KhMAO. ● «Газпромнефть-Хантос» лидирует по темпам прироста нефтедобычи среди компаний, работающих на территории ХМАО.

gies will be used to extract it. This problem should be solved”, Dyukov said.

Gazprom Neft Teams up with Shell Resources of the Bazhenov-Abalak suite located in Khanty-Mansy Autonomy will be developed by a joint venture of Gazprom Neft and Shell (50/50), the parties inked the relevant paperwork in early April. Gazprom Neft and Shell have already filed license applications for KhMAO areas, Gazprom Neft First Deputy CEO Vadim Yakovlev told at the beginning of June. Gazprom Neft plans to get some 8 bln tons of shale oil reserves in open acreage of Khanty-Mansy Autonomy. The total amount of technically recoverable resources of potential interest for JV may reach 300 mln tons, told Alexey Gudoshnikov, Head of Licensing-Analytical Department, Gazprom Neft. At peak production, scheduled after five years from the start of the project, the JV expects to produce 5.5 million tons a year. According to Rustem Nazmetdinov, the companies decided to team up for better access to new resources, gaining new skills in the production of hard-to-reach oil and for additional shareholder value. Additional value means an opportunity to

и сказать, что какая-то из российских нефтяных компаний хорошо понимает, как двигаться дальше, я не могу. Именно поэтому мы и хотим использовать опыт Shell в совместном предприятии», – говорит Доктор. Глава «Газпром нефти» Александр Дюков в начале июня отмечал, что в проектах разработки сланцевой нефти «наиболее важным для нефтяников вопросом остается налоговая составляющая». «Кроме того, пока в России нет конкретного понимания, что такое сланцевая нефть, и какими технологиями она будет добываться. Эти задачи также нужно решать», - сказал Дюков.

«Газпром нефть» объединяет усилия с Shell

Разработкой запасов бажено-абалакской свиты на территории ХМАО займется совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell (50/50) , о создании которого компании подписали меморандум в начале апреля. «Газпром нефть» и Shell уже подали несколько заявок на участки в ХМАО, сообщил в начале июня первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев. Ресурсную базу сланцевой нефти, находящейся в нераспределенном фонде в ХМАО, «Газпром нефть» оценивает в 8 млрд тонн. Общий объем технически извлекаемых ресурсов потенциально интересных для СП участков может достичь 300 млн ● GNP Khantos classification of tight oil reserves, %. тонн нефти, отмечает начальник ● Классификация запасов трудноизвлекаемой нефти, «ГНП-Хантос», %. лицензионно-аналитического департамента «Газпром нефти» Алексей 1. Low gross pays: / Малые общие продуктивные толщи: 48.2% 26.5% Low net pays / Малые эффективные мощности пласта Гудошников. На пике добычи, наме2. Poor reservoir properties / Низкие коллекторские свойства ченном через пять лет с момента начаLow porosity/permeability / Низкая пористость/проницаемость ла проекта, планируется добывать 3. Undersaturated reserves / Недонасыщенные запасы Low initial oil saturation / Низкая начальная нефтенасыщенность по 5,5 млн т нефти в год. По словам Рустема Назметдинова, при создании 4.Oil-water zone / Водонефтяная зона Opened oil-water contact / Открытый водо-нефтяной контакт СП компании ставят перед собой цели 5.8% 5. Unproven reserves / Неподтвержденные запасы получения доступа к новым ресурNot proven reserves after exploration interpretation results / сам, приобретения компетенций в 8.5% 9.8% Отсутствие подтвержденных запасов после интерпретации 1.2% результатов геологоразведочных работ добыче трудноизвлекаемой нефти и 6. Reserves of geological exploration / Запасы на основе создания дополнительной акционергеологического изучения ной стоимости. Дополнительная стоMarked only by seismic investigation / Отмечены только сейсмическими исследованиями имость – это возможность дать втоSOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

рую жизнь существующим месторождениям и получение доступа к месторождениям нераспределенного фонда. ХМАО подходит для реализации проекта как нельзя лучше. Месторождения региона характеризуются высокой степенью геологической изученности, имеется готовая инфраструктура, хороший научно-технический потенциал и рынок нефтегазового сервиса. Месторождения – как слоеный пирог, и если раньше «лакомым кусочком» был верхний слой, то сейчас в ход должен пойти и следующий под ним: эксплуатируемый фонд скважин залегает на глубине примерно 1 500 м, а бажено-абалакский горизонт – на километр ниже. «Бажено-абалакская свита находится под существующим фондом скважин, – говорит Доктор. – Мы будем досыпать существующие кусты, и на них, используя имеющуюся инфраструктуру, делать скважины. Это очень выгодно в плане инвестиций, получается эффект синергии».

Интеллектуальная оптимизация добычи

ЭКСПЕРТНАЯ ПОМОЩЬ В ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ

Требуется наладить прямой раздельный учет Нефтяники Западной Сибири с нетерпением ждут, когда будет принят закон, обещающий льготы по НПДП при добыче трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов, к которым относится бажено-абалакскакая свита. Принятие закона должно обеспечить экономически эффективное извлечение подобных ресурсов из недр, но при этом ставится условие обеспечить прямой раздельный учет нефти. В середине мая РИА Новости сообщало, что, по мнению губернатора ХМАО Натальи Комаровой, «риски недоучета нефти, которые существуют при применении вместо раздельного учета расчетной системы учета нефти, несопоставимо ниже потенциальной экономической выгоды для экономики РФ от масштабной разработки трудноизвлекаемых запасов». «На практике это означает, что для получения льготы нефтяникам требуется фактически продублировать значительную часть наземной инфраструктуры, во-вторых, создать принципиально новую дорогостоящую подземную часть», — цитирует РИА «Новости» Комарову. В качестве примера она привела компанию «Сургутнефтегаз», по расчетам которой экономический эффект от применения понижающего коэффициента составит до 2020 года 39, 4 млрд рублей против 47, 7 млрд рублей затрат на организацию раздельного учета нефти. «Когда будет принят закон о льготах, учет несколько усложнится», – сказал НГЕ Сергей Доктор. «Если же сегодня отдавать часть нефтяного фонда под льготы, существующие коммуникации это сделать не позволяют – вот что имела в виду Наталья Комарова, – пояснил он. – В этих условиях коммерческий учет и монетизацию вести отдельно по двум НДПИ нельзя, но если речь идет о новых объектах, где изначально закладываем эти условия как обязательные, то технически все это сделать можно».

Изучение трещиноватости – ключ к разработке Скважина №153 выполнена по уникальной авторской методике и является результатом совместной работы геологической службы «Газпромнефть-Хантоса» с различными исследовательскими организациями. Ключом к разработке залежей бажено-абалакской свиты является концепция трещиноватости. Как объясняют Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Посетите наш стен д B126 на выставке МИОГЕ 2013

Первый «русский» заказ компания Lufkin получила в 1991 году, когда еще существовал СССР. Сегодня российские крупнейшие нефтяные компании знакомы с Lufkin как с мировым лидером по автоматизации работы скважин и станкам-качалкам. Lufkin активно использует НИОКР. Наши профессионалы подберут для Вас лучшее решение для оптимизации добычи. Мы можем предложить оптимальное решение по мехдобыче для скважин, производительность которых снижается. Это сократит эксплуатационные расходы, увеличит производительность и нефтеотдачу. Работая вместе с системами автоматизации компании Lufkin, Вы сохраняете энергию, которая обычно теряется. Такие решения, как Lufkin VSD Regen, способны генерировать электроэнергию, используемую при каждом ходе плунжера насоса. Компания Lufkin всегда найдет индивидуальное решение по оптимизации добычи как при работах с погружным оборудованием, так и при работах с оборудованием на поверхности.

Свяжитесь с нами уже сегодня! Станки-качалки • Гидравлические насосные установки • Винтовые насосы • Плунжерный лифт • Оборудование для газлифта • Оборудование для заканчивания скважин • Оптимизация месторождений • Обучение и сервис • Автоматизация скважинных работ • Мониторинг скважин в режиме реального времени

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com

WWW.LUFKIN.RU

UNCONVENTIONAL OIL

#6 June 2013

give a second life to existing fields and access to the resources of the unallocated subsoil reserve fund. The Khanty-Mansiyk Autonomous region is an apt location for such a project. Local deposits are well-studied, there is a ready infrastructure, good scientific and technical potential and a service market. The fields resemble a layer cake; if earlier the “cream” was the top layer, now we must use the next one down: the existing well stock reaches a depth of about 1,500 meters, while the BazhenovAbalak horizon is another kilometer down. “The BazhenovAbalak suite is below the existing wells. We will fill up the existing well clusters and use the existing infrastructure for drilling the wells. This synergy is very beneficial in terms of investment,” says Doktor.

Switch to Direct Separate Oil Metering is Required Oil companies of Western Siberia are aching for the law on tax privileges for production on hard-to-reach and unconventional deposits, which include the BazhenovAbalak suite. The law, when approved, is poised to ensure cost-effective production of such resources – on a condition of introducing direct separate oil metering. In mid-May, Khanty-Mansiyk governor Natalia Komarova said, “the risks of underreporting the oil, existing if a company uses oil the reporting settlement system instead of the separate metering, are incomparably lower than the potential economic benefits for the Russian economy from a large-scale development of hard-to-reach reserves,” reports RIA Novosti. “In practice, this means that to get the privileges, the oil companies actually have to duplicate much of the ground infrastructure, secondly, to create a fundamentally new and expensive underground part,” RIA Novosti quotes the governor. As an example, Komarova cites Surgutneftegaz – the company calculated that the economic effect from applying the reduction factor will reach by 2020 some 39.4 billion rubles, against 47.7 billion required to organize the separate oil metering. “When the law on privileges is passed, the reporting will get somewhat complex,” says Sergei Doktor. “But if today we are to switch a part of the oil fund to preferential treatment, the existing infrastructure disallows it – this is what Natalia Komarova meant,” explains the expert. “In such circumstances, separate commercial metering and monetization through two separate metering systems is impossible, but if we talk about new facilities, originally incorporating these conditions as mandatory, then technically it can be done,” he concludes.

PHOTO: ELENA ZHUK / ФОТО: ЕЛЕНА ЖУК

● No. 153 well’s oil comes out from 2,750 meters depth, but specialists still have to specify from where exactly the inflow comes. ● Нефть на скважине №153 поступает с глубины 2 750 м, но откуда идет приток, специалистам еще предстоит уточнить.

в компании, существует региональная система развития трещин, линия стресса горных пород по региону. Серия микротрещин напоминает сетку тетрадного листа, и задача методики – эти трещины выявить. «По проекту заложен огромнейший объем исследований, в том числе реинтерпретация данных сейсморазведки, мы пытаемся „выловить“ зоны трещиноватости. – говорит Назметдинов. – На сегодняшний день рассматривается несколько концепций образования нефтеносности баженовской свиты, и сейчас мы склоняемся к тому, что добываем нефть, которая мигрирует по зонам трещин». По словам специалиста, три опытные скважины, запланированные к бурению в этом году, закладываются в узловые точки региональных нарушений, что должно обеспечить плановые уровни дебита. И если первый, экспериментальный, проект специалисты «Газпромнефть-Хантос» осилили самостоятельно, то на новых участках рассчитывают на помощь зарубежного партнера, прежде всего, в технологическом плане. «Работы сопряжены с большим объемом геолого-промысловых исследований. Это наработка сейсмических материалов, геохимический анализ. Много работы на этапе предоценки бассейнового моделирования. У Shell есть опыт создания подобных крупных проектов, и мы это хотим использовать в СП», – говорит Назметдинов. «Что касается Пальяновской площади, скважины первого этапа планируется бурить наклонно-направленными, в дальнейшем по программе предусмотрено и бурение горизонтальных скважин, и проведение многоступенчатых ГРП. То есть, весь инструментарий технологий по разработке сланцевой нефти мы планируем использовать», – отмечает главный геолог «Газпромнефть-Хантоса» Михаил Черевко. Однако степень сходства бажено-абалакской свиты с залежами в сланцевых породах специалисты оценивают по некоторым параметрам как невысокую – (см. таблицу Состав нефтеносных сланцев ), и поэтому предстоит проделать большую работу по модификации и адаптации технологий, которые успешно используются в США. «Адаптировать собственными силами займет у нас намного больше времени, чем если мы будем делать это совместно с Shell. Кривая, которая необходима для выхода на промышленный уроOil&GasEURASIA

хотите обрести уверенность в будущем?

Подготовьтесь к решению задач завтрашнего дня! Решения Honeywell для газовой отрасли разрабатываются с учетом бизнес-целей заказчиков. Огромный ассортимент продукции и передовые программные приложения обеспечивают эффективность и прибыльность деятельности независимо от специализации компании в газовой отрасли. Кроме того, наш непревзойденный опыт работы в качестве единого подрядчика, а также широкий спектр предлагаемых средств защиты и безопасности помогут вам обрести уверенность в надежности своих систем не только сегодня, но и на десятилетия вперед. Наши полномасштабные решения оперативно предоставляют точные данные для быстрого и эффективного выполнения коммерческих операций всем заинтересованным сторонам — от операторов на местах до руководства предприятия. Будущее вашего бизнеса — в ваших руках!

Мы предлагаем лучшие идеи для развития газовой отрасли.

Добыча

Переработка

Хранение

Транспортировка

Сбыт

Дополнительную информацию о решениях для нефтегазовой промышленности можно найти по адресу www.honeywellprocess.com © Honeywell International, 2013 г. С сохранением всех прав.

#6 June 2013

UNCONVENTIONAL OIL

Fracturing Study is the Key to Development The well No. 153 was drilled using a unique proprietary method resulting from the joint work of the GazpromneftKhantos geological service and various research centers. The key to developing deposits of the Bazhenov-Abalak suite is fracturing. There is a regional system of cracks, the stress line of mountain formation in the region, the company explains. A series of micro-cracks resemble a grid, and the method is aimed at identifying those cracks. “The project includes a huge amount of research, including re-interpretation of seismic data; we try to “hunt down” the fracturing zones. To date, there are several concepts of what the oil-bearing formation of the Bazhenov suite looks like, and now we are inclined to believe that we produce oil migrating in the fractured zones,” says Nazmetdinov. According to the expert, three test wells scheduled for drilling this year will be placed in nodes of zonal disturbances – this should ensure the planned production level. While the first, experimental project was mastered by Gazpromneft-Khantos specialists independently, on new areas they count on the help of their foreign partner, particularly in terms of technology. “The work involves a great deal of geological field research. That is, aggregation of seismic data, geochemical analysis. There is a lot of work on the pre-evaluation stage of the simulation modeling. Shell has experience in such large projects, that we want to use in the JV,” says Nazmetdinov. “About the Palyanovskaya block, on the first stage we plan to drill directional wells, then the program specifies drilling of horizontal wells and multi-stage hydrofracturing. That is, we plan to use all the tools relevant to shale oil production,”

вень, будет в партнерстве короче», – считает Черевко. «В том числе, это касается R&D технологий – Shell работает во многих странах, и имеет огромный опыт именно в модификации технологий. Потому что есть десятки модификаций той же базовой технологии гидроразрыва, если судить хотя бы по количеству патентов, которые существуют в данной области», – добавляет он.

Трудноизвлекаемыми запасами уже занялись Бурение горизонтальных скважин с проведением многоступенчатых ГРП, в «Газпром нефти» осваивают на протяжении нескольких лет, как один из наиболее зарекомендовавших себя, сначала за рубежом, способов извлечения трудноизвлекаемых запасов, в особенности, находящихся в низкопроницаемых коллекторах. «Газпромнефть-Хантос» сегодня лидирует среди западносибирских подразделений компании по объему запасов с низкими фильтрационными характеристиками. Здесь говорят, что работать на горизонтальных скважинах сегодня очень эффективно: они обеспечивают в два раза больший дебит по сравнению с вертикальными скважинами. Приступив к бурению горизонтальных скважин с выполнением множественных ГРП, за прошлый год в «Газпромнефть-Хантосе» выполнили четыре таких операции, в этом году запланировано 19, на Южно-Приобском и Зимнем месторождении. И если раньше бурились горизонтальные стволы средней протяженностью 750 м, на которых выполнялось по пять ГРП, то сейчас длину горизонтального ствола увеличивают до 1 тыс. м, и с июня предполагается выполнять по восемь гидроразрывов. Всего же, по «Газпром нефти» намерены провести в 2013 году почти 90 многостадийных ГРП, что более чем втрое превосходит результаты прошлого года.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Эйфория неуместна, необходим осторожный подход

Эти ГТМ, наряду с бурением боковых стволов и вторичными методами повышения нефтеотдачи, а также эксплутационное бурение сейчас обеспечивают основной прирост добычи «Газпромнефть-Хантоса». По словам Сергея Доктора, задача минимум для компании – оставаться на планке объемов добычи текущего года, а задача максимум будет зависеть от активности в плане дальнейших покупок. Что касается нефти бажено-абалакской свиты, то, как считают представители компании, эксперимент на скважине №153, помимо того, что всех вдохновил, оставил много вопросов. «Сейчас все вдохновлены высокими дебитами, и не хотелось бы, чтобы эйфория захлестнула наш проект, потому что он требует очень внимательного и острожного подхода», – говорит Назметдинов. Вопросы сегодня касаются и того, откуда в точности идет приток нефти на скважине №153, и того, что представляет собой бажено-абалак, какие промышленные технологии освоения залежей следует использовать, когда и какие налоговые льготы будет введены, и как это повлияет на эффективность разработки. Большей ясности по проекту можно ожидать через три-пять лет, которые составляют плановый период. К этому времени должно быть понятно, сможет ли «Газпром нефть», объединив усилия с Shell, стартовать с эффективной добычей с глубины более 2,5 тыс. м нетрадиционной нефти, которую пока отдает в полную силу только скважина №153 Пальяновской площади Красноленинского месторождения ХМАО.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

says Mikhail Tcherevko, the head geologist of GazpromneftKhantos. Yet, similarity between the Bazhenov-Abalak suite and shale deposits is – by some parameters, at least – low, (see Oil Shale Composition table), therefore much work is ahead on modification and adaptation of technologies successfully used in the U.S. “Independent tailoring of the technology will take a lot longer than if we do it together with Shell. In partnership, the curve of entering the industrial production level will be shorter,” believes Tcherevko. “In particular, this applies to R&D technologies – Shell operates in many countries and has extensive experience in modification of technologies. Because there are dozens of versions of the same basic hydrofracturing technology, if judged by the number of patents that exist in this area,” he adds.

Интеллектуальная оптимизация добычи

НЕЧТО БОЛЬШЕЕ, ЧЕМ СТАНКИ-КАЧАЛКИ – МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА ОТ А ДО Я

Hard-to-Reach Reserves Are Already On For several years now, Gazprom Neft is engaged in horizontal drilling and multi-stage fracturing – this is one of the most proven, initially only abroad, method of retrieving hardto-reach reserves, especially from the tight, low-permeability reservoirs. Its subsidiary Gazpromneft-Khantos is the leader among Western Siberian divisions of the company regarding the volume of low filtration quality reserves. The producers say that currently horizontal wells are very efficient: they give double production rate compared to vertical wells. Having embarked on horizontal drilling with multi-frac operations, over the past year Gazpromneft-Khantos completed four such projects; another 19 are planned for this year on the Yuzhno-Priobskoye and Zimneye fields. While previously horizontal drilling run on average length of 750 meters with five hydrofrac points, now the length of the horizontal section reaches 1,000 meters, with eight hydrofrac points (starting from June). In total, Gazprom Neft scheduled almost 90 multistage hydrofracturing projects for 2013, more than three times higher than carried out the last year.

No Euphoria, the Careful Approach, Please Currently the main production gain of GazpromneftKhantos is due to such well intervention operations – along with sidetracking, secondary methods of enhanced oil recovery and development drilling. According to Sergei Doktor, the minimum task for the company is to keep up the production levels of this year; the maximum will depend on future acquisition strategy. As for the oil of Bazheno-Abalak suite, according to the company representatives, the test drive of the well No. 153 posed as many questions as it gave answers. “Now everyone is inspired by the high flow rates, and I would not want the spark scenes of euphoria to joyride our project; rather, it requires a very careful and cautious approach,” says Nazmetdinov. There are also questions about where exactly is the origin of oil inflow to the well No. 153, and what is the Bazheno-Abalak, what industrial production technologies should be used, when and what tax privileges will be introduced and how it will affect the efficiency of the development. Greater clarity can be expected in three-five years’ time, the startup period of the project. By that time should be clear whether Gazprom Neft / Shell tandem will be able to start effective production of unconventional oil from the depth of over 2,500 meters – so far the only blowout is observed at the well No. 153 of Palyanovskaya block at the Krasnoleninskoye field in Khanty-Mansiysk.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Посетите наш стен д B126 на выставке МИОГЕ 2013

Заа несколько десятилетий Lufkin Industries, Inc. З б как компания «золотого зарекомендовала себя стандарта» в области станков-качалок. С приобретением компаний Quinn’s Oilfield Supply Ltd. (Канада) и GrenCo Energy Services, компания Lufkin готова предложить целый ряд продуктов и услуг для механизированной добычи нефти и газа, которые направлены на решение конкретных проблем.

Новый список продуктов Lufkin ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Гидравлические насосные установки Установки винтовых штанговых насосов Плунжерный лифт Оборудование для газлифта Оборудование для заканчивания скважин Оборудование для оптимизации месторождений Обучение и сервис

И, конечно же, признанные на мировом уровне станкикачалки и самые передовые технологические решения для автоматизации и мониторинга скважинных работ.

Приглашаем! ■ Технический семинар компании Lufkin на MIOGE 2013 «Тенденции в механизированной добыче» состоится в 15.00 во вторник, 25 июня и в 11.00 в среду, 26 июня и в четверг, 27 июня на стенде компании Lufkin, № B126, Пав. 2, Зал 1

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com

WWW.LUFKIN.RU

GEOLOGY

Geology and Oil and Gas Potential in the Kirinsky Block Offshore from Sakhalin Island

Геологическое строение и нефтегазоносность Киринского блока шельфа о. Сахалин Alexandr Dzyublo, Oleg Shnip, Kirill Khalimov

Александр Дзюбло, Олег Шнип, Кирилл Халимов

Currently offshore of northeastern Sakhalin in the Kirinsky block Kirinskoye, South-Kirinskoye, Mynginskoe gas condensate fields have been discovered. The lithologic and stratigraphic characteristics, composition and properties of reservoirs, oil and gas potential of gas condensate fields in the Kirinsky block are considered in article.

В настоящий момент на шельфе северо-восточного Сахалина в Киринском блоке открыты Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское газоконденсатные месторождения. Авторами статьи рассматриваются литолого-стратиграфическая характеристика, состав и свойства коллекторов, нефтегазоносность, ресурсная база ГКМ Киринского блока.

ельф Северо-Восточного Сахалина достаточно хорошо изучен региональными, поисковыми и детальными геофизическими работами. Систематические геолого-геофизические исследования в регионе были начаты в 1957–1958 годах. Среди них преобладали сейсмические работы 2D, по результатам которых были открыты крупные нефтегазоконденсатные месторождения – Чайво, Лунское, Пильтун-Астохское, Одопту. На шельфе был выделен Киринский блок (рис. 1), где, по данным сейсморазведки, выявлены крупные структуры – Киринская, Южно-Киринская, Мынгинская. В 1992 году на Киринской структуре в результате бурения скважины №1 было открыто газоконденсатное месторождение в породах дагинского горизонта миоцена. В 2009 и 2010 годах силами ООО «Газфлот» здесь были пробурены разведочные скважины №2 и №3, подтвердившие высокие перспективы дагинских образований. В 2010–2011 годах ООО «Газфлот» были пробурены две скважины на Южно-Киринской структуре. Обе скважины установили промышленную газоконденсатную залежь в породах того же дагинского горизонта. В 2011 году на Мынгинской структуре была пробурена скважина №1 – первооткрывательница газоконденсатного месторождения также в дагинском горизонте. Таким образом, в Киринском блоке на сегодня пробурены шесть глубоких разведочных скважин и открыто три газоконденсатных месторождения в породах дагинского горизонта. Запасы углеводородного (УВ) сырья Киринского ГКМ составляют около 180 млн т.у.т. Ресурсная база по категории С1+С2 составляет 750 млрд м³ [7,8].

he offshore area of North-Eastern Sakhalin is explored quite well by the regional, exploration and detailed geophysical surveys. Systematic geological and geophysical surveys were initiated in this region in 1957–1958. They included mostly 2D seismic surveys, by the results of which the following large oil and gas condensate fields were discovered – Chaivo, Lunskoye, Piltun-Astokhskoye, and Odoptu. The Kirinsky block was outlined on the shelf (Fig. 1), in which, according to the seismic survey data, several large structures were identified – Kirinskaya, Yuzhno-Kirinskaya, and Mynginskaya. In 1992, well No. 1 in the Kirinskaya structure discovered a gas condensate field in the formations of the Daginsky horizon of the Miocene. In 2009 and 2010, the company Gazflot drilled exploratory wells Nos. 2 and 3 in that area, which confirmed the high potential of the Daginskiye formations. In 2010–2011, Gazflot drilled two wells in the Yuzhno-Kirinskaya structure. Both wells verified a commercial gas condensate pool in the formations of the Daginsky horizon. In 2011, well No. 1 was drilled in the Mynginskaya structure, which discovered a gas condensate field in the Daginsky horizon as well. Thus, by the present time, in the Kirinsky block six deep exploratory wells have been drilled and three gas condensate fields have been discovered in the formations of the Daginsky horizon. Hydrocarbon reserves of the Kirinskoye gas condensate field (GCF) are approximately 180 million tons of fuel oil equivalent. The resource potential of categories С1+С2 is 750 billion cubic meters (bcm). [7, 8]. The Kirinsky block is located in the southern part of the North-Sakhalin depression. The modern depression struc-

Alexandr Dzyublo – Professor of the Development of Offshore Oil and Gas Fields Department at the Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Doctor of Geologymineralogical Sciences. Oleg Shnip – Professor of the Geology Department at the Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Doctor of Geology-mineralogical Sciences. Kirill Khalimov – Head of the Geology and Field Development Department at Gazprom Dobycha Shelf, Candidate of Geology-mineralogical Sciences. Александр Дмитриевич Дзюбло – профессор каф. освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.г.-м.н. Олег Александрович Шнип – профессор каф. геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.г.-м.н. Кирилл Эликович Халимов – начальник Управления геологии и разработки месторождений ООО «Газпром добыча шельф», к.г.-м.н.

Oil&GasEURASIA

#6 June 2013

GEOLOGY

● Fig. 1. Location of the Kirinsky block and the discov-

ered hydrocarbon fields. ● Рис. 1. Схема расположения Киринского блока и

открытых месторождений углеводородов. ture was formed in the result of several stages of tectogenesis. Two of them – Kamchatsky (late Cretaceous-Paleogene) and Sakhalinsky (Pliocene-Quaternary time) were characterized by high-amplitude vertical movements. According to specialists, two other stages – Kurilsky (early Miocene) and Aleutian (middle Miocene), were shown much less. Tectonic structures of the depression are rather simple anticline and syncline forms, which evidently inheritably repeat elevations and plunging of the basement. The depression tectonic structure is discussed in a number of studies, and the available materials are summarized in the monograph of V.V. Kharakhinov [9].

Litostratigraphic Characteristic In the section of the region under study, the researchers identify a heterogeneous basement consisting of the Mesozoic formations and a sedimentary mantle consisting of the Cenozoic, mostly terrigenous formations. The section was studied on the neighboring Lunskoye, Veninskoye and other fields offshore and in the adjacent land areas of Sakhalin. The basement is composed of silicified argillite and siltstone, serpentized olivine rock, pyroxenite and peridotite, tremoliteserpentine and talc-chlorite-serpentine shales. There are outcrops of these rocks in the East-Sakhalin mountains, TaulanArmudanskaya Ridge, etc. (Kharakhinov, 2010). The sedimentary mantle (having a thickness of 5-6 kilometers and more) is composed mostly of terrigenous rocks of the Paleogene and Neogene. Within the region under study, the Paleogene sequence is identified in reduced volume and is represented by the Oligocene formation, which, according to the regional stratigraphic chart, is subdivided into the Machigarsky and Dayekhuriinsky horizons. The first is composed of inhomogeneous interbedding of gravelstone, sandstone and argillite, which were formed in the shallow water environment. The second consists of argillaceous-siliceous rocks of the outer continental shelf environment. The total thickness of the Paleogene formations here does not exceed 800 m. According to the stratigraphic chart of the Cenozoic of the North-Sakhalin oil-and-gas bearing province, the following horizons were identified in the Neogene interval (from bottom to top): Uininsky, Daginsky, Okobykaisky, Nutovsky and Pomyrsky.

Киринский блок расположен в южной части Северо-Сахалинского прогиба. Современная структура прогиба была сформирована в результате нескольких этапов тектогенеза. Для двух из них – камчатского (поздний мел-палеоген) и сахалинского (плиоцен-четвертичное время) были характерны высокоамплитудные вертикальные подвижки. Два других – курильский (ранний миоцен) и алеутский (средний миоцен), как считают, были проявлены гораздо слабее. Тектонические структуры прогиба представляют собой довольно простые антиклинальные и синклинальные формы, по-видимому, унаследованы повторяющие поднятия и опускания фундамента. Тектоническое строение прогиба рассмотрено в ряде работ, имеющиеся материалы обобщены в монографии В.В. Харахинова [9].

Литолого-стратиграфическая характеристика В разрезе исследуемого региона выделяют гетерогенное основание – фундамент, представленный мезозойскими образованиями и осадочный чехол, сложенный кайнозойскими, преимущественно терригенными породами. Разрез изучен на соседних Лунском, Венинском и других месторождениях на шельфе и на сопредельной суше Сахалина. Фундамент сложен окремнелыми аргиллитами и алевролитами, серпентинизированными дунитами, пироксенитами и перидотитами, тремолит-серпентиновыми и тальк-хлоритсерпентиновыми сланцами. Эти породы выходят на поверхность в Восточно-Сахалинских горах, Таулан-Армуданской гряде и др. (Харахинов, 2010). Осадочный чехол (мощностью 5-6 км и более) сложен преимущественно терригенными породами палеогена и неогена. Палеогеновый комплекс в пределах рассматриваемого региона выделяется в сокращенном объеме и представлен олигоценом, который согласно региональной стратиграфической схеме подразделяется на мачигарский и даехуриинский горизонты. Первый из них сложен неравномерным переслаиванием гравелитов, песчаников и аргиллитов, формирование которых проходило в условиях мелководья. Второй представлен глинисто-кремнистыми породами обстановки внешнего шельфа. Общая мощность палеогена не превышает здесь 800 м. В составе неогена согласно схеме стратиграфии кайнозоя Северо-Сахалинской нефтегазоносной области выделяются (снизу-вверх) уйнинский, дагинский, окобыкайский, нутовский и помырский горизонты. Уйнинский горизонт нижнего миоцена сложен массивными аргиллитами и алевролитами, иногда слабо кремнистыми, с глауконитом. В Киринском блоке горизонт не вскрыт, как и нижележащие образования. Породы верхней и средней частей дагинского горизонта вскрыты в основании разрезов всех шести скважин Киринского блока. Максимальная мощность горизонта по сейсмике отмечена в северной части Мынгинской площади, где она составляет 1 800-1 900 м. Скважина №1 этой площади прошла по дагинским породам 715 м (рис. 2). Образование дагинских отложений определялось деятельностью мощной дельтовой системы крупных рек Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

ГЕОЛОГИЯ

The Uininsky horizon of the lower Miocene is composed of massive argillite and siltstone, in some parts slightly siliceous, with glauconite. This horizon, the same as lower-laying formations, is not penetrated. Formations of the upper and middle parts of the Daginsky horizon were drilled through to the bottom of the sections in all six wells drilled in the Kirinsky block. According to the seismic data, the maximum thickness of the horizon was recorded in the northern part of the Mynginskaya area, where it amounts to 1,800-1,900 meters. Well No. 1 drilled in this area passed through the Daginskiye formations for 715 meters (Fig. 2). The Daginskiye deposits were formed as a result of activity of a strong deltaic system of large rivers (Paleotumnin, Paleoamur and Paleoamgun), flowing down from elevations of the continent of Asia. Three sub-horizons are distinguished within the Daginsky horizon. The lower-Daginsky and mid-Daginsky sub-horizons are composed of interbedded fine-grained sandstone, siltstone and argillite. The share of sand layers in the formation is increasing up the section. The thickness of separate sand layers close to the top of the lower-mid-Daginskaya formation varies from 35 to 67 meters. The upper-Daginsky sub-horizon is composed by interbedded sandy, silty-sandy and argillaceous beds. The thickness of separate sand layers varies from 28 to 58 meters. Seismic horizon 6 having a regional occurrence corresponds to the top of the Daginsky horizon. It is characterized by a sharp change of the depositional environment as a result of the global rise of sea level in the whole Okhotsk sea region, which resulted in replacement of the argillo-arenaceous Daginsky sequence by a deep-water argillaceous Okobykaisky horizon. The Okobykaisky horizon at the top of the middle – bottom of the upper Miocene is composed mostly of low-silty

(Палеотумнин, Палеоамур, Палеоамгунь), стекавших с возвышенностей Азиатского материка. В составе дагинского горизонта выделяются три подгоризонта. Нижнедагинский и среднедагинский подгоризонты представлены переслаиванием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Содержание песчаных пластов в толще увеличивается вверх по разрезу. Толщины отдельных песчаных пластов в прикровельной части нижне-среднедагинской толщи изменяются от 35 до 67 м. Верхнедагинский подгоризонт сложен переслаиванием песчаных, алевритопесчаных и аргиллитовых пластов. Толщины отдельных песчаных пластов изменяются от 28 до 58 м. Кровле дагинского горизонта соответствует сейсмический горизонт 6, имеющий региональное значение. Он характеризуется резкой сменой условий осадконакопления вследствие глобального подъема уровня моря во всем Охотоморском регионе, что привело к смене глинисто-песчаного дагинского комплекса пород глубоководным глинистым окобыкайским горизонтом. Окобыкайский горизонт верхов среднего – низов верхнего миоцена сложен преимущественно глинами аргиллитоподобными, слабо алевритистыми с единичными прослоями глинистых алевролитов и песчаников. Мощность горизонта составляет 400-600 м. Нутовский горизонт верхов миоцена – нижней части плиоцена представлен глинами, реже алевролитами с единичными прослоями песчаников. Он подразделен на нижненутовский и верхненутовский подгоризонты. Помырский горизонт среднего-верхнего плиоцена сложен чередованием глин и песчаников. Его мощность в пределах блока составляет 690-730 м.

Уважаемый Александр Михайлович! Уважаемые работники компании! От коллектива гр руппы копаний «Новомет» и от себя лично сердечно поздравляю Вас с 20-л летием со дня создания предприятия! Два десятилетия назад нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» совместно с Уральским научно-исследовательским трубным институтом приняли решение об учреждении предприятия для производства специальных труб, которые не производила российская трубная промышленность, но в которых чрезвычайно нуждались нефтяная и газовая отрасли. Сегодня ОАО «Уралтрубмаш» – современное, конкурентоспособное предприятие, известное не только на родном Урале, но и далеко за его пределами. За время своей работы компания зарекомендовала себя с самой лучшей стороны. Уверен, под началом такого руководителя как Вы, Александр Михайлович, человека имеющего богатый опыт работы на производстве, акционерное общество «Уралтрубмаш» добьется еще более впечатляющих успехов! От всей души желаю Вам финансовой стабильности, добросовестных деловых партнеров и хороших темпов развития. А коллективу компании – успехов, крепкого здоровья, счастья и хорошего настроения! Надеемся на развитие наших партнерских отношений в будущем! С уважением, Генеральный директор ЗАО «Новомет-Пермь»

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Перельман О.М.

#6 June 2013

GEOLOGY ● Fig. 2. Lithologic and stratigraphic section of the well #2 Mynginskaya. ● Рис. 2. Литолого-стратиграфический разрез скважины №1 Мынгинская.

Age / Возраст Period Период

Epoch Эпоха

Pliocene / Плиоцен

Quaternary Четвертичный

Depth, m Глубина, м

Horizon Горизонт

Lithological Bed top, m Thickness, m column Кровля Литологическая Мощность, м пласта, м колонка

200 400 600

Pomyrsky, N2pm Помырский, N2pm

220

660

Nutovsky, N1-2nt Нутовский, N1-2nt

820

1262

Okobykaisky, N1ok Окобыкайский, N1ok

2082

403

800 1000 1200

Neogene / Неоген

1400 1600

Miocene / Миоцен

1800 2000 2200 2400 2600 2800

Daginsky, N1dg Дагинский, N1dg

2485

3000 3200

>715

Brief description Краткое описание

Grey, plastic silt shale prevails. Rare interlayers of sand, aleurite and quartz Преобладают глины алевритистые, серые, пластичные. Редкие прослои песка и алеврита кварцев. Gray, plastic silt shale prevails. Rare interlayers of sand and aleurite; quartz sandstone of medium roundness and sorting coefficient / Преобладают глины алевритистые, серые, пластичные, мягкие. Редкие, тонкие прослои песка и алевролита, кварцевых, средней окатанности и отсортированности песчаников. Silt shale with frequent thin interlayers of sandstone and siltstone. Limestone interlayers / Глины алевритистые с частыми тонкими прослоями песчаника и алевролита. Есть прослои известняка. Interbedding of sandstone, shale and siltstone. Sandstones are grey, feldspar-quartz with claycarbonate cement Переслаивание песчаников, глин и алевролитов. Песчаники сервые полевошпатовокварцевые с глинистокарбонатным цементом.

Hydrocarbons УВ

Bed 1, gas-bearing Пласт 1, газоносный

Convention / Условные обозначения: Shale and argillite Глины и аргиллиты

Sandstone / Песчаник

Limestone / Известняки

Sand / Песок

Siltstone / Алевролит

Quartz / Кварц

claystone-like shales, with isolated interlayers of argillaceous siltstone and sandstone. The horizon thickness is 400-600 meters. The Nutovsky horizon of the top Miocene – lower part of the Pliocene is composed of shales, rarer by siltstone with

Состав и свойства коллекторов С целью выявления особенностей фильтрационноемкостных свойств и характера насыщения продуктивных пластов были проанализированы петрографические Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

ГЕОЛОГИЯ

isolated sandstone interlayers. It is divided into the lowerNutovsky and upper-Nutovsky sub-horizon. The Pomyrsky horizon of the mid-upper Pliocene is composed of interbedded shales and sandstones. Its thickness within the block is 690-730 meters.

Reservoir Composition and Properties To determine the poro-perm properties and fluid content of pay beds, the researchers analyzed petrographic descriptions, petrophysical data of core analysis and well log data for bed I from wells Kirinskaya No. 3, Mynginskaya No. 1, YuzhnoKirinskaya No. 1, which is productive in all the fields. Field description of the core from the well in the Mynginskoye field was used in the studies. Petrophysical characteristic of pay beds in well Kirinskaya No. 3 based on the data of Gazprom VNIIGAS is shown in Fig. 3, 4 [5]. The bed I thickness increases from the North to the South-South-East, being 27 meters in well Kirinskaya No. 3, 49 meters in well Yuzhno-Kirinskaya No. 1 and 88.9 meters in well Mynginskaya No. 1. Gray polymictic sandstone, mostly quartzose graywackes, prevails everywhere in the bed. Judging by the debris composition, we can make a conclusion that initial rocks of the source area included shales, siliceous and magmatic formations. Grain size distribution varies as follows. In the North-West of the Kirinsky block, i.e. in well Kirinskaya No. 3 medium-coarse sandstone prevails, and fine-pebble gravelstones occur. Farther to the South, i.e. in wells YuzhnoKirinskaya No. 1 and Mynginskaya No. 1 there are no gravelstones, but medium-grained and fine sandstone prevails [4]. Sandstone cement is mostly of the film and pore-filling type. The rocks contain almost no primary clay component. Everywhere cement is of secondary type, and is composed by

описания, петрофизические данные исследования керна и результаты ГИС по пласту I из скважин Киринская №3, Мынгинская №1, Южно-Киринская №1, продуктивного на всех месторождениях. По скважине Мынгинского месторождения было использовано его полевое описание керна. Петрофизическая характеристика продуктивных пластов скважины Киринская №3 по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» приведена на рис. 3, 4 [5]. Мощность пласта I увеличивается с севера на юго-юговосток, составляя 27 м в скважине Киринская №3, 49 м в скважине Южно-Киринская №1 и 88,9 м в скважине Мынгинская №1. Везде в составе пласта преобладают песчаники серые полимиктовые, в основном, кварцевые граувакки. Судя по составу обломков можно заключить, что исходными породами области сноса были сланцы, кремнистые и магматические образования. Гранулометрические характеристики изменяются следующим образом. На северо-западе Киринского блока, т.е. в скважине Киринская №3 преобладают средне-крупнозернистые песчаники, встречаются мелкогалечные гравелиты. Южнее, т.е. в скважинах Южно-Киринская №1 и Мынгинская №1 гравелитов нет, преобладают средне и мелкозернистые песчаники [4]. Цемент песчаников преимущественно пленочного и порового типов. При этом породы почти не содержат первичной глинистой составляющей. Цемент повсеместно вторичный, сложен гидрослюдистыми компонентами с примесью рудных минералов (магнетит, лейкоксен). Встречаются песчаники с кальцитовым цементом, содержащие, судя по анализам, 21,9-39,3% СаСО₃ в скважине Киринская №3 и 24,2-36,0% СаСО₃ в скважине Южно-Киринская №1. Обычно же содержание карбонатов в породах невелико и составляет 0-1,5% кальцита и 0-2,4% доломита.

ООО Научно-технический центр «Транскор-К» технического состояния • инспектирование подземных и подводных трубопроводов бесконтактным методом магнитной томографии (МТМ) и AQUA-MTM (по лицензии малайской нефтяной компании PETRONAS) без какой-либо подготовки объекта и вмешательства в процесс его работы; параметров работоспособности • определение трубопроводов (Psaf, ERF) по зарегистрированным продольным, кольцевым и сдвиговым напряжениям, с корреляцией с международными кодами (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV); обследования металла объектов, не • возможность подлежащих внутритрубному инспектированию

ООО Научно-технический центр «Транскор-К» www.transkor.ru E-mail transkor@inbox.ru info@transkor.ru tel/fax +7 495 225-9652; 225-9653

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

(компрессорные и насосные станции, нефтегазо-химические производства, платформы, коммунальные трубопроводы городов, аэропортов);

• экспертиза промышленной безопасности. 39

#6 June 2013

30 20 10 0 0

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 3RURVLW\ É&#x2030;É¨ÉŞÉ˘ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

0 10

00 10 3HUPHDELOLW\ P' É&#x2030;ÉŞÉ¨É§É˘É°É&#x161;É&#x;ÉŚÉ¨ÉŤÉŹÉś, ÉŚČž

0 00 10

n = 95

40 30 20 10 0 01 0,

1 0,

0 10

00 10 3HUPHDELOLW\ P' É&#x2030;ÉŞÉ¨É§É˘É°É&#x161;É&#x;ÉŚÉ¨ÉŤÉŹÉś, ÉŚČž

0 00 10

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

0 90

1 0,

01 0,

Residual water saturation, % É&#x2C6;ÉŤÉŹÉ&#x161;ÉŹÉ¨ÉąÉ§É&#x161;Éš É&#x153;É¨É&#x17E;É¨É§É&#x161;ÉŤÉľÉłÉ&#x;É§É§É¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 95

0 90

n = 104

n = 79

Residual water saturation, % É&#x2C6;ÉŤÉŹÉ&#x161;ÉŹÉ¨ÉąÉ§É&#x161;Éš É&#x153;É¨É&#x17E;É¨É§É&#x161;ÉŤÉľÉłÉ&#x;É§É§É¨ÉŤÉŹÉś, %

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 3RURVLW\ É&#x2030;É¨ÉŞÉ˘ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 82

0 00 10

00 10 3HUPHDELOLW\ P' É&#x2030;ÉŞÉ¨É§É˘É°É&#x161;É&#x;ÉŚÉ¨ÉŤÉŹÉś, ÉŚČž

0 10

1 0,

n = 82

01 0,

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 3RURVLW\ É&#x2030;É¨ÉŞÉ˘ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

III Bed / ÉŠÉĽÉ&#x161;ÉŤÉŹ

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

II Bed / ÉŠÉĽÉ&#x161;ÉŤÉŹ

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 78

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 84

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 84

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

I Bed / ÉŠÉĽÉ&#x161;ÉŤÉŹ

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

GEOLOGY

Residual water saturation, % É&#x2C6;ÉŤÉŹÉ&#x161;ÉŹÉ¨ÉąÉ§É&#x161;Éš É&#x153;É¨É&#x17E;É¨É§É&#x161;ÉŤÉľÉłÉ&#x;É§É§É¨ÉŤÉŹÉś, %

â&#x2014;? Fig. 3. Distribution of reservoir properties of beds I-III in well Kirinskaya #3 (by core data). â&#x2014;? Đ Đ¸Ń . 3. Đ Đ°Ń ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐşĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń ĐşĐ¸Ń&#x2026; Ń&#x2026;Đ°Ń&#x20AC;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń Ń&#x201A;Đ¸Đş ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛ I-III Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x2039; Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐ°Ń? â&#x201E;&#x2013;3 (ĐżĐž Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đź ĐşĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đ°).

hydromicaceous components with admixture of ore minerals (magnetite, leucoxene). There could be sandstones with calcite cement, containing, according to the analysis, 21.9-39.3 percent ĐĄĐ°ĐĄĐ&#x17E;â&#x201A;&#x192; in well Kirinskaya No. 3 and 24.2-36.0 percent ĐĄĐ°ĐĄĐ&#x17E;â&#x201A;&#x192; in well Yuzhno-Kirinskaya No 1. Usually carbonate content in rocks is not high and amounts to 0-1.5 percent calcite and 0-2.4 percent dolomite. Coarse siltstones, no different from sandstone, are recorded everywhere in the sections. Interlayers of black and dark-gray silty argillite up to 0.5 m eters thick are registered in the section of bed I in all wells under consideration. Interbedded sandstone and argillite members occur among the thick sandstone layers. In the most explored Kirinskoye field, the interval of the top of pay beds is 2,750-3,000 meters. The pool is of a massive structural type. The average net gas pay is 62 meters, porosity â&#x20AC;&#x201C; 0.22, gas saturation â&#x20AC;&#x201C; 0.75.

Oil-and-Gas Potential Hydrocarbon accumulations offshore from North-Eastern Sakhalin were found in the range of the Oligocene to the Pliocene, but mostly confined to the Daginsky horizon formations. Reservoirs are composed by sandy-aleuritic layers formed mainly in the environment of delta, delta front and upper sublittoral. They have porosity 17-25 percent, permeability up to 1 D and more. Within the block, four pay beds were discovered in the Daginskiye formations in the Kirinskoye GCF, 2 beds â&#x20AC;&#x201C; in the Yuzhno-Kirinskoye GCF, and 1 bed â&#x20AC;&#x201C; in the Mynginskoye GCF (Table 1). To the West of the Kirinsky block, 19 sand and sandyaleuritic beds up to 100 m thick were identified in the Lunskoye field, in the mid-lower Miocene interval 1180 m thick. 11 hydrocarbon pools were discovered there. Analysis of the materials on the Kirinsky block fields, using also data from the Lunskoye and other neighboring fields shows that in respect of the oil-and-gas content, the main sequence in the block section includes siliceous-argilla-

Đ&#x2019;ĐľĐˇĐ´Đľ Đ˛ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;ĐľĐˇĐ°Ń&#x2026; ĐžŃ&#x201A;ĐźĐľŃ&#x2021;ĐľĐ˝Ń&#x2039; ĐşŃ&#x20AC;Ń&#x192;ĐżĐ˝ĐžĐˇĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;Đľ Đ°ĐťĐľĐ˛Ń&#x20AC;ĐžĐťĐ¸Ń&#x201A;Ń&#x2039;, Đ˝Đľ ĐžŃ&#x201A;ĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸ĐľŃ Ń? ĐžŃ&#x201A; ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đ¸ĐşĐžĐ˛. Đ&#x2019; ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ°Ń&#x2026; Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;ĐľĐˇĐžĐ˛ ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ° I Đ˛Ń ĐľŃ&#x2026; Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2026; Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń ĐźĐ°Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸Đ˛Đ°ĐľĐźŃ&#x2039;Ń&#x2026; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Đ˛Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2021;ĐľĐ˝Ń&#x2039; ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ ĐťĐžĐ¸ Ń&#x2021;ĐľŃ&#x20AC;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸ Ń&#x201A;ĐľĐźĐ˝Đž- Ń ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ°ĐťĐľĐ˛Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ°Ń&#x20AC;ĐłĐ¸ĐťĐťĐ¸Ń&#x201A;ĐžĐ˛ Ń&#x201A;ĐžĐťŃ&#x2030;Đ¸Đ˝ĐžĐš Đ´Đž 0,5 Đź. ĐĄŃ&#x20AC;ĐľĐ´Đ¸ ĐźĐžŃ&#x2030;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń ĐťĐžĐľĐ˛ ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đ¸ĐşĐžĐ˛ Đ˛Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2021;Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? ĐżĐ°Ń&#x2021;ĐşĐ¸ ĐżĐľŃ&#x20AC;ĐľŃ ĐťĐ°Đ¸Đ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đ¸ĐşĐžĐ˛ Đ¸ Đ°Ń&#x20AC;ĐłĐ¸ĐťĐťĐ¸Ń&#x201A;ĐžĐ˛. Đ&#x201D;ĐťŃ? Đ˝Đ°Đ¸ĐąĐžĐťĐľĐľ Đ¸ĐˇŃ&#x192;Ń&#x2021;ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐłĐž Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ˛Đ°Đť ĐˇĐ°ĐťĐľĐłĐ°Đ˝Đ¸Ń? ĐşŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐťĐ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛ Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; 2 750-3 000 Đź. Đ˘Đ¸Đż ĐˇĐ°ĐťĐľĐśĐ¸ â&#x20AC;&#x201C; ĐźĐ°Ń Ń Đ¸Đ˛Đ˝Đž-ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Đš. ĐĄŃ&#x20AC;ĐľĐ´Đ˝Ń?Ń? ĐłĐ°ĐˇĐžĐ˝Đ°Ń Ń&#x2039;Ń&#x2030;ĐľĐ˝Đ˝Đ°Ń? Ń&#x201A;ĐžĐťŃ&#x2030;Đ¸Đ˝Đ° â&#x20AC;&#x201C; 62 Đź, ĐżĐžŃ&#x20AC;Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; â&#x20AC;&#x201C; 0,22 Đ´.Đľ., ĐłĐ°ĐˇĐžĐ˝Đ°Ń Ń&#x2039;Ń&#x2030;ĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; â&#x20AC;&#x201C; 0,75 Đ´.Đľ.

Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐłĐ°ĐˇĐžĐ˝ĐžŃ Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ&#x2014;Đ°ĐťĐľĐśĐ¸ ĐŁĐ&#x2019; Đ˝Đ° Ń&#x2C6;ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x201E;Đľ ĐĄĐľĐ˛ĐľŃ&#x20AC;Đž-Đ&#x2019;ĐžŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝ĐžĐłĐž ĐĄĐ°Ń&#x2026;Đ°ĐťĐ¸Đ˝Đ° Đ˝Đ°ĐšĐ´ĐľĐ˝Ń&#x2039; Đ˛ Đ´Đ¸Đ°ĐżĐ°ĐˇĐžĐ˝Đľ ĐžŃ&#x201A; ĐžĐťĐ¸ĐłĐžŃ&#x2020;ĐľĐ˝Đ° Đ´Đž ĐżĐťĐ¸ĐžŃ&#x2020;ĐľĐ˝Đ°, Đ˝Đž ĐąĐžĐťŃ&#x152;Ń&#x2C6;Đ¸Đ˝Ń Ń&#x201A;Đ˛Đž Đ¸Đˇ Đ˝Đ¸Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžŃ&#x2021;ĐľĐ˝Ń&#x2039; Đş ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ°Đź Đ´Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°. Đ&#x161;ĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039; ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Ń&#x2039; ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đž-Đ°ĐťĐľĐ˛Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;ĐźĐ¸ ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ°ĐźĐ¸, Ń Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˛Ń&#x2C6;Đ¸ĐźĐ¸Ń Ń? ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ¸ĐźŃ&#x192;Ń&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝Đž Đ˛ Ń&#x192;Ń ĐťĐžĐ˛Đ¸Ń?Ń&#x2026; Đ´ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Ń&#x2039;, Đ°Đ˛Đ°Đ˝Đ´ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Ń&#x2039;, Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2026;Đ˝ĐľĐš Ń Ń&#x192;ĐąĐťĐ¸Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ°ĐťĐ¸. Đ&#x161;ĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039; Đ¸ĐźĐľŃ&#x17D;Ń&#x201A; ĐżĐžŃ&#x20AC;Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; 17-25%, ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˝Đ¸Ń&#x2020;Đ°ĐľĐźĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ´Đž 1 Đ&#x201D; Đ¸ ĐąĐžĐťĐľĐľ. Đ&#x2019; ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťĐ°Ń&#x2026; ĐąĐťĐžĐşĐ° Đ˝Đ° Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐź Đ&#x201C;Đ&#x161;Đ&#x153; ĐžŃ&#x201A;ĐşŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x201A;Đž Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Ń&#x2039;Ń&#x20AC;Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ° Đ˛ Đ´Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐ¸Ń&#x2026; ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?Ń&#x2026;, Đ˝Đ° ĐŽĐśĐ˝Đž- Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐź Đ&#x201C;Đ&#x161;Đ&#x153; â&#x20AC;&#x201C; 2 ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ°, Đ¸ Đ˝Đ° Đ&#x153;Ń&#x2039;Đ˝ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐź â&#x20AC;&#x201C; 1 ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A; (Ń&#x201A;Đ°ĐąĐť. 1). Đ&#x2014;Đ°ĐżĐ°Đ´Đ˝ĐľĐľ Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐąĐťĐžĐşĐ° Đ˝Đ° Đ&#x203A;Ń&#x192;Đ˝Ń ĐşĐžĐź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ Đ˛ Ń Ń&#x20AC;ĐľĐ´Đ˝ĐľĐź-Đ˝Đ¸ĐśĐ˝ĐľĐź ĐźĐ¸ĐžŃ&#x2020;ĐľĐ˝Đľ ĐźĐžŃ&#x2030;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; 1180 Đź Đ˛Ń&#x2039;Đ´ĐľĐťĐľĐ˝Đž 19 ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸ ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đž-Đ°ĐťĐľĐ˛Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛ ĐźĐžŃ&#x2030;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; Đ´Đž 100 Đź. Đ˘Đ°Đź ĐžŃ&#x201A;ĐşŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x201A;Đž 11 ĐˇĐ°ĐťĐľĐśĐľĐš ĐŁĐ&#x2019;. Đ?Đ˝Đ°ĐťĐ¸Đˇ ĐźĐ°Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Đ°ĐťĐžĐ˛ ĐżĐž ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?Đź Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐąĐťĐžĐşĐ° Ń ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Đ˛ĐťĐľŃ&#x2021;ĐľĐ˝Đ¸ĐľĐź Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐž Đ&#x203A;Ń&#x192;Đ˝Ń ĐşĐžĐźŃ&#x192; Đ¸ Đ´Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐłĐ¸Đź Ń ĐžŃ ĐľĐ´Đ˝Đ¸Đź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?Đź ĐżĐžĐşĐ°ĐˇŃ&#x2039;Đ˛Đ°ĐľŃ&#x201A;, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž Ń Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;ĐşĐ¸ ĐˇŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐłĐ°ĐˇĐžĐ˝ĐžŃ Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ ĐžŃ Đ˝ĐžĐ˛Đ˝Ń&#x2039;Đź ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ ĐžĐź Đ˛ Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛Đľ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;ĐľĐˇĐ° ĐąĐťĐžĐşĐ° Ń?Đ˛ĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? ĐşŃ&#x20AC;ĐľĐźĐ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Đž-ĐłĐťĐ¸Đ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Đž-Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x20AC;Đ¸ĐłĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? Đ´Đ°ĐľŃ&#x2026;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Đ¸Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž, Ń&#x192;ĐšĐ˝Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž, Đ´Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž, ĐžĐşĐžĐąŃ&#x2039;ĐşĐ°ĐšŃ ĐşĐžĐłĐž Đ¸ Đ˝Ń&#x192;Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń ĐşĐžĐłĐž ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;ĐžĐ˛. Đ&#x17E; Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐłĐ°ĐˇĐžĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;ĐľĐź ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ°ĐťĐľ Đ´Đ°ĐľŃ&#x2026;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Đ¸Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° ĐźĐžĐśĐ˝Đž Ń Ń&#x192;Đ´Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐťĐ¸Ń&#x2C6;Ń&#x152; ĐżĐž ĐźĐ°Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Đ°ĐťĐ°Đź Ń ĐžŃ ĐľĐ´Đ˝Đ¸Ń&#x2026; Ń Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐ¸Đź ĐąĐťĐžĐşĐžĐź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đš. Đ&#x2019; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đľ â&#x201E;&#x2013;1 Đ&#x201D;Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐ°Ń? Oil&GasEURASIA

#6 June 2013

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 3RURVLW\ É&#x2030;É¨ÉŞÉ˘ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 406

10 0 1 0,

0 10

00 10 3HUPHDELOLW\ P' É&#x2030;ÉŞÉ¨É§É˘É°É&#x161;É&#x;ÉŚÉ¨ÉŤÉŹÉś, ÉŚČž

Residual water saturation, % É&#x2C6;ÉŤÉŹÉ&#x161;ÉŹÉ¨ÉąÉ§É&#x161;Éš É&#x153;É¨É&#x17E;É¨É§É&#x161;ÉŤÉľÉłÉ&#x;É§É§É¨ÉŤÉŹÉś, %

01 0,

0 00 10

n = 383

40 30 20 10 0

0 00 10

1 1 0 10 00 0, 10 10 3HUPHDELOLW\ P' É&#x2030;ÉŞÉ¨É§É˘É°É&#x161;É&#x;ÉŚÉ¨ÉŤÉŹÉś, ÉŚČž

01 0,

n = 280

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 3RURVLW\ É&#x2030;É¨ÉŞÉ˘ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

I-IV Beds / ÉŠÉĽÉ&#x161;ÉŤÉŹÉľ

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 95

30 )UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 95

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

n = 95

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

IV Bed / ÉŠÉĽÉ&#x161;ÉŤÉŹ

)UHTXHQF\ É&#x2018;É&#x161;ÉŤÉŹÉ¨ÉŤÉŹÉś, %

GEOLOGY

Residual water saturation, % É&#x2C6;ÉŤÉŹÉ&#x161;ÉŹÉ¨ÉąÉ§É&#x161;Éš É&#x153;É¨É&#x17E;É¨É§É&#x161;ÉŤÉľÉłÉ&#x;É§É§É¨ÉŤÉŹÉś, %

â&#x2014;? Fig. 4. Distribution of reservoir properties of bed IV and total values for beds in well Kirinskaya No. 3 (by core data). â&#x2014;? Đ Đ¸Ń . 4. Đ Đ°Ń ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐşĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń ĐşĐ¸Ń&#x2026; Ń&#x2026;Đ°Ń&#x20AC;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń Ń&#x201A;Đ¸Đş ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ° IV Đ¸ Ń Ń&#x192;ĐźĐźĐ°Ń&#x20AC;Đ˝ĐžĐľ ĐżĐž ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ°Đź Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x2039; Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐ°Ń? â&#x201E;&#x2013;3 (ĐżĐž Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đź ĐşĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đ°).

ceous-terrigenous formations of the Dayekhuriinsky, Uininsky, Daginsky, Okobykaisky, and Nutovsky horizons. It is possible to estimate the oil-and-gas generating potential of the Dayekhuriinsky horizon only based on the materials from the fields close to the Kirinsky block. In well No. 1 Daginskaya, the Dayekhuriinsky horizon (upper Oligocene), occurring in the interval of 2,808-3,040 meters, is composed by argillite, siliceous argillite, and gaize with thin tuff streaks. This horizon is composed of the same rocks in other areas as well. The degree of catagenetic transformation of the organic matter in the rocks of the Lunskoye field is R0=0.74-0.88 percent; in the fields of the Sakhalin-5 blocks it is 0.732-0.784 percent. Kerogen of type II is present here, with the initial potential Đ?1= 627 mg of hydrocarbon/g of ĐĄorg (Galushkin et al., 2009). By the degree of organic matter catagenesis and hydrocarbon generation intensity, rocks of the Dayekhuriinsky horizon can be considered to be actively generating hydrocarbons. The Uininsky horizon (Miocene bottom) is composed of mudrock with sparse sandstone streaks. Its thickness in the Lunskoye field is approximately 600 m (Veselov et al., 2006). The degree of catagenetic transformation of the organic matter the rocks of the Lunskaya area is moderate and varies from R0=0.74-0.76 percent in the bottom of the horizon (3,5003,640 meters deep) to R0=0.63-0.64 percent in its top (29003040 meters deep). Kerogen of type II has the initial potential Đ?1=377 mg of hydrocarbon/g of ĐĄorg. In the Sakhalin-5 areas, R0 varies from 0.646 to 0.723 percent, and Đ?1- from 627 to 710 mg of hydrocarbon/g of ĐĄorg (Galushkin et al., 2009). We can suppose that the Uininsky horizon rocks were intensively generating hydrocarbons. In all areas of the Kirinsky block, the Daginsky horizon is composed by sandstones and siltstones with streaks of argillaceous rocks. Its oil-and-gas generating potential cannot be high, but the horizon formations are good reservoirs. The Okobykaiskiye, and in wider aspect, OkobykaiskoNutovskiye deposits contain no hydrocarbon accumulations due to absence of reservoirs. However, they are good cap rocks. Composition of gas in the Upper-Daginskaya pool was analyzed in the course of laboratory studies of bottomhole samples from well No. 2 by Gazprom VNIIGAS [7]. A characteristic feature of oil and condensate from the North-Eastern Sakhalin shelf is low sulfur content; gas contains no hydrogen sulfide, because hydrocarbon accumulations are confined to the terrigenous deposits.

Đ´Đ°ĐľŃ&#x2026;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Đ¸Đ¸Đ˝Ń ĐşĐ¸Đš ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A; (Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2026;Đ˝Đ¸Đš ĐžĐťĐ¸ĐłĐžŃ&#x2020;ĐľĐ˝), ĐˇĐ°ĐťĐľĐłĐ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đš Đ˛ Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ˛Đ°ĐťĐľ 2 808-3 040 Đź, Ń ĐťĐžĐśĐľĐ˝ Đ°Ń&#x20AC;ĐłĐ¸ĐťĐťĐ¸Ń&#x201A;Đ°ĐźĐ¸, ĐşŃ&#x20AC;ĐľĐźĐ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;ĐźĐ¸ Đ°Ń&#x20AC;ĐłĐ¸ĐťĐťĐ¸Ń&#x201A;Đ°ĐźĐ¸, ĐžĐżĐžĐşĐ°ĐźĐ¸ Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˝ĐşĐ¸ĐźĐ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐşĐ°ĐźĐ¸ Ń&#x201A;Ń&#x192;Ń&#x201E;ĐžĐ˛. Đ˘Đ°ĐşĐ¸ĐźĐ¸ ĐśĐľ ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ°ĐźĐ¸ ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A; Ń ĐťĐžĐśĐľĐ˝ Đ¸ Đ˝Đ° Đ´Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐłĐ¸Ń&#x2026; ĐżĐťĐžŃ&#x2030;Đ°Đ´Ń?Ń&#x2026;. ĐĄŃ&#x201A;ĐľĐżĐľĐ˝Ń&#x152; ĐşĐ°Ń&#x201A;Đ°ĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐžŃ&#x20AC;ĐłĐ°Đ˝Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž Đ˛ĐľŃ&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Đ° Đ˛ ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ°Ń&#x2026; ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° Đ˝Đ° Đ&#x203A;Ń&#x192;Đ˝Ń ĐşĐžĐź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; R0=0,74-0,88%, Đ˝Đ° ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?Ń&#x2026; ĐąĐťĐžĐşĐžĐ˛ ĐĄĐ°Ń&#x2026;Đ°ĐťĐ¸Đ˝-5 ĐžĐ˝Đ° Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; 0,732-0,784%. Đ&#x2014;Đ´ĐľŃ Ń&#x152; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń Ń&#x192;Ń&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Ń&#x192;ĐľŃ&#x201A; ĐşĐľŃ&#x20AC;ĐžĐłĐľĐ˝ Ń&#x201A;Đ¸ĐżĐ° II c Đ¸Ń Ń&#x2026;ĐžĐ´Đ˝Ń&#x2039;Đź ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ°ĐťĐžĐź Đ?1=627 ĐźĐł ĐŁĐ&#x2019;/Đł ĐĄĐžŃ&#x20AC;Đł (Đ&#x201C;Đ°ĐťŃ&#x192;Ń&#x2C6;ĐşĐ¸Đ˝ Đ¸ Đ´Ń&#x20AC;., 2009). Đ&#x;Đž Ń Ń&#x201A;ĐľĐżĐľĐ˝Đ¸ ĐşĐ°Ń&#x201A;Đ°ĐłĐľĐ˝ĐľĐˇĐ° Đ&#x17E;Đ&#x2019; Đ¸ Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľĐ˝Ń Đ¸Đ˛Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ ĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐŁĐ&#x2019; ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x2039; Đ´Đ°ĐľŃ&#x2026;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Đ¸Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° ĐźĐžĐłŃ&#x192;Ń&#x201A; Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń ĐźĐ°Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸Đ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń Ń? ĐşĐ°Đş Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľĐ˝Ń Đ¸Đ˛Đ˝Đž ĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đľ ĐŁĐ&#x2019;. ĐŁĐšĐ˝Đ¸Đ˝Ń ĐşĐ¸Đš ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A; (Đ˝Đ¸ĐˇŃ&#x2039; ĐźĐ¸ĐžŃ&#x2020;ĐľĐ˝Đ°) Ń ĐťĐžĐśĐľĐ˝ Đ°ĐťĐľĐ˛Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;ĐžĐłĐťĐ¸Đ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;ĐźĐ¸ ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ°ĐźĐ¸ Ń Ń&#x20AC;ĐľĐ´ĐşĐ¸ĐźĐ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ ĐťĐžŃ?ĐźĐ¸ ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đ¸ĐşĐžĐ˛. Đ&#x2022;ĐłĐž ĐźĐžŃ&#x2030;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ˝Đ° Đ&#x203A;Ń&#x192;Đ˝Ń ĐşĐžĐź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; ĐžĐşĐžĐťĐž 600 Đź (Đ&#x2019;ĐľŃ ĐľĐťĐžĐ˛ Đ¸ Đ´Ń&#x20AC;., 2006). ĐĄŃ&#x201A;ĐľĐżĐľĐ˝Ń&#x152; ĐşĐ°Ń&#x201A;Đ°ĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐžŃ&#x20AC;ĐłĐ°Đ˝Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž Đ˛ĐľŃ&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Đ° ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´ ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° Đ˝Đ° Đ&#x203A;Ń&#x192;Đ˝Ń ĐşĐžĐš ĐżĐťĐžŃ&#x2030;Đ°Đ´Đ¸ Ń&#x192;ĐźĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Đ˝Đ°Ń? Đ¸ ĐźĐľĐ˝Ń?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? ĐžŃ&#x201A; R0=0,74-0,76% Đ˛ ĐżĐžĐ´ĐžŃ&#x2C6;Đ˛Đľ ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° (ĐłĐťŃ&#x192;ĐąĐ¸Đ˝Ń&#x2039; 3 500-3 640 Đź) Đ´Đž R0= 0,63-0,64% Đ˛ ĐľĐłĐž ĐşŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐťĐľ (ĐłĐťŃ&#x192;ĐąĐ¸Đ˝Ń&#x2039; 2 900-3 040Đź). Đ&#x161;ĐľŃ&#x20AC;ĐžĐłĐľĐ˝ Ń&#x201A;Đ¸ĐżĐ° II Đ¸ĐźĐľĐľŃ&#x201A; Đ¸Ń Ń&#x2026;ĐžĐ´Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ°Đť Đ?1=377 ĐźĐł ĐŁĐ&#x2019;/Đł ĐĄĐžŃ&#x20AC;Đł . Đ?Đ° ĐżĐťĐžŃ&#x2030;Đ°Đ´Ń?Ń&#x2026; ĐĄĐ°Ń&#x2026;Đ°ĐťĐ¸Đ˝-5 R0 ĐźĐľĐ˝Ń?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? ĐžŃ&#x201A; 0,646 Đ´Đž 0,723%, Đ° Đ?1 â&#x20AC;&#x201C; ĐžŃ&#x201A; 627 Đ´Đž 710 ĐźĐł ĐŁĐ&#x2019;/Đł ĐĄĐžŃ&#x20AC;Đł (Đ&#x201C;Đ°ĐťŃ&#x192;Ń&#x2C6;ĐşĐ¸Đ˝ Đ¸ Đ´Ń&#x20AC;., 2009). Đ&#x153;ĐžĐśĐ˝Đž ĐżĐžĐťĐ°ĐłĐ°Ń&#x201A;Ń&#x152;, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x2039; Ń&#x192;ĐšĐ˝Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľĐ˝Ń Đ¸Đ˛Đ˝Đž ĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°ĐťĐ¸ ĐŁĐ&#x2019;. Đ&#x201D;Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐ¸Đš ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A; Đ˝Đ° Đ˛Ń ĐľŃ&#x2026; ĐżĐťĐžŃ&#x2030;Đ°Đ´Ń?Ń&#x2026; Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐąĐťĐžĐşĐ° ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝, ĐşĐ°Đş Ń&#x192;ĐżĐžĐźĐ¸Đ˝Đ°ĐťĐžŃ Ń&#x152;, ĐżĐľŃ Ń&#x2021;Đ°Đ˝Đ¸ĐşĐ°ĐźĐ¸ Đ¸ Đ°ĐťĐľĐ˛Ń&#x20AC;ĐžĐťĐ¸Ń&#x201A;Đ°ĐźĐ¸ Ń ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ ĐťĐžŃ?ĐźĐ¸ ĐłĐťĐ¸Đ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´. Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐłĐ°ĐˇĐžĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đš ĐľĐłĐž ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ°Đť Đ˝Đľ ĐźĐžĐśĐľŃ&#x201A; ĐąŃ&#x2039;Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐˇĐ˝Đ°Ń&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Đź, Đ˝Đž ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x2039; ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° Ń?Đ˛ĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Ń&#x2026;ĐžŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2C6;Đ¸ĐźĐ¸ ĐşĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ°ĐźĐ¸. Đ&#x17E;ĐşĐžĐąŃ&#x2039;ĐşĐ°ĐšŃ ĐşĐ¸Đľ, Đ° Ń&#x2C6;Đ¸Ń&#x20AC;Đľ ĐłĐžĐ˛ĐžŃ&#x20AC;Ń?, ĐžĐşĐžĐąŃ&#x2039;ĐşĐ°ĐšŃ ĐşĐž-Đ˝Ń&#x192;Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń ĐşĐ¸Đľ ĐžŃ&#x201A;ĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐˇĐ°ĐťĐľĐśĐľĐš ĐŁĐ&#x2019; Đ˝Đľ Ń ĐžĐ´ĐľŃ&#x20AC;ĐśĐ°Ń&#x201A; Đ¸Đˇ-ĐˇĐ° ĐžŃ&#x201A;Ń Ń&#x192;Ń&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Ń? ĐşĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ˛. Đ&#x17E;Đ´Đ˝Đ°ĐşĐž ĐžĐ˝Đ¸ Ń?Đ˛ĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Ń&#x2026;ĐžŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2C6;ĐľĐš ĐżĐžĐşŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x2C6;ĐşĐžĐš. ĐĄĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ ĐłĐ°ĐˇĐ° Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2026;Đ˝ĐľĐ´Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐš ĐˇĐ°ĐťĐľĐśĐ¸ Đ¸ĐˇŃ&#x192;Ń&#x2021;ĐľĐ˝ Đ˛ Ń&#x2026;ĐžĐ´Đľ ĐťĐ°ĐąĐžŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸Ń Ń ĐťĐľĐ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đš ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐą Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x2039; â&#x201E;&#x2013;2 Đ˛ Đ&#x17E;Đ&#x17E;Đ&#x17E; ÂŤĐ&#x201C;Đ°ĐˇĐżŃ&#x20AC;ĐžĐź Đ&#x2019;Đ?Đ&#x2DC;Đ&#x2DC;Đ&#x201C;Đ?Đ&#x2014;Âť [7]. Đ&#x17E;Ń&#x201A;ĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐš ĐžŃ ĐžĐąĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐš Đ¸ ĐşĐžĐ˝Đ´ĐľĐ˝Ń Đ°Ń&#x201A;ĐžĐ˛ Ń&#x2C6;ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x201E;Đ° ĐĄĐľĐ˛ĐľŃ&#x20AC;Đž-Đ&#x2019;ĐžŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝ĐžĐłĐž ĐĄĐ°Ń&#x2026;Đ°ĐťĐ¸Đ˝Đ° Ń?Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ˝Đ¸ĐˇĐşĐžĐľ Ń ĐžĐ´ĐľŃ&#x20AC;ĐśĐ°Đ˝Đ¸Đľ Ń ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2039;, Đ° Đ˛ ĐłĐ°ĐˇĐ°Ń&#x2026; ĐžŃ&#x201A;Ń Ń&#x192;Ń&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Đľ Ń ĐľŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐžĐ´ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ°, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž Ń Đ˛Ń?ĐˇĐ°Đ˝Đž Ń ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžŃ&#x2021;ĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; ĐˇĐ°ĐťĐľĐśĐľĐš Ń&#x192;ĐłĐťĐľĐ˛ĐžĐ´ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´ĐžĐ˛ Đş Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x20AC;Đ¸ĐłĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đź ĐžŃ&#x201A;ĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Ń?Đź. Đ&#x201C;Đ°ĐˇŃ&#x2039; ĐźĐľŃ&#x201A;Đ°Đ˝ĐžĐ˛Ń&#x2039;Đľ, ĐąĐľŃ Ń ĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;Đľ, ĐżĐžĐťŃ&#x192;ĐśĐ¸Ń&#x20AC;Đ˝Ń&#x2039;Đľ. ĐĄĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ Đ¸Ń&#x2026; Đ´ĐťŃ? Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2026;Đ˝Đ¸Ń&#x2026; ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛ Đ´Đ°ĐłĐ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐš Ń Đ˛Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x2039; Đ&#x203A;Ń&#x192;Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž Đ¸ Đ&#x161;Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đš ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐźĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đž ĐžĐ´Đ¸Đ˝Đ°ĐşĐžĐ˛, ĐžŃ&#x201A;ĐźĐľŃ&#x2021;Đ°ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? ĐˇĐ°ĐşĐžĐ˝ĐžĐźĐľŃ&#x20AC;Đ˝ĐžĐľ Đ¸Ń&#x2026; Ń&#x192;Ń&#x201A;Ń?ĐśĐľĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ˛Đ˝Đ¸Đˇ ĐżĐž Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;ĐľĐˇŃ&#x192;. Oil&GasEURASIA

Ɉɰɟɧɤɚ

ɘɥɩɨɩɧɣɲɨɛɺ ɛɦɷɭɠɫɨɛɭɣɝɛ ɭɫɛɟɣɱɣɩ ɩɜɩɫɮɟɩɝɛɨɣɹ ɟɦɺ ɬɪɮɬɥD ɩɜɬɛɟɨɶɰ Ɉɩɝɠɤɳɠɠ ɟɩɪɩɦɨɠɨɣɠ ɥɩɧɪɛɨɣɣ :HDWKHUIRUG ɥ ɬɣɬɭɠɧɠ ɩɜɠɬɪɠɲɣɝɛɠɭ ɸɥɩɨɩɧɣɹ ɢɛɭɫɛɭ ɣ ɬɪɩɬɩɜɬɭɝɮɠɭ ɮɧɠɨɷɳ ɥɩɦɣɲɠɬɭɝɛ ɢɛɟɠɤɬɭɝɩɝɛɨɨɩɞɩ ɪɠɫɬɩɨɛɦɛ ɨɛ ɫɩɭɩɫɨɩɤ

ɇɨɜɚɹ ɤɨɦɩɚɤɬɧɚɹ ɢ ɨɛɥɟɝɱɟɧɧɚɹ ɜɟɪɫɢɹ ɨ ɩɨɞɯɨɞɢɬ ɞɥɹ ɧɟɛɨɥɶɲɢɯ ɧɚɡɟɦɧɵɯ ɛɭɪɨɜ ɞɥɹ ɤɨɬɨɪɵɯ ɫɜɨɣɫɬɜɟɧɧɵ ɨɩɪɟɞɟɥɟɧɧɵɟ ɦɢɧɢɦɭɦ ɩɪɨɫɬɪɚɧɫɬɜɚ ɞɥɹ ɪɚɡɦɟɳɟɧɢɹ ɜ ɦɢɬɢɪɨɜɚɧɧɵɟ ɜɨɡɦɨɠɧɨɫɬɢ ɩɨ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɨɜ ɧɚ ɪɨɬɨɪɧɭɸ ɩɥɨɳɚɞɤɭ ɛɭɪɨ

Ɉɩɬɢɦɢɡɢɪɨɜɚɧɧɚɹ ɤɨɧɫɬɪɭɤɰɢɹ ɢ ɤɜɚɠɢɧɵ ɞɨɫɬɢɝɚɸɬɫɹ ɡɚ ɫɱɟɬ ɭɫɬɪ ɨɩɚɫɧɨɫɬɟɣ ɩɪɢ ɛɭɪɟɧɢɢ ɢ ɫɧɢɠɟɧɢɹ ɷɤɫɩɥ ɛɫɬɜɭɟɬ ɞɨɫɬɢɠɟɧɢɸ ɩɪɨ

ɢɜɚɟɦɵɟ ɛɚɲɦɚɤɢ ɨɛɫɚɞɧɨɣ ɤɨɥɨɧɧɵ ɤɨɦɩɚɧɢɢ :HDWKHUIRUG ɢ ɫɢɫɬɟɦɵ ɜɟɪɯɧɟɝɨ ɚ ɞɥɹ ɫɩɭɫɤɚ ɨɛɫɚɞɧɵɯ ɤɨɥɨɧɧ 2YHU'ULYH™ ɚɜɥɹɸɬ ɫɨɛɨɣ ɨɪɝɚɧɢɱɧɵɣ ɤɨɦɩɥɟɤɬ ɨɜɚɧɢɹ Ȼɚɲɦɚɤɢ Defyerr '3$ ɢ ɧɨɜɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ TorkDrive '7 ɩɪɢ ɨɞɧɨɜɪɟɦɟɧɧɨɦ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɢ ɨɛɟɫɩɟɱɢɜɚɸɬ ɡɧɚɱɢɬɟɥɶɧɭɸ ɷɤɨɧɨɦɢɸ ɡɚɬɪɚɬ ɩɨ ɫɪɚɜɧɟɧɢɸ ɫ ɩɪɟɞɥɨɠɟɧɢɹɦɢ ɤɨɧɤɭɪɟɧɬɨɜ ɛɵɫɬɪɨɬɭ ɦɨɧɬɚɠɚ ɢ ɥɟɝɤɨɫɬɶ ɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ ɱɬɨ ɨɩɬɢɦɚɥɶɧɨ ɞɥɹ ɧɟɛɨɥɶɲɢɯ ɧɚɡɟɦɧɵɯ ɛɭɪɨɜɵɯ ɭɫɬɚɧɨɜɨɤ ™

ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ

Ɂɚɤɚɧɱɢɜɚɧɢɟ

Ⱦɨɛɵɱɚ

ȼɧɭɬɪɢɫɤɜɚɠɢɧɧɵɟ ɪɚɛɨɬɵ

#6 June 2013

GEOLOGY ● Table 1. Comparison of pay beds of GCF in the Kirinsky block (by well log data). ● Табл. 1. Сравнительная характеристика продуктивных пластов ГКМ Киринского блока (по ГИС).

Fields Месторождение

Kirinskoye GCF, wells 1,2,3 / Киринское ГКМ, скважины 1,2,3

Bed parameters Параметры пластов

Bed 1 / Пласт 1 Bed 2 / Пласт 2 Bed 3 / Пласт 3 Bed 4 / Пласт 4 Bed 1 / Пласт 1 Bed 2 / Пласт 2

Bed 1 Пласт 1

top кровля

2763,2-2882,2 2819,6-2914,2 2872,0-2958,9 2968,1-3024,3 2678,6-2702,3 2749,2-2788,8 -2737,2-2856,2 -2793,6-2888,2 -2846,0-2932,9 -2944,6-2998,3 -2656,6-2676,3 -2727,2-2762,8

2488,2 -2465,8

bottom 2815,1-2902,9 2867,0-2951,5 2943,6-3019,7 3009,1-3066,4 2727,6-2778,9 2796,2-2840,7 подошва -2789,1-2876,9 -2841,0-2925,5 -2917,6-2993,7 -2983,1-3040,4 -2705,6-2756,9 -2774,2-2814,7

2577,1 -2554,7

Penetrated interval Интервал вскрытия

Total thickness, m Общая толщина, м Net gas pay, m Эффективная газонасыщенная толщина, м Кpor, decimal fraction Кпор, доли ед. Kgas content decimal fraction Кгазон, доли ед. Well bottomhole depth, m Забои скважин, м

20,7-51,9

37,3-47,4

58,6-71,6

35,8-51,5

49,0-76,6

47,0-51,9

88,9

14,6-41,8

22,7-38,3

18,1-44,7

17,5-22,7

25,0-49,2

21,4-23,0

33,1

0,21-0,25

0,19-0,21

0,17-0,21

0,23-0,24

0,21-0,24

0,24

0,73-0,75

0,70-0,81

0,62-0,81

0,61-0,64

0,51-0,52

0,52-0,64

0,68

3482-3700/-3458,5-3674

Gas is of methane type, sweet and semi-wet. Its composition in the upper layers of the Daginskaya suite in the Lunskoye and Kirinskoye fields is almost the same; down the section it is steadily becoming heavier. Content of methane is 86.34-88.1 percent, ethane – 3.273.86 percent, propane – 1.55-2.03 percent, butane – 0.87-1.14 percent, pentane – 0.22-0.29 percent, nitrogen – 0.12-0.20 percent, and carbon dioxide – 2.69-3.10 percent. The condensate is characterized by a high potential content of fuel fractions. Thus, the yield of benzene fraction NK-120 С varies in the range of 30.8-34.8 percent wt, of benzene fraction НК-180 С – 54.7-61.5 percent wt, kerosene fracion 120-230 С — 38.3-40.8 percent wt, kerosene fraction 150-280 С – 35.437.5 percent wt, and diesel fraction 140-320 С – 47.3-49.5 С. The condensates are similar by the hydrocarbon-type content of the distillate part, with boiling point up to 300 С. All condensates are characterized by a high content of aromatic hydrocarbons. Thus, the above mentioned sequence forms a triad composed by oil-and-gas generating formations (upper Oligocenelower Miocene, i.e. Dayekhuriinsky and Uininsky horizons), sequences of reservoirs, favorable for hydrocarbon migration and accumulation in the appropriate environment (Miocene, Daginsky horizon) and cap rocks (middle Miocene, Okobykaisky horizon). The performed analysis shows the following characteristics of three gas condensate fields of the Kirinsky block: ● Six deep exploratory wells were drilled in the Kirinsky block and three gas condensate fields were discovered in the formations of the Daginsky horizon. Reservoir rocks include sandstone and siltstone. Field gas and condensate in place of С1 category are approximately 360 bcm, of С2 category – approximately 500 bcm;

Mynginskoye Yuzhno-Kirinskoye GCF, wells 1,2 GCF, well 1 Южно-Киринское ГКМ, Мынгинское скважины 1,2 ГКМ, скважина 1

2900,4-3200/-2874,4-3177,6

3200/-3177,6

Содержание метана 86,34-88,1%, этана – 3,27-3,86%, пропана – 1,55-2,03%, бутана – 0,87-1,14%, пентана – 0,22-0,29%, азота – 0,12-0,20%, углекислого газа – 2,69-3,10%. Для конденсатов характерно высокое потенциальное содержание топливных фракций. Так, выход бензиновой фракции НК-120 °С изменяется в пределах 30,8-34,8% масс, бензиновой фракции НК-180 °С – 54,7 – 61,5% масс, керосиновой фракции 120-230 °С — 38,3-40,8% масс, керосиновой фракции 150-280 °С – 35,4-37,5% масс, дизельной фракции 140-320 °С – 47,3-49,5 °С. Конденсаты схожи по групповому углеводородному составу дистиллятной части, выкипающей до 300 °С. Для всех конденсатов характерно высокое содержание ароматических углеводородов. Таким образом, упомянутый комплекс образует триаду, составленную из нефтегазогенерирующих толщ (верхний олигоцен-низы миоцена, т.е. даехуриинский и уйнинский горизонты), пачки коллекторов, благоприятных для миграции УВ и их накопления в соотвествующих условиях (миоцен, дагинский горизонт) и покрышки (середина миоцена, окобыкайский горизонт). Проведенный анализ показывает следующие особенности трех ГКМ Киринского блока: ● в Киринском блоке пробурено шесть глубоких разведочных скважин и открыто три газоконденсатных месторождения в породах дагинского горизонта. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами. Геологические запасы газа и конденсата месторождений по категории С1 составляют порядка 360 000 млн м³, по категории С2 порядка 500 000 млн м³; ● кровля дагинского горизонта, которой соответствует сейсмический горизонт 6, имеющий региональное значение, поднимается в южном направлении от Киринской структуры Oil&GasEURASIA

ÇˇČŁČ&#x161;Č&#x2C6;Č?Č&#x161;Č?Č&#x2122;Č¤ Č&#x152;Č&#x2013;Č&#x2030;Č?Č&#x161;Č¤Č&#x2122;Č§ Č&#x2030;Č&#x2013;Č&#x201C;Č¤Č Č?Č&#x2018; Ç´ÇšÇˇ" ÇŠČ&#x2013;Č&#x201C;Č¤Č Č? Č?Č&#x2122;Č&#x2019;Č&#x2C6;Č&#x161;Č¤ Č&#x2022;Č? Č&#x2014;Č&#x2DC;Č?Č&#x152;Č?Č&#x161;Č&#x2122;Č§

ÇŹČ&#x2013;Č&#x201C;Č&#x2013;Č&#x161;Č&#x2C6; Č&#x152;Č&#x201C;Č§ Č&#x2022;Č&#x2C6;Č&#x2019;Č&#x201C;Č&#x2013;Č&#x2022;Č&#x2022;Č&#x2013;Č&#x2039;Č&#x2013; Č&#x2030;Č&#x203A;Č&#x2DC;Č?Č&#x2022;Č?Č§

6((.(5Â&#x152; 6 ÇšÇÇ¸Ç°Ç° Č&#x2026;Č&#x160;Č&#x2013;Č&#x201C;ČŚČ&#x17E;Č?Č§ Č&#x160; Č&#x2122;Č&#x153;Č?Č&#x2DC;Č? Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č?Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x2030;Č&#x2013;Č&#x161;Č&#x2019;Č? Č&#x152;Č?Č?Č&#x2C6;Č&#x2018;Č&#x2022;Č&#x2C6; Č&#x2030;Č&#x203A;Č&#x2DC;Č&#x2013;Č&#x160;ČŁČ? Č&#x152;Č&#x2013;Č&#x201C;Č&#x2013;Č&#x161; Č&#x2122;Č&#x2014;Č?Č&#x17E;Č?Č&#x2C6;Č&#x201C;Č¤Č&#x2022;Č&#x2013; Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č?Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x2030;Č&#x2013;Č&#x161;Č&#x2C6;Č&#x2022;Č&#x2022;ČŁČ? Č&#x152;Č&#x201C;Č§ Č&#x152;Č&#x2013;Č&#x2122;Č&#x161;Č?Č&#x17D;Č?Č&#x2022;Č?Č§ Č&#x201D;Č&#x2C6;Č&#x2019;Č&#x2122;Č?Č&#x201D;Č&#x2C6;Č&#x201C;Č¤Č&#x2022;ČŁČ? Ç´ÇšÇˇ Č&#x2014;Č&#x2DC;Č? Č&#x2022;Č&#x2C6;Č&#x2019;Č&#x201C;Č&#x2013;Č&#x2022;Č&#x2022;Č&#x2013; Č&#x2022;Č&#x2C6;Č&#x2014;Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x160;Č&#x201C;Č?Č&#x2022;Č&#x2022;Č&#x2013;Č&#x201D; Č&#x2030;Č&#x203A;Č&#x2DC;Č?Č&#x2022;Č?Č? Č&#x2122;Č&#x2013;Č?Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x2022;Č§Č§ Č&#x2014;Č&#x2DC;Č? ČĽČ&#x161;Č&#x2013;Č&#x201D; Č&#x2014;Č&#x2DC;Č?Č&#x160;Č&#x2013;Č&#x2122;Č?Č&#x2013;Č&#x152;Č&#x2022;Č&#x203A;ČŚ Č&#x203A;Č&#x2014;Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x160;Č&#x201C;Č§Č?Č&#x201D;Č&#x2013;Č&#x2122;Č&#x161;Č¤

ČťÉ¨ÉĽÉ&#x;É&#x; ÉˇÉŽÉŽÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘É&#x153;É§É¨É&#x; É&#x203A;ÉÉŞÉ&#x;É§É˘É&#x; É¨ÉŠÉŹÉ˘ÉŚÉ&#x161;ÉĽÉśÉ§ÉľÉŁ É&#x203A;É&#x161;ÉĽÉ&#x161;É§ÉŤ ÉŚÉ&#x;É É&#x17E;É ÉŞÉ&#x;É ÉÉłÉ&#x;ÉŁ ÉŤÉŹÉŞÉÉ¤ÉŹÉÉŞÉ¨ÉŁ É˘ É?É˘É&#x17E;ÉŞÉ&#x161;É&#x153;ÉĽÉ˘É¤É¨ÉŁ

É&#x2020;É&#x;É§ÉśÉ˛É&#x; ÉŤÉŹÉ¨É˘ÉŚÉ¨ÉŤÉŹÉś ÉŚÉ&#x;ÉŹÉŞÉ&#x161; É&#x203A;ÉÉŞÉ&#x;É§É˘Éš ÉŚÉ&#x161;É¤ÉŤÉ˘ÉŚÉ&#x161;ÉĽÉśÉ§É&#x161;Éš É&#x2020;É&#x2039;É&#x2030; É&#x17E;É¨ÉŤÉŹÉ˘É?É&#x161;É&#x;ÉŹÉŤÉš É&#x203A;ÉĽÉ&#x161;É?É¨É&#x17E;É&#x161;ÉŞÉš ÉÉĽÉÉąÉ˛É&#x;É§É§É¨ÉŚÉ É&#x153;ÉľÉ§É¨ÉŤÉ É˛ÉĽÉ&#x161;ÉŚÉ&#x161; É¨ÉąÉ˘ÉŤÉŹÉ¤É˘ ÉĄÉ&#x161;É&#x203A;É¨Éš

É?É&#x153;É&#x;ÉĽÉ˘ÉąÉ&#x;É§É˘É&#x; É˘É§ÉŹÉ&#x;ÉŞÉ&#x153;É&#x161;ÉĽÉ&#x161; É&#x203A;ÉÉŞÉ&#x;É§É˘Éš ÉŤÉ¨É¤ÉŞÉ&#x161;ÉłÉ&#x;É§É˘É&#x; É&#x153;É&#x;ÉĽÉ˘ÉąÉ˘É§Éľ É§É&#x;ÉŠÉŞÉ¨É˘ÉĄÉ&#x153;É¨É&#x17E;É˘ÉŹÉ&#x;ÉĽÉśÉ§É¨É?É¨ É&#x153;ÉŞÉ&#x;ÉŚÉ&#x;É§É˘ ÉĄÉ&#x161; ÉŤÉąÉ&#x;ÉŹ ÉŤÉ¨É¤ÉŞÉ&#x161;ÉłÉ&#x;É§É˘Éš ÉąÉ˘ÉŤÉĽÉ&#x161; ÉŤÉŠÉÉŤÉ¤É¨ ÉŠÉ¨É&#x17E;É´É&#x;ÉŚÉ§ÉľÉŻ É¨ÉŠÉ&#x;ÉŞÉ&#x161;É°É˘ÉŁ É&#x2039;É&#x2030;É&#x2C6;

É&#x2019;É˘ÉŞÉ¨É¤É˘ÉŁ É&#x153;ÉľÉ&#x203A;É¨ÉŞ É¨ÉŠÉŹÉ˘ÉŚÉ&#x161;ÉĽÉśÉ§ÉľÉŻ É&#x17E;É˘ÉĄÉ&#x161;ÉŁÉ§É¨É&#x153; É&#x17E;É¨ÉĽÉ¨ÉŹ É&#x17E;ÉĽÉš É¨ÉŹÉ&#x17E;É&#x;ÉĽÉśÉ§É¨ É&#x153;ÉĄÉšÉŹÉľÉŻ ÉÉŤÉĽÉ¨É&#x153;É˘ÉŁ ÉŠÉŞÉ˘ É&#x203A;ÉÉŞÉ&#x;É§É˘É˘ É§É&#x161;É¤ÉĽÉ¨É§É§É¨ É§É&#x161;ÉŠÉŞÉ&#x161;É&#x153;ÉĽÉ&#x;É§É§ÉľÉŻ ÉŤÉ¤É&#x153;É&#x161;É É˘É§

ÇŹČ&#x2013;Č&#x2019;Č&#x2C6;Č?Č&#x2C6;Č&#x2022;Č&#x2022;Č&#x2C6;Č§ ČĽČ&#x153;Č&#x153;Č?Č&#x2019;Č&#x161;Č?Č&#x160;Č&#x2022;Č&#x2013;Č&#x2122;Č&#x161;Č¤ Č&#x160; Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x2030;Č&#x2013;Č&#x161;Č? Ç°Č&#x2039;Č&#x201C; ÇźČ&#x2013;Č&#x2DC;Č&#x152; Č&#x20AC;Č?Č&#x2018;Č&#x201C; Č&#x2013;Č&#x2019;Č&#x2DC;Č&#x203A;Č&#x2039; Ç´Č&#x2C6;Č&#x2019;Č&#x201D;ČŚČ&#x201C;Č&#x201C;Č?Č&#x2022; Č Č&#x161;Č&#x2C6;Č&#x161; ÇşČ?Č?Č&#x2C6;Č&#x2122; - ÇťČ&#x160;Č?Č&#x201C;Č?Č&#x;Č?Č&#x2022;Č?Č? Č&#x2122;Č&#x2DC;Č?Č&#x152;Č&#x2022;Č?Č&#x2018; Ç´ÇšÇˇ Č?Č&#x2C6; Č&#x2DC;Č?Č&#x2018;Č&#x2122; Č&#x2022;Č&#x2C6; É&#x2039;É&#x153;ÉšÉ É˘ÉŹÉ&#x;ÉŤÉś ÉŤ ČźÉ&#x161;É˛É˘ÉŚ ÉŠÉŞÉ&#x;É&#x17E;ÉŤÉŹÉ&#x161;É&#x153;É˘ÉŹÉ&#x;ÉĽÉśÉŤÉŹÉ&#x153;É¨ÉŚ 129 'RZQKROH ÉŠÉ¨ ÉˇÉĽÉ&#x;É¤ÉŹÉŞÉ¨É§É§É¨ÉŁ ÉŠÉ¨ÉąÉŹÉ&#x; É˘ÉĽÉ˘ ÉąÉ&#x;ÉŞÉ&#x;ÉĄ ČźÉ&#x;É&#x203A; ÉŤÉ&#x161;ÉŁÉŹ É&#x17E;ÉĽÉš ÉŠÉ¨ÉĽÉÉąÉ&#x;É§É˘Éš É&#x17E;É¨ÉŠÉ¨ÉĽÉ§É˘ÉŹÉ&#x;ÉĽÉśÉ§É¨ÉŁ É˘É§ÉŽÉ¨ÉŞÉŚÉ&#x161;É°É˘É˘ É¨ ÉŠÉ¨ÉĽÉ§É¨ÉŁ ÉĽÉ˘É§É&#x;ÉŁÉ¤É&#x; ÉŠÉŞÉ¨É&#x17E;ÉÉ¤É°É˘É˘ É¤É¨ÉŚÉŠÉ&#x161;É§É˘É˘ É˘ ÉŠÉŞÉ&#x;É&#x17E;É¨ÉŤÉŹÉ&#x161;É&#x153;ÉĽÉšÉ&#x;ÉŚÉľÉŻ ÉÉŤÉĽÉÉ?É&#x161;ÉŻ

- ÇťČ&#x160;Č?Č&#x201C;Č?Č&#x;Č?Č&#x2022;Č?Č? Ç´ÇšÇˇ Č&#x2022;Č&#x2C6; Č&#x2014;Č&#x2013; Č&#x2122;Č&#x2DC;Č&#x2C6;Č&#x160;Č&#x2022;Č?Č&#x2022;Č?ČŚ Č&#x2122; Č&#x201C;Č&#x203A;Č&#x;Č Č?Č&#x201D; Č&#x2014;Č&#x2DC;Č?Č&#x152;ČŁČ&#x152;Č&#x203A;ČĄČ?Č&#x201D; Č&#x2014;Č&#x2013;Č&#x2019;Č&#x2C6;Č?Č&#x2C6;Č&#x161;Č?Č&#x201C;Č?Č&#x201D; Č&#x2022;Č&#x2C6; Č&#x201D;Č?Č&#x2122;Č&#x161;Č&#x2013;Č&#x2DC;Č&#x2013;Č&#x17D;Č&#x152;Č?Č&#x2022;Č?Č?

www.nov.com/sks-series dh-rus-sales@nov.com Cell: +7 (495) 287 26 60

Email: downhole@nov.com

One Company. . .Unlimited Solutions

#6 June 2013

GEOLOGY ● The Daginsky horizon top, to which a regional seismic horizon 6 corresponds, rises southwards from the Kirinskaya to the Mynginskaya structure, from the level of 2,740 meters to 2,470 meters. The thickness decrease is observed in the Nutovsky horizon and higher. This decrease is especially sharp between the Yuzhno-Kirinskaya and Mynginskaya structures, where a large fault occurs. Shales of the Okobykaisky horizon having thickness up to 600 m work as a cap rock; ● On the contrary, the thickness of pay beds increases southwards, from the Kirinskaya to the Mynginskaya structure. It is especially noticeable on the example of bed I explored in all the fields. The amount of pay beds (development targets) decreases in the south-eastern direction from four in the Kirinskoye field to one in the Mynginskoye field; ● In the course of formation of sedimentary strata in the Kirinsky block, ablation of fragmentary material took place from the west, from the continent, with washing-out of the basement highs composed by magmatic and primarily sedimentary siliceous and argillaceous-terrigenous formations of a low degree of metamorphism. Accordingly, dimensions of fragments in the Daginskiye formations decrease in the south-eastern and eastern directions and the degree of their abrasion increases; ● Sedimentation of the Daginsky horizon took place in the mobile shallow water zone, where sedimentary material was supplied by torrential rivers. Fluctuation of the basin bottom resulted in formation of rocks of various grain size distribution from argillite to gravelite with universally good and medium degree of fragment abrasion; ● The Kirinskaya structure and productive deposits of the Daginsky horizon are explored sufficiently well, and the field is prepared for development. At the same time, study of reservoir properties of pay beds on the basis of 3D seismic showed significant heterogeneity of the poroperm properties distribution over the area and the section, which needs to be taken into consideration in the process of the field development.

к Мынгинской, от уровня 2740 м до уровня 2470 м. При этом сокращение мощностей наблюдается в нутовском горизонте и выше. Особенно резко это сокращение происходит между Южно-Киринской и Мынгинской структурами, где проходит довольно крупный разлом. Покрышкой служат глины окобыкайского горизонта мощностью до 600 м; ● мощности продуктивных пластов, напротив, увеличиваются в южном направлении от Киринской структуры к Мынгинской. Особенно отчетливо это заметно на примере пласта I, изученного на всех месторождениях. Количество продуктивных пластов-объектов разработки снижается в юго-восточном направлении от четырех на Киринском месторождении до одного на Мынгинском; ● снос обломочного материала при формировании осадочных толщ Киринского блока происходил с запада, с континента, где размывались выступы фундамента, сложенные магматическими и первично осадочными кремнистыми и глинисто-терригенными образованиями невысокой степени метаморфизма. Соответственно, в юго-восточном и восточном направлениях снижаются размеры обломков в составе дагинских образований, увеличивается степень их окатанности; ● осадконакопление дагинского горизонта шло в зоне подвижного мелководья, осадочный материал поставлялся реками с достаточно быстрым течением. Колебание ложи бассейна привело к формированию пород разного гранулометрического состава от аргиллитов до гравелитов при повсеместно хорошей и средней степени окатанности обломков; ● киринская структура и продуктивные отложения дагинского горизонта достаточно изучены, месторождение подготовлены к разработке. Вместе с тем, изучение коллекторских свойств продуктивных объектов на основе 3D сейсморазведки показало существенную неоднородность распределения ФЕС по площади и разрезу, что необходимо учитывать в процессе разработки месторождения.

Литература References 1. Veselov O.V., Gretskaya E.V., Ilyev A.Ya. et al. Tectonic zoning and hydrocarbon potential of the Okhotsk Sea. M.: Nauka. 2006. 2. Galushkin Yu.I, Sitar К.А., Kunitsyna A.V. Catagenesis of organic matter and realization of oil-and-gas generating potential in the history of subsidence of abyssal formations in the basin of the North-East shelf of Sakhalin. Oil and gas geology. 2009, No. 2 – p. 61-66. 3. Galushkin Yu.I, Sitar К.А., Kunitsyna A.V. Deep plunging of zones of organic matter early catagenesis in sedimentary rocks of the North-Eastern shelf of Sakhalin in the environment of the high thermal regime of the basin. RAS (Russian Academy of Science) report, v. 325. 2009, No. 4. – p. 535- 538. 4. Dzyublo A.D., Nikitin B.A., Sidorov V.V., Storozheva A.E. Reservoir potential of productive deposits of the Daginsky horizon in the Kirinskoye and Yuzhno-Kirinskoye gas condensate fields offshore the Sakhalin island. Materials of the ХI international conference “Geoinformatics: theoretic and application-oriented aspects”. Kiev: 2012. 5. Dzyublo A.D., Kholodilov V.A., Tsemkalo M.L. Results of exploratory operations of Gazprom (operator Gazflot) on the Okhotsk sea shelf and further prospects. Materials of the Conference “Hydrocarbon potential of the Far East”, Yuzhno-Sakhalinsk. 2011. 6. Mandel A.Ya., Khalimov K.E. On the course of operations on development of the Kirinsky block fields. Materials of the IV international conference “Development of oil and gas resources of the Russian offshore areas: the Arctic and Far East”, М.: 2012. 7. Shamalov Yu.V., Kholodilov V.A., Tsemkalo M.L., Nikitin B.A., Dzyublo A.D. Results of exploratory operations and prospects for extension of the hydrocarbon resources potential in the Kirinsky block offshore Sakhalin. Materials of the international Conference “RAO/CIS OFFSHORE”, St.Petersburg. 2011. 8. Shamalov Yu.V., Tsemkalo M.L. Results of exploratory operations of Gazprom (operator Gazflot) on the Okhotsk sea shelf and further prospects. Materials of the international Conference “RAO/CIS OFFSHORE”, St.Petersburg. 2011. 9. Kharakhinov V.V. Petroleum geology of the Sakhalin region. M.: Nauchny mir. 2010.

This article was published originally in the March, 2013 issue of “Oil, Gas and Business”, a research and information magazine. The article is reprinted here with permission of the “Oil, Gas and Business” Editorial Board.

1. Веселов О.В., Грецкая Е.В., Ильев А.Я. и др. Тектоническое районирование и углеводородный потенциал Охотского моря. М.: Наука. 2006. 2. Галушкин Ю.И., Ситар К.А., Куницына А.В. Катагенез органического вещества и реализация нефтегазогенерационного потенциала в истории погружения глубинных формаций бассейна Северо-Восточного шельфа Сахалина. Геология нефти и газа. 2009, № 2 – С. 61- 66. 3. Галушкин Ю.И., Ситар К.А., Куницына А.В. Глубокое погружение зон раннего катагенеза органического вещества осадочных пород Северо- Восточного шельфа Сахалина в условиях высокого теплового режима бассейна. Доклад РАН, т. 325. 2009, № 4. – С. 535- 538. 4. Дзюбло А.Д., Никитин Б.А., Сидоров В.В., Сторожева А.Е. Коллекторский потенциал продуктивных залежей дагинского горизонта Киринского и ЮжноКиринского газоконденсатных месторождений шельфа острова Сахалин. Материалы ХI международной конференции «Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты». Киев: 2012. 5. Дзюбло А.Д., Холодилов В.А., Цемкало М.Л. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» (оператор – ООО «Газфлот») на Охотоморском шельфе и дальнейшие перспективы. Материалы конференции «Углеводородный Потенциал Дальнего Востока», Южно-Сахалинск. 2011. 6. Мандель А.Я., Халимов К.Э. О ходе работ по освоению месторождений Киринского блока. Материалы IV международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», М.: 2012. 7. Шамалов Ю.В., Холодилов В.А., Цемкало М.Л., Никитин Б.А., Дзюбло А.Д. Результаты геологоразведочных работ и перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья в Киринском блоке шельфа острова Сахалин. Материалы международной конференции «RAO/CIS OFFSHORE», Санкт- Петербург. 2011. 8. Шамалов Ю.В., Цемкало М.Л. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» (оператор – ООО «Газфлот») на Охотоморском шельфе и дальнейшие перспективы. Материалы международной конференции «RAO/CIS OFFSHORE», Санкт- Петербург. 2011. 9. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. М.: Научный мир. 2010.

Статья была впервые опубликована в мартовском номере информационно-аналитического независимого журнала «Нефть, газ и бизнес» за 2013 год. Материал перепечатан с разрешения редакции журнала «Нефть, газ и бизнес».

Oil&GasEURASIA

MARKETS

New Standard of Measuring Diversification and Security in Energy Markets Новый подход к индексному анализу диверсификации рынков и энергетической безопасности (Part 3)

(Часть 3)

Iliyan Petrov

he previous parts of article discussed practical application of theoretical model BCI (Balanced Concentration Index) – TOMEM (Transitive-Optimal Market Equilibrium Model) based on physical indicators of energy mixes’ structure.

BCI-TOMEM: Nonlinear Model with Beta-distribution Prior to passing over to a more complicated aggregate variant of BCI-TOMEM, it would be appropriate to present brief theoretical and mathematic-statistical justification of the model, confirming its possible application to specifics in economy and other areas. Different from majority of linear and exponential models, the TOMEM and new BCI are non-linear, but very close to the logistic and normal distribution. The TOMEM and BCI models are built on the basis of an approach with the Beta statistical distribution. ● Designation: Beta(x|α, ß), B(x|α, ß) or simply B(a,b). ● Value range of argument x: 0≤x≤1. ● Parameters’ domain: a,b>0; a – shape parameter, b – scale parameter. ● Distribution density: expressed using gamma- or betafunction of parameters a and b. ● Mean: a/(a+b). ● Dispersion: ab/(a+b)2(a+b+1). ● Cumulative distribution: not expressed in elementary functions, still not particularly complex for determination.

Beta Distribution – a Powerful and Flexible Statistical Method Regardless of the great popularity of standard distribution and the natural tendency to bring various models to it, in reality Beta distribution is most frequent in mathematical statistics and has a number of interesting features:

Илиян Петров

предыдущих частях статьи были представлены возможности практического применения теоретической модели СИК (сбалансированный индекс концентрации) – МТОРР (модель транзитивно-отптимальных равновесий рынка), основанной на данных динамического изменения энергетических балансов.

СИК-МТОРР: нелинейная модель бета-распределения Прежде чем перейти к более сложному агрегированному варианту СИК-МТОРР, было бы целесообразно представить короткое теоретическое и математико-статистическое обоснование модели, потверждающее возможность ее применения к специфике экономической и других областей. В отличие от огромного количества линейных и экспоненциальных моделей, модель МТОРР и новый СИК являются нелинейными, однако они очень близки к логистическому и нормальному распределению. МТОРР и СИК построены на основе подхода с применением бета-статистического распределения. ● Обозначение: Beta(x|α, ß), B(x|α, ß) или просто B(a,b). ● Область значений аргумента x: 0≤x≤1. ● Область значений параметров: a,b>0; a – параметр формы, b – параметр шкалы. ● Плотность распределения: выражается при помощи гамма- или бета-функции от параметров a и b. ● Математическое ожидание: a/(a+b). ● Дисперсия: ab/(a+b)2(a+b+1). ● Функция распределения: не выражается в элементарных функциях, но не является сложной для определения и дифференцируема на всем интервале.

Бета-распределение – мощный и гибкий статистический метод Несмотря на большую популярность стандартного распределения и естественное стремление подвести различные модели к нему, на практике получается так, что в

Oil&GasEURASIA

#6 June 2013

MARKETS ● For F-distribution and cumulative distribution of F-relation, when at n→∞, Beta distribution converges to Gamma distribution; ● Feller’s “arcsine law” in the probability calculus is a particular case of Beta distribution at a=b=0.5; ● Uniform distribution can be easily be expressed as Beta distribution at a=b=1: R(x|0.1)=B(x|1.1); ● Binomial distribution can be presented in an elegant way as Beta distribution: ß(m|n,p)=B(1-p|n-m, m+1); ● Symmetrical feature of the Beta distribution: B(x|a,b)=1-B(1-x|b,a). Quite useful feature for Beta distribution is to take for different values of parameters (a,b) different curve profiles, which can be separated in sub-families suitable application in various economic activities, phase transfers in processes and chains and different analysis levels. It is widely used in studies and models about growth and marketing, risk analysis in finance and insurance, etc. Beta distribution is very suitable for variables representing a part of unity (or percentage) – for instance, market share, share in production, etc. Although standard Beta is “framed” within zero and one, with simple linear transformation it may be adjusted for any intervals. And, very important, Beta is used for process with natural low and/or top limits. The basic function BCI (for more details see OGE #4, 2013, p. 34) is closest to beta-distribution and can be rather accurately determined by the following parameters: a>b and 0.5<a<1; b=a+0.4. The TOMEM function is also closest to betadistribution, but with other parameters at a<b and 2<a<2.5; b=a-0.62. The function of actual distribution of diversification of energy mixes in countries and regions of the world in 2011 can be represented in beta- and gamma-distributions, which are rather close to the normal distribution, but are closest to gamma-distribution which is also convenient for application in further analytical studies. Values of the BCI basic regression can be also presented by beta-distribution, taking into consideration that they are real values, and not their cumulative probability distribution. Index formulas are given in Table 3, and their distribution graphs are shown in Fig. 7. 1

BCI_data100 BCI_Beta_Fit TOMEM_BCI_data100 TOMEM_Beta_Fit EnMix_BCI_data82 EnMix_Beta_fit EnMix_Gamma_Fit EnMix_Normal_fit

&XPXODWLYH GLVWULEXWLRQ IXQWLRQ Ɏɭɧɤɰɢɹ ɤɨɦɭɥɹɬɢɜɧɨɝɨ ɪɚɫɩɪɟɞɟɥɟɧɢɹ

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

математической статистике бета-распределение встречается наиболее часто и имеет ряд полезных свойств: ● F-распределение и функция распределения так называемого F-отношения, при n→∞ бета-распределение сходится к гамма-распределению; ● закон арксинуса Феллeра в области теории вероятностей – частный случай бета-распределения при a=b=0,5; ● равномерное распределение еще проще можно представить как бета-распределение при a=b=1: R(x|0,1)=B(x|1,1); ● биноминальное распределение очень элегантно представляется как бета-распределение: ß(m|n,p)=B(1p|n-m, m+1); ● особое свойство симметрии бета-распределения: B(x|a,b)=1-B(1-x|b,a). Полезно и свойство функции бета-распределения при разных значениях параметров. Оно заключается в приобретении свойств, которые можно разделить на самостоятельные подгруппы, подходящие под разные экономические направления, фазовые переходы процессов и цепей и разные уровни анализа. Оно широко используется в исследованиях и моделях в области экономического роста и маркетинга, для оценки риска в финансах и страховании, и т.д. Часто бета-распределение является подходящей моделью для величины, которая представляет собой долю (или процент) от целого – доля на рынке или в производстве. Стандартное бета-распределение сосредоточено на отрезке от 0 до 1. Применяя линейные преобразования бета-величину можно преобразовать так, что она будет принимать значения на любом интервале. Бета-распределение часто используется для описания процессов, обладающих естественными нижним и верхним пределами. Базовая функция СИК (см. подробнее НГЕ №4, 2013, стр. 34) ближе всего к бета-распределию и может быть достаточно точно определена следующими параметрами при a>b и 0,5<a<1; b=a+0,4. Функция МТОРР тоже однозначно ближе всего к бета-распределению, но уже с другими параметрами при a<b и 2<a<2,5; b=a-0,62. Функция реального распределения диверсификации энергобалансов стран и регионов мира за 2011 год может быть представлена в бета- и гамма-распределении, которые достаточно близки к нормальному распределению, но ближе всего к гамма-распределению, которое тоже удобно для использования при проведении дальнейших анализов. Формулы индексов представлены в табл. 3, а их графики распределения на рис. 7. МТОРР имеет константное универсальное значение для определенного индекса и дискретный профиль в точках оптимальных равновесий, который указывает на расположение и индивидуальный характер фазовых переходов при увеличении степеней «свободы» системы (участников рынка). Универсальность МТОРР состоит в том, что его можно применить к любому индексу для оценки разнообразия (диверсификации или концетра-

0.2

0.1 TOMEM-BCI © ILIAN PETROV ɆɌɈɊɊ ɋɂɄ ɂɅɂəɇ ɉȿɌɊɈȼ 0

0.1

0.2

0.3

0.4 0.5 0.6 ,QGH[ GDWD Ɂɧɚɱɟɧɢɟ ɢɧɞɟɤɫɚ

0.7

0.8

0.9

● Fig. 7. TOMEM-BCI – cumulative distribution function (cdf). ● Рис.7. МТОРР-СИК – функция кумулятивного распределения (фкр). Oil&GasEURASIA

Switch over to energy efficiency. With MWM gas engines. Tomorrow’s energy today – with efficiencies of over 90 %. MWM gas engines can be integrated into your existing equipment flexibly to ensure a reliable supply of energy and high efficiency. An investment that pays off quickly.

www.mwm.net

Pavilion 2, D427

#6 June 2013

MARKETS ● Table 3 ● Табл. 3

ции), как, например, было показано для индекса Хиршмана-Херфиндаля (ИХХ) на рис. 2 и 5 в 1-й и 2-й частях Index / Индекс Formula / Формула Likehood / Подобность данной статьи (см. подробнее НГЕ №4, BCI / СИК Beta(0<a<1; b=a+0,4) 11,81 2013, стр. 32-35; НГЕ №5, 2013, стр. 34-38). TOMEM / МТОРР Beta(1<a<2; b=a-0,62) 9,72 Функция СИК имеет непрерывEnMix2011 – ЭБ 2011 Gamma(20<a<21; b<1) 52,97 ный случайный характер, и, если Normal(0<μ<0,5; σ= μ-0,55) 48,33 необходимо, возможны некоторые изменения ее параметров. Благодаря Beta(5<a<6; b=a-2,2) 46,50 интенсивным исследованиям удалось Source: author’s calculation / Источник: вычисления автора в указанных выше параметрах опреThe TOMEM function has a permanent uniделить некоторое «серебрянное униversal meaning with respect to any specific версальное сечение» с конкретным экономическим подconcentration(diversification) index and discrete profile текстом. Эта тема открыта для обсуждения в экспертном и at points of optimal equilibria, which indicates the loca- академическом сообществах. Более того, подобное гибкое tions and distinctiveness of phase transfer when increasing представление формул в рамках одной группы распределеsystem’s degrees of freedom (amount of market players). ния облегчает статистический анализ, в том числе сведение The TOMEM universality means that it can be applied to к нормальному и логистическому гамма-распределениям any index for assessment of variety (diversification or con- и использование в моделировании и компьютерном проcentration), as, for example, was shown for the Herfindahl- грамировании (кластерный анализ, спектральный анализ, Hirschman index (HHI) in Fig. 2 and Fig. 5 in the 1st and нейронные сети и т.д.). Важное преимущество СИК по отношению к ИХХ 2nd parts of this article (for more details see OGE #4, 2013, демонстрируется именно в комплексе с методом МТОРР pp.32-35; OGE #5, 2013, pp. 34-38). The BCI function has a continuous random nature – оно заключается в лучшей сбалансированности пары and allows certain changes of its parameters, if neces- МТОРР-СИК и ее эластичности (в математическом понимаsary. Thanks to intensive research, we believe to have нии: первая производная); преимущества МТОРР-СИК по approached, so far, within the above indicated parameters, отношению к МТОРР-ИХХ представлены на рис. 2. На рис. 8 представлены упомянутые выше свойства some “silver section”, containing real economic sense for wide universal applications. This aspect is open for discus- и преимущества при сравнительном анализе вариантов sion in the expert and academic communities. Further, МТОРР и СИК с теоретическими и реальными данныsuch flexible functions’ presentation within the framework ми генеральной выборки исследования диверсификации of one distribution group facilitates statistical analysis, энергетических балансов 82 стран и регионов мира. При including likelihood to normal and gamma-distributions помощи программного продукта MATLAB представлены and application in modeling and computer programming гистограммы и графики плотности распределения. Для всех теоретических вариантов наиболее правдоподобно (cluster analysis, spectral analysis, neural networks, etc.). Significant advantage of BCI over HHI is demonstrated выглядит бета-распределение (даже при теоретическом in its combination with the TOMEM method, consisting in СИК с минимальным количеством выборки – 100 точек), которое показывает бóльшую схожесть с нормальным распределением от базисной функции СИК через метод ● Fig. 8. TOMEM-BCI – histograms and probability density function. МТОРР-СИК до реальных данных исследования диверси● Рис. 8. МТОРР-СИК – гистограммы и функция плотности кации энергобалансов при высокой надежности (95%) и распределения (фпр). небольшой погрешности (менее 1%). 4

3UREDELOLW\ GHQVLW\ IXQFWLRQ Ɏɭɧɤɰɢɹ ɩɥɨɬɧɨɫɬɢ ɪɚɫɩɪɟɞɟɥɟɧɢɹ

3.5

Агрегирование показателей количества и цены в СИК

BCI_data100 BCI_Beta-Fit TOMEM_BCI_data100 TOMEM_Beta_Fit EnMix_BCI_data82 EnMix_Beta_fit EnMix_Gamma_Fit EnMix_Normal_fit

2.5

1.5

0.5

TOMEM-BCI © ILIAN PETROV ɆɌɈɊɊ ɋɂɄ ɂɅɂəɇ ɉȿɌɊɈȼ 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4 0.5 0.6 ,QGH[ GDWD Ɂɧɚɱɟɧɢɟ ɢɧɞɟɤɫD

0.7

0.8

0.9

Агрегированные индексы строятся на основе умножения физических показателей на экономические (например, «количество» на «цену»), что с большей точностью представляет влияние природно-технологических и экономических факторов на диверсификацию энергобалансов и рынков с оценкой структурных сдвигов и анализом их влияния на энергетическую и экономическую безопасность. При введении стоимостных параметров (себестоимость или цена) выявляется значимость и место физических показателей в системе экономических отношений. Это более сложный подход, так как информация о ценах и себестоимости часто является противоречивой и разной степени прозрачности на различных рынках. Агрегированный СИК можно построить с применением разных цен: цен производителей, оптовых цен для поставщиков (транспортных операторов), розничных цен Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

a better balance of the TOMEM-BCI pair and the slope of its elasticity (in the mathematic sense: first-order derivative). Fig. 8 shows all mentioned properties and merits in a comparative analysis of TOMEM-BCI theoretic values with real values of the general data set of the study, measuring the diversification of 82 world countries’ and regions’ energy mixes. Plots of histograms and probability density functions (“pdf”) are calculated and displayed in MATLAB environment. For both theoretical case beta-distribution has the highest levels of likelihood (even with a reasonably low number of elements – 100 points), demonstrating a gradually increasing level of likelihood with normal, logistic and normal distributions at high level of reliability (95 percent) and standard mistakes (less than 1 percent).

Aggregated “Balanced Concentration Index” (Volumes and Prices) Aggregated indices are constructed by multiplying physical to economic parameters (ex. “quantity x price), thus allowing more accurately to assess the effect of natural, technological and economic factors – in our case on diversification of energy markets by measuring structural changes and analyzing effects on energy and economic security. When value parameters (cost or price) are introduced, it becomes possible to identify significance and place of physical indicators in the system of economic relations. This is a more complex approach, as information on prices and prime costs is often contradictory and transparent to different extent for various markets. The aggregated BCI can be built using various prices: producers’ prices, wholesale prices for suppliers (transportation operators), retail prices for end consumers (household and industry). Thus, for example, on the BCI basis, the diversification level of Bulgaria is equal to 47 and lower than the average value for the EU (51). This level was achieved owing to use of large amount of locally generated energy: from lignite coal and nuclear power plants – NPP (see Table 2 and Fig. 6 in OGE #5, 2013, pp. 37-38). Considering that in Bulgaria producers’ price for electric energy from NPP and conventional thermal power plants Thermal power plants/TPP (4 to 5 euros/MWh and 19 euros/MWh) is 30-40 times lower than the prices of new RES (wind-powered generators and PV – 250-370 euros/ MWh), one may expect that diversification would gradually reach more optimal levels. Table 4 shows the data of aggregated BCI with prices for industrial and individual consumers (households) – this indicator reflects better the energy component in the economy and shifts of diversification in final consumption. Due to dynamic price changes during a short period of time, significant transformation in final consumption and diversification can be observed in economic terms. In 2010, oil came to the first place in the national energy mix (which used to belong to coal in physical terms) – its share grew from 21 percent to 37 percent. Shares of coal and NPP, in their turn, have been rapidly decreasing (from 40 percent to 29.2 percent and from 16 percent to 1.5 percent, respectively). This happened at the time of accelerated growth of the share of new RES (from 5 percent to 13.2 percent), mostly due to higher prices. In total, during three years till 2012, after massive introduction of new RES facilities, their weight in the physical energy mix increased (from 5 percent to 17 percent); Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЫНКИ для конечных потребителей (домохозяйств и промышленности). Например, на основе СИК был подсчитан уровень диверсификации Болгарии, который равен 47 и чуть ниже среднего по ЕС – 51. Такой уровень был достигнут благодаря использованию большого количества энергии местного производства: лигнитный уголь и АЭС (см. подробнее табл. 2 и рис. 6 в НГЕ №5 2013, стр. 34-38). Учитывая, что в Болгарии цена производителей на электроэнергию с АЭС и традиционных ТЭС (4-5 и 19 евро/МВтч) в 30-40 раз дешевле, чем стоимость новых ВИЭ (ветрогенератов и фотовольтаиков (250-370 евро/МВтч), то можно сделать прогноз, что диверсификация будет постепенно подходить к более оптимальным уровням. В табл. 4 представлены данные агрегированного СИК с ценами для индустриальных и индивидуальных потребителей – этот показатель лучше всего отражает энергетическую составляющую в экономике и диверсификацию конечного потребления. Вследствие динамичных изменений цен за короткий период могут наступить значительные изменения в диверсификации конечного потребления. В 2010 году на первое место в мировом энергобалансе, которое занимал уголь, выходит нефть – ее доля выросла с 21 до 37%. Доли угля и АЭС, в свою очередь, стремительно снижаются (с 40 до 29,2% и с 16 до 1,5%, соответственно). Это происходит на фоне ускоренного роста доли новых ВИЭ (с 5 до 13,2%), главным образом за счет завышенных цен.

#6 June 2013

MARKETS ● Table 4. Bulgaria Energy Mix Diversification – Physical, Price and BCI Aggregated Indicators ● Табл. 4. Диверсификация энергетического баланса Болгарии – физические, ценовые и агрегированные показатели СИК

2010

2012(*)

Energy Sources Энергоносители

Oil Нефть

Gas Газ

Coal Nuclear Hydro Уголь АЭС Гидро

RES ВИЭ

Total Oil Итого Нефть

Gas Газ

Coal Nuclear Hydro Уголь АЭС Гидро

RES ВИЭ

Total Итого

Weights (Phis. volumes) Доли (Физические объем)

21%

13%

40%

16%

100%

21%

14%

31%

12%

17%

100%

Energy Prices/MWh Цены на энергию/МВтч

€100

€62

€41

€3

€55

€148

€111

€66

€70

€5

€75

€296

AWPEM/MWh СВЦЭБ/МВтч

€21

€8

€16

€0

€3

€7

€23

€9

€22

€1

€4

€50

Weights in aggregated EnMix Доли в агрегир. энерголансе 37,7% 14,2% 29,2% BCI (aggregated) СИК (агрегированный)

22.8

3.9

14.2

0,9% 0.7

€56

4,9% 13,2% 100% 21,4% 8,5% 19,9% 0.1

0.7

45.1

8.1

1.6

7.1

0,6% 0.1

€109

3,4% 46,2% 100% 0.4

32.7

50.1

Source: EROUSTAT, BULSTA (National statistics instate of Bulgaria, State Commission for Energy and Water Regulation (2009-2012) Источник: ЕВРОСТАТ, БУЛСТАТ, Болгарский национальный статистический институт, Государственная комиссия по энергетичекому и водному регулированию (*) Preliminary data and author’s recalculation and assessment – Предварительня информация и высчисления автора

and due to the price increase (up to 296 euros/MWh) their weight in the economic energy mix increased as well (from 13.2 percent to 46.6 percent). The oil and gas share was “shrinked” in the economic aspect from 52 percent to 30 percent. Further important decrease was noticed also in shares of coal (to 20 percent) and NPP (to 0.6 percent). Accelerated volume-price transformations resulted in a reduction of dependence on imported oil and gas from 50 percent to 29 percent in the value aspect, but caused virtually a complete imbalance of the entire energy sector, sharp drop of electric energy export and an unacceptable level of energy prices for the economy on the whole (both for industrial and individual consumers). A new aggregated indicator of the average weighted price of energy mix (AWPEM) is suggested by us, expressed in a standard amount of generated or consumed energy (in this case – one MWh), as an economic indicator of structural changes and assessment of technical-and-economic dynamics. The AWPEM increase during the three-year period (2010–2013) from 56 euros to 108 euros/MWh amounted to 89.9 percent. Unfavorable changes are reflected in values of the concentration level, determined on the basis of BCI. For example, in the period of 2007–2010, the level of economic concentration of energy mix in Bulgaria was 40-45 which was lower than the physical concentration (47), and by 2012, this concentration increased sharply to the level of 50.2. Generators of new RES are trying to provide a long-term character to this trend, by signing with support from the Government long term contracts with obligatory purchase of their energy at overestimated and unfavorable for the society “feed-in tariffs” on account of other producers and all consumers. Deterioration of diversification indicators at the macrolevel is logically transferred over to the corporate level – sharp polarization of production and profitability of the market participants takes place with concentration of the sector’s profit in a narrow circle of subsidized companies (RES producers) and decapitalization of the other participants under the conditions of classical crisis of increased offer.

Всего за три года к 2012 году, после массового ввода новых мощностей ВИЭ, увеличивается их вес в физическом энергобалансе (с 5 до 17%); и за счет увеличения цен до 296 евро/МВтч расширяется их вес в экономическом энергобалансе (с 13,2 до 46,6%). Доля нефти и газа «сжимается» в экономическом измерении с 52 до 30%. Уменьшаются также доли угля (до 20%) и АЕС (до 0,6%). Ускоренные объемно-ценовые трансформации привели к уменьшению импортной зависимости от нефти и газа с 50 до 29% в стоимостном аспекте, а также вызвали практически полный дисбаланс всего энергетического комплекса, резкое сокращение экспорта электроэнергии и неприемлемый уровень цен на энергию для экономики, для промышленности и индивидуальных потребителей. Предлагается новый агрегированный показатель «средневзешенной цены» энергобаланса (СВЦЭБ), выраженный в стандартном количестве произведенной или потребленной энергии (в данном случае – одного МВтч), как экономический индикатор структурных сдвигов для учета изменения технико-экономических показателей. Увеличение СВЦЭБ за три года (2010–2013) с 56 евро до 108 евро/МВтч составило 89,9%. Неблагоприятные изменения отражаются на уровне концетрации, определяемого на основе СИК. Например, если в 2007–2010 годах уровень экономического показателя концентрации энергобаланса Болгарии составлял 40-45 и был ниже физического показателя (47), то к 2012 году концентрация резко повысилась до 50,2. Данному тренду производители энергии из новых ВИЭ стараются придать долгосрочный характер, заключая договоры об обязательном выкупе их энергии по завышенным и невыгодным для общества постоянным «подкармливающим тарифам» (feed-in-tariffs) за счет интересов остальных производителей и всех потребителей. Ухудшение показателей диверсификации на макроуровне логично переносится на корпоративный уровень – происходит резкая поляризация производства и рентабельности участников рынка с концентрацией прибыли отрасли в узком кругу субсидированных фирм (производителей ВИЭ) и декапитализацией всех остальных участников в условиях классического кризиса увеличенного предложения.

Oil&GasEURASIA

MARKETS

#6 June 2013

Market Distortions at Disadvantage for Diversification and Energy Security

Манипулирование рынком в ущерб энергобезопасности и диверсификации

The core of the problem is in the one-sided interpretation and distorted application of the EU Directives (Energy Directive 2009/28/ЕС and others) at the national level in the area of RES and in respect of market liberalization in the period of 2009–2013. In practice, it was realized by mimicry of a national public energy regulator, which was in fact a Government structure actually creating market distortions in favor of some players by means of absurd over-subsidizing of RES. As a result, the energy sector came to critical imbalance, with certain risks not only for energy security, but for economic security as well. Thus, in March of 2013 a looming crisis in the energy sector took place, which resulted in a deep political crisis (with center-right Government step-down and preliminary parliamentary election) and aggravation of economic recession. These problems are studied in detail is the case of Bulgaria due to better information availability for the author. A hypothesis may be suggested, that similar problems occurred probably even to a higher degree in other EU countries (Portugal, Ireland, Italy, Greece, Spain and Cyprus – countries of so called “PIGS+” group) – as their energy mixes depend on oil and gas import by more than 50 percent, and also due to higher and critical concentration levels. These countries have systems for subsidizing new RES on the basis of the “feed-in tariffs”, which, under the conditions of low market diversification and liberalization instead of being a fair stimulating immerge as significant factor for distortion and risk. Further more, the banking sector in these countries was involved in financing risky RES projects, while economically viable projects in the area of energy generation (NPP, gas, and hydro) and transport infrastructure were ignored. The energy sector imbalance and high energy prices virtually contribute for paralyzing the economy of smaller peripheral EU countries. Temporary advantage was enjoyed few countries – Holland, Denmark, Belgium, France, Great Britain and Germany – as they have more balanced energy policy aimed at development of the national fuel and energy sectors and, particularly, of the sectors of RES, natural gas and gas transportation infrastructure. Thus, we can make a conclusion that the BCI-TOMEM method in its aggregate index variant significantly expands the potential of economic analysis from the processes of evolution and diversification of particular energy markets to the problems of energy and economic security. Regarding problems in energy sector in a row of countries we may note, that although the energy policy of EU and the “acquis communautaire” are based on common sense principles, in practice nearly always too general statements and controversial regulations tend to inspire temptations for market manipulations – in preserving old and elaborating new privileges for natural monopolies and favored by governments oligopolistic structures. In that respect EU and member states may need an urgent review with reset and fine tuning in several Regulations, Directives and national legislations to implement a system of imperative provisions about priority of economic efficiency in any politics, programs and instruments and total transparency of all markets. In next part the analysis of diversification and its correlation with liberalization and security issues will be transferred from macro level to specific markets and issues – gas markets and transport infrastructure.

Суть проблемы состоит в одностороннем толковании и искаженном применении Директив ЕС (Энергетическая Директива 2009/28/ЕС и др.) на национальном уровне в области ВИЭ и в отношении либерализации рынков в период 2009–2013 годов. На практике это реализовалось в создании национального общественного энергетического регулятора, который перестроил рынок в пользу отдельных игроков за счет абсурдного, с экономической точки зрения, сверхсубсидирования ВИЭ. В результате энергетический комплекс пришел в состояние критического дисбаланса, и появились определенные риски не только для энергетической, но и для экономической безопасности. В результате в марте 2013 года возник угрожающий кризис в энергетике, который привел к глубокому политическому кризису и усугублению экономической рецесии. Данные проблемы подробно исследованы на примере Болгарии. Можно выдвинуть гипотезу, что подобные проблемы проявились еще сильнее и в других странах ЕС (Португалия, Ирландия, Италия, Греция, Испания, Кипр – т.н. страны группы “PIGS+”) благодаря тому, что их энергетические балансы зависимы более чем на 50% от импорта нефти и газа, а также из-за критического уровня концентрации. В этих странах действуют системы субсидирования новых ВИЭ на основе «подкармливающих тарифов», которые в условиях слабой диверсификации и либерализации рынков из стимулирующего инструмента превращаются в значимый фактор риска. Тем более, что банковский сектор в этих странах был вовлечен в кредитование рисковых и удорожающих местную экономику проектов ВИЭ, при этом игнорировались рентабельные проекты в области генерации (АЭС, газ, гидро) и транспортной инфраструктуры. Дисбаланс энергетики и высокие цены на энергию способствуют парализованию экономики небольших периферийных стран ЕС. В лучшей ситуации находятся такие страны ЕС, как Голландия, Дания, Бельгия, Франция, Великобритания и Германия, где проводится более взвешенная энергетическая политика для развития национальных ТЭК в целом и, в частности, в секторах ВИЭ, природного газа и газотранспортной инфраструктуры. В заключение можно сделать вывод о том, что метод СИКМТОРР в агрегированном варианте индексов значительно расширяет возможности экономического анализа не только процессов эволюции и диверсификации отдельных энергетических рынков, но и проблем энергетической и экономической безопасности. Если говорить о проблемах в энергетике ряда стран, то следует отметить, что, несмотря на «здоровый смысл» энергополитики ЕС и общего законодательства, на практике слишком общие и расплывчатые принципы могут вызвать тенденции к манипуляции рынком, к сохранению старых и созданию новых привилегий для монополий и олигополий. В этом смысле, необходима срочная переоценка и изменение ряда Директив ЕС и национальных законодательств с включением ясных положений о приоритете экономической эффективности любых политик, программ и полной прозрачности всех рынков. В следующей части статьи будет представлен анализ диверсификации на газовых рынках и в области поставок энергоносителей.

Oil&GasEURASIA

PETROCHEMISTRY

Центр «СИБУР Технологии»:

SIBUR Technology Center Adds Innovations to Company Portfolio

Инновации – в портфель

PHOTO: SIBUR / ФОТО: СИБУР

Elena Zhuk

Елена Жук

few years ago petrochemical holding company Sibur has started to build its own effective system of development and commercialization of technologies that adequately meets the pragmatic business interests. Sergei Galibeev, the director of SIBUR Technology Center has told about the structure of one of the leading Russian companies’ R&D division, as well as about the possibility of its effectiveness evaluation.

Oil&Gas Eurasia: Sergei, could you tell us how and wherefore was SIBUR Technology Center set up? Sergei Galibeev: Petrochemistry is not the most innovative industry; its technology change cycle is much longer than, for example, of IT or bioengineering. However, by 2006, at SIBUR we came to the conclusion that if we want to make the company more technologically competitive, we need to conduct our own researches. Otherwise, we had the only option of buying remained commercially available licenses. At the same time the most advanced solutions, allowing you to “skim the cream” from the economical point of view, are almost never sold, so if your company does not have R&D department – you`ll have to put up with constant technological lag for five-ten years in some segments. It is needless to say that many of the high-margin products technologies are not sold at all. Even if technology holders are willing to negotiate, they put it under such conditions, that it becomes

Нефть и газ Евразия: Сергей Сергеевич, расскажите, пожалуйста, как и с какой целью создавался Центр «СИБУР Технологии»? Сергей Галибеев: Нефтехимия – не самая инновационная отрасль, цикл смены технологий здесь значительно длиннее по сравнению, например, с ИТ или биоинженерией. Тем не менее, к 2006 году в «СИБУРе» пришли к выводу: если мы хотим сделать компанию технологически более конкурентоспособной, то без собственных научных исследований не обойтись. В противном случае, у нас оставался лишь вариант покупки доступных на рынке лицензий. При этом самые передовые решения, с которых можно «собрать сливки» с точки зрения экономики, практически никогда не продаются, поэтому если у вас в компании нет R&D – придется смириться с постоянным технологическим отставанием в ряде сегментов на пять-десять лет. Не говоря уже о том, что многие технологии получения высокомаржинальных продуктов не продаются в принципе.

есколько лет назад нефтехимический холдинг «СИБУР» начал выстраивать собственную эффективную систему разработки и коммерциализации технологий, адекватно отвечающую прагматичным интересам бизнеса. О том, как устроено R&D подразделение одной из ведущих российских компаний отрасли и как можно оценить его эффективность, рассказал директор Центра «СИБУР Технологии» Сергей Галибеев.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

Sergei Galibeev – director of SIBUR Technology Center, doctor of chemistry. He speaks English and German languages. In 1997, Galibeev has graduated from Kazan State Technological University (KSTU), majoring in Chemical Technology of High-Molecular Compounds. In 2006, he left the post of associate professor in Plastics Technology, KSTU to lead the first SIBUR R&D center – NIOST (Tomsk) as a CEO. In 2011, SIBUR Technology Center for technologies development and commercialization has begun working in Moscow under the leadership of Sergei Galibeev. Сергей Сергеевич Галибеев – директор центра СИБУР Технологии, доктор химических наук. Владеет английским и немецким языками. В 1997 году закончил Казанский государственный технологический университет по специальности «Химическая технология высокомолекулярных соединений». В 2006 году оставил должность доцента кафедры «Технология пластических масс» КГТУ, чтобы возглавить в качестве генерального директора первый R&D центр СИБУРа – НИОСТ (г. Томск). В 2011 году в Москве под руководством Сергея Галибеева начал свою работу центр по разработке и коммерциализации технологий «СИБУР Технологии».

unprofitable to the licensee. So we started purposefully create a system that would allow to effectively implement the process of R&D – from a portfolio of innovative projects to the commercialization of research results.

OGE: How was SIBUR R&D structure formed? Galibeev: Initially we have created the first research center in Tomsk – NIOST. It still remains the flagship of our scientific work involved in extensive list of research problems our company is faced with, covering the processes of heterogeneous catalysis and the preparation of the products of basic organic synthesis, polymerization processes, the cre-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕФТЕХИМИЯ Держатели технологий если и готовы вести переговоры о продаже, то на таких условиях, что это становится невыгодно лицензиату. Поэтому мы и начали целенаправленно создавать систему, которая позволяла бы эффективно осуществлять процесс R&D – от формирования портфеля инновационных проектов до промышленного внедрения результатов изысканий.

НГЕ: Как проходило формирование структуры R&D СИБУРа?

Галибеев: Сначала мы создали свой первый научный центр в Томске – НИОСТ. Он и сейчас остается флагманом нашей научной деятельности. НИОСТ занимается широким перечнем исследовательских задач, стоящих перед компанией, охватывающих процессы гетерогенного катализа и получения продуктов основного органического синтеза, процессы полимеризации, создание композиционных материалов на основе различных полимеров. Одновременно со строительством НИОСТа, мы начали разрабатывать подход к формированию портфеля научно-исследовательских работ. В 2009 году после окончания строительства первого блока НИОСТа и получения первых положительных результатов по проектам в лабораториях, появилась необходимость масштабирования процессов. На этом этапе возникли вопросы по защите интеллектуальной собственности, а также необходимость привлечения компетенций в сфере инжиниринга, создания опытных установок. Стало также ясно, что пора переходить к этапу структурирования R&D активности. Поэтому в 2011 году и было принято решение о создании центра «СИБУР Технологии», основная задача которого – координация и управление всеми этапами разработки, начиная с получения заказа от бизнеса до выдачи исходных данных на проектирование промышленной мощ-

PETROCHEMISTRY

● At the polymer composite materials laboratory,

NIOST. ● НИОСТ. Лаборатория полимерных композиционных материалов.

PHOTO: SIBUR / ФОТО: СИБУР

ation of composite materials on the basis of various polymers. Along with the NIOST construction, we started to develop an approach to R&D portfolio. In 2009, after the conclusion of the first NIOST unit construction and the first positive results of the laboratory projects a need to scale processes emerged. At this stage questions about the protection of intellectual property appeared as well as the need to attract competence in the field of engineering and pilot plants construction. It has also become clear that it is time to move on to the stage of R&D activity structuring. Therefore, in 2011 it was decided to establish SIBUR Technology Center, whose main goal is to coordinate and manage all development stages, from receipt of the order from business to the output of initial data for industrial facility construction and puting new products into production. In 2012, in Voronezh a second R&D center was set, which specialization is rubbers development. In addition, we have two major centers based on traditional R&D centers in our sites in Togliatti and Tomsk. They are involved in both research and development and technological support facilities. All R&D units work closely with business customers – technologists, sales and marketing specialists, colleagues responsible for strategic development.

OGE: What was the need to create a separate research center on synthetic rubber (SR) in Voronezh? Galibeev: A significant part of our portfolio is research of synthetic rubber. The center was established on the basis of successfully operating for many years R&D “Voronezhsintezkauchuk” which, in addition to human resources and research equipment, has the necessary raw materials and infrastructure, which is important for the scaleup. In Voronezh, a branch of Research Institute of Synthetic Rubber named after Sergei Lebedev, a member of the Academy of Sciences, – a major Russian research center in the field of rubber and latex is also located. In Soviet times, it was the center for fundamental and applied research. Accordingly, in Voronezh the needed competence and tradition has been accumulated for decades. We have also moved from Tomsk to the new center some researchers engaged with synthetic rubbers for the purpose of exchanging of accumu-

#6 June 2013

ности, запуска новых продуктов в производство. В 2012 году в Воронеже был открыт второй R&D-центр, специализация которого – разработки в области каучуков. Помимо этого, у нас есть два крупных центра на базе традиционных НТЦ наших площадок в Тольятти и Томске. Они занимаются как НИОКР, так и технологической поддержкой производств. Все R&D-единицы тесно взаимодействуют с бизнес-заказчиками – технологами, блоком продаж, маркетингом, коллегами, отвечающими за стратегическое развитие.

НГЕ: Для чего понадобилось отдельно создавать центр исследований по синтетическим каучукам (СК) в Воронеже? Галибеев: Значительная часть нашего портфеля проектов – это исследования в области СК. Центр был создан на базе успешно работающего уже много лет НТЦ «Воронежсинтезкаучука», который, помимо кадрового потенциала и исследовательского оборудования, обладает необходимой сырьевой базой и инфраструктурой, что важно при масштабировании разработок. В Воронеже также располагается филиал «Научноисследовательского института синтетического каучука им. академика С.В. Лебедева» – крупный исследовательский центр, в котором в советское время были сосредоточены фундаментальные и прикладные российские исследования в области каучуков и латексов. Соответственно, именно в Воронеже несколько десятков лет аккумулировались нужные нам компетенции и традиции. Мы также перевели в новый центр из Томска некоторых научных сотрудников, занимавшихся синтетическими каучуками для того, чтобы осуществить обмен накопленными знаниями и сформировать коллективы, где есть опыт и мудрость, с одной стороны, и запал и инициатива для продвижения разработок, с другой. НГЕ: Каковы затраты компании на НИОКР? Каковы достижения в этой сфере? Галибеев: Что касается затрат, то, чем глубже передел углеводородного сырья тем больше необходимо тратить на науку, чтобы поддерживать конкурентоспособность бизнеса. Затраты на НИОКР в 2012 году составили 785 млн рублей. Цифра год от года растет, но также меняется и соотношение между тем, что мы тратим непосредственно на лабораторные исследования, и тем, что уходит на строительство пилотных установок. Если раньше 90% приходилось на лаборатории, то теперь это соотношение быстро начинает меняться. Это следствие того, что проекты доходят до внедрения. НГЕ: Какие мировые тенденции в области новых технологий заслуживают внимания и могут оказывать влияние на направления развития «СИБУРа»? Галибеев: «СИБУР» – достаточно диверсифицированная компания с точки зрения бизнеса и имеющихся продуктовых линеек. Все начинается с переработки попутного нефтяного Oil&GasEURASIA

Îñâîåíèå Àðêòèêè.

Ñïåöèàëèñòû êîðïîðàöèè ION ñòðåìÿòñÿ ðåøàòü ñàìûå òðóäíûå çàäà÷è â íàèáîëåå ñëîæíûõ óñëîâèÿõ îêðóæàþùåé ñðåäû. Â ëåäÿíûõ ìîðÿõ Àðêòèêè, ãäå åùå íå ïðîâîäèëàñü

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ

ñåéñìîðàçâåäêà, êîðïîðàöèÿ ION ïðèìåíèëà íîâûå òåõíîëîãèè, ïîçâîëÿþùèå âûïîëíÿòü

Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû

ðåãèñòðàöèþ ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ â óñëîâèÿõ ñïëîøíîãî ëåäÿíîãî ïîêðîâà. Â ðåçóëüòàòå êîðïîðàöèè ION óäàëîñü ïðîâåñòè ìîðñêèå ñåéñìîðàçâåäî÷íûå ðàáîòû â ñàìîé ñåâåðíîé òî÷êå, ÷åì êîãäà-ëèáî ðàíüøå, è çíà÷èòåëüíî óâåëè÷èòü ïðîäîëæèòåëüíîñòü òðàäèöèîííîãî

→

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè

ñåçîíà ïîëåâûõ ðàáîò. Îò Àðêòèêè äî ïóñòûíü, â ïåðåõîäíûõ çîíàõ «ñóøà—ìîðå», ìåëêîâîäíîé

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì

ïðèáðåæíîé çîíå è â äðóãèõ ñëîæíûõ êëèìàòè÷åñêèõ è ïðèðîäíûõ óñëîâèÿõ êîðïîðàöèÿ

Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

ION ïðåäëàãàåò èííîâàöèîííûå òåõíîëîãèè, êîòîðûå ïîìîãàþò ðåàëèçîâàòü âàøè ñàìûå

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

àìáèöèîçíûå ïðîåêòû. iongeo.ru

ÎÐÈÅÍÒÀÖÈß ÍÀ ÈÍÍÎÂÀÖÈÈ. ÑÒÐÅÌËÅÍÈÅ Ê ÄÎÑÒÈÆÅÍÈÞ ÖÅËÈ.

PETROCHEMISTRY

● A propane dehydrogenation unit column is transported from

Tobolsk industrial port to the construction site. ● Транспортировка колонны установки дегидрирования пропана из промышленного порта Тобольска на строительную площадку.

PHOTO: SIBUR / ФОТО: СИБУР

lated knowledge and forming of groups with experience and wisdom on the one hand, and the ardor and the initiative to promote the development, on the other.

OGE: What are the company expences on R&D? What are the achievements in this area? Galibeev: As for the expences, the deeper is hydrocarbons conversion rate, the more should be spent on science in order to maintain the competitiveness of businesses. R&D expenses in 2012 amounted to 785 million rubles. The figure is growing every year, but also changes the relationship between what we spend directly on laboratory tests, and what goes into the construction of the pilot plant. Whereas previously 90 percent were laboratory, today the ratio is changing rapidly. This is due to the fact that the projects reach implementation stage. OGE: What global trends in the field of new technologies deserve attention and may have an impact on SIBUR directions for the development? Galibeev: SIBUR is a quite diversified company in terms of business and existing product lines. It all starts with associated petroleum gas processing (individual hydrocarbon fractionation) and ends on deep conversion of extracted fractions – for example, a biaxially oriented polypropylene films, geogrids and other technologically-difficult products. Speaking about global trends, it is probably necessary to concentrate on the molecules that are basic for the company. It is ethylene, propylene, various rubbers’ monomers. There are several key areas that deserve attention. The first one is the emergence and industrial implementation of technologies to convert methane to ethylene or propylene, for example, technology Methan-to-Olefin, Methanolto-Propylene, on which China launched the first industrial production facilities and claimed about serious plans for their development. The second trend is the rapid development of biotechnology. In bioprocess сomplex molecule can be achieved in one step: fermentation, while conventional chemical synthesis methods require several process stages. It is not clear whether there can be a competitive biotechnology method to get volume plastic monomers. Also, there are

#6 June 2013

газа (выделения из него индивидуальных углеводородных фракций), и заканчивается глубокими переделами выделенных фракций – например, в биаксиально-ориентированные полипропиленовые пленки, георешетки и другие технологически сложные продукты. Если говорить о глобальных трендах, наверное, стоит сконцентрироваться на базовых для компании молекулах. Это этилен, пропилен, различные мономеры для каучуков. Здесь есть несколько основных направлений, заслуживающих внимания. Первое, это появление и промышленная реализация технологий, позволяющих конвертировать метан в этилен или пропилен, например, технологии Methan-to-Olefin, Methanol-to-Propylene, по которым в Китае запустили первые промышленные мощности и заявляют о серьезных планах по их дальнейшему развитию. Вторая тенденция – быстрое развитие биотехнологий. Сложные молекулы в биопроцессе можно получить в одну стадию – ферментацией, в то время как для их синтеза традиционными химическими способами требуется несколько переделов. Пока не ясно, могут ли быть биотехнологии конкурентоспособным способом получения наиболее крупнотоннажных мономеров. Также возникают проблемы с использованием пахотных земель. Но разработки в этом направлении все равно идут, и, в любом случае, есть тренд, направленный на улучшение экономики биопроцессов.

НГЕ: Сегодня в мире активно развивается добыча сланцевых углеводороводов. Какое отражение это получило в переработке? Галибеев: Реальность такова, что в США произошла сланцевая революция, и количество добываемого сланцевого газа действительно огромно. Примерно восемь лет назад крупные нефтехимические компании заявляли, что одним из приоритетов своего развития они видят уход в сектор высокомаржинальных материалов, конструкционных пластиков, продуктов органического синтеза глубоких переделов, где зависимость от стоимости и доступности углеводородных ресурсов не была бы так выражена. А теперь мы видим, что те же самые компании начинают говорить о том, что расконсервируют замороженные проекты по строительству этановых пиролизов, начинают реализовывать новые проекты по строительству мощностей, которые используют компоненты сланцевого газа для получения базовых мономеров. В целом, сланцевая революция может привести к повышению конкурентоспособности газо- и нефтехимии в Северной Америке. В настоящее время заявлено семь новых пиролизов, три проекта дегидрирования пропана и ряд других производств. Ситуация существенно изменилась, и на это мы тоже обращаем внимание. В новых условиях российская нефтехимия сохраняет свою конкурентоспособность по сравнению с американской. По оценке IHS Chemical, себестоимость тонны российского полиэтилена с доставкой в Европу в 2013 году более чем Oil&GasEURASIA

Ɉɩɬɢɦɢɡɚɰɢɹ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɜɚɲɢɯ ɛɭɪɨɜɵɯ ɪɚɛɨɬ

ɋɢɥɨɜɨɣ ɜɟɪɬɥɸɝ 7'6 6$

ɉɟɪɟɞɨɜɵɟ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 129 ɩɨɦɨɝɚɸɬ ɭɥɭɱɲɢɬɶ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɛɭɪɟɧɢɹ ɩɨɜɵɫɢɬɶ ɟɝɨ ɛɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ɢ ɫɨɤɪɚɬɢɬɶ ɭɫɬɚɥɨɫɬɶ ɩɟɪɫɨɧɚɥɚ ɩɪɢ ɪɚɛɨɬɟ ɜ ɫɭɪɨɜɵɯ ɩɪɢɪɨɞɧɵɯ ɭɫɥɨɜɢɹɯ

Ɇɟɯɚɧɢɡɦ ɩɟɪɟɧɨɫɚ ɫɜɟɱɢ 679

ɍɫɬɪɨɣɫɬɜɨ ɞɥɹ ɦɟɯɚɧɢɡɢɪɨɜɚɧɧɨɣ ɩɨɞɜɟɫɤɢ ɢ ɪɚɡɜɢɧɱɢɜɚɧɢɹ ɬɪɭɛ 67 &

Ʉɨɦɩɚɧɢɹ 1DWLRQDO 2LOZHOO 9DUFR ɜ Ɋɨɫɫɢɢ Ɇɨɫɤɨɜɫɤɢɣ ɨɮɢɫ ɩɪɨɞɚɠ ɢ ɩɨɞɞɟɪɠɤɢ Ɇɨɫɤɨɜɫɤɢɣ ɫɤɥɚɞ ɡɚɩɚɫɧɵɯ ɱɚɫɬɟɣ Ɇɟɫɬɧɨɟ ɨɛɫɥɭɠɢɜɚɧɢɟ ɢ ɬɟɯɧɢɱɟɫɤɢɣ ɨɩɵɬ Ʉɪɭɝɥɨɫɭɬɨɱɧɨ

1DWLRQDO 2LOZHOO 9DUFR ȼɫɟ ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ ' 0.7 5HY

Ȼɥɨɤ ɩɪɨɬɢɜɨɜɵɛɪɨɫɨɜɵɯ ɩɪɟɜɟɧɬɨɪɨɜ /;7

ɗɥɟɤɬɪɨɧɧɚɹ ɩɨɱɬɚ 5LJ#QRY FRP

Ɋɨɫɫɢɹ Ɇɨɫɤɜɚ ɉɚɜɟɥɟɰɤɚɹ ɩɥɨɳɚɞɶ ɫɬɪ ɣ ɷɬɚɠ Ɍɟɥ

Ɉɞ ɧ ɚ ɤɨɦɩ ɚ ɧ ɢ ɹ Ȼ ɟ ɫɤɨ ɧ ɟɱ ɧ ɨ ɟ ɦɧ ɨɠɟ ɫɬ ɜɨ ɪ ɟ ɲɟ ɧ ɢ ɣ

PETROCHEMISTRY

#6 June 2013

PHOTO: SIBUR / ФОТО: СИБУР

● Emulsive styrene-butadiene rubber is used for cable, rubber goods and conventional tyres production. ● Эмульсионные бутадиен-стирольные каучуки (СКС) применяются в производстве кабеля, РТИ, стандартных шин.

problems with the use of arable land. But the development in this direction is still going, and, in any case, there is a trend of improving bioprocesses economy.

OGE: Today shale hydrocarbons production is actively developing worldwide. What reflection did it get in the processing? Galibeev: The reality is that in the U.S. shale revolution took place, and the amount of produced shale gas is really huge. About eight years ago, large petrochemical companies stated that they saw one of the priorities of its development in the deviation to the sector of high-margin materials, engineering plastics, deep conversion products of organic synthesis, where the dependence on the cost and availability of hydrocarbon resources would not have been so distinct. And now we see that these same companies are starting to talk about backing into service the frozen projects of ethane pyrolysis construction and start implementing new projects of facilities construction that use components of shale gas to produce basic monomers. Generally, shale revolution could lead to an increase in the competitiveness of gas and petrochemical industry in North America. Seven new pyrolysis, three propane dehydrogenation projects, and a number of other production facilities has been currently announced. The situation has changed significantly, and we also pay attention to this. Under the new conditions, the Russian petrochemistry is still competitive compared to the U.S. petrochemistry. According to IHS Chemical, in 2013 the Russian polyethylene’s cost per ton, with delivery to Europe, is over $60 per ton lower than the cost of the North American product and almost $350 per ton lower than the cost of the West European polyethylene. OGE: These are global trends, and what are the technology areas SIBUR is mostly concentrated on? Galibeev: They are closely intertwined with the business units of the company. The most high-tech area is synthetic rubbers. These are products of higher degrees of processing, respectively, we have a lot of competition – there are always new products, put forward demands to tire manufacturers to improve the quality, safety, reduced power consumption and noise effects, etc. Then there are the basic polymers, plastics and organic synthesis. First of all, the attention is focused on the polyethylene and polypropylene, the introduction of new brands that we have been successfully developing for several years. The lowest number of projects is in gas processing, that is not surprising, since in this area the technology lifetime is longer. OGE: Why polyethylene and polypropylene? Galibeev: Because of their global range of hundreds and thousands of brands for different uses and methods of process-

на $60/т ниже себестоимости тонны североамериканского и почти на $350/т – западноевропейского полиэтилена.

НГЕ: Это мировые тенденции, а в «СИБУРе» каким технологическим направлениям уделяется наибольшее внимания? Галибеев: Они тесно переплетены с бизнес-единицами компании. Самая наукоемкая область – синтетические каучуки. Это продукты высоких степеней передела, соответственно, имеет место большая конкуренция – постоянно появляются новые продукты, выдвигаются требования к производителям шин по улучшению качества, безопасности, снижению шумовых эффектов энергопотребления и т.д. Затем идут базовые полимеры, пластики и органический синтез. В первую очередь, в фокусе внимания – полиэтилен и полипропилен, новые марки которых мы успешно разрабатываем вот уже несколько лет. Наименьшее количество проектов – в газопереработке, что не удивительно, так как в этой области время жизни технологий больше. НГЕ: Почему именно полиэтилен и полипропилен? Галибеев: Потому что их мировой ассортимент насчитывает сотни и тысячи марок для различных применений и способов переработки в конечные изделия. Соответственно, здесь, совместно с бизнес-заказчиком, мы видим значительные резервы по повышению маржинальности продукции, которую выпускаем сейчас. В связи с этим на томской площадке «СИБУРа» идет большая работа по внедрению различных специализированных марок полиэтилена и полипропилена для нишевых сегментов рынка. В 2010–2012 годы удалось вывести на рынок 37 новых марок полипропилена и сополимеров пропилена с этиленом. Для сравнения, 10 лет назад ассортимент нашего предприятия «Томскнефтехим» был представлен лишь десятком марок, сегодня их более 70.

НГЕ: Потребности рынка нашли отражение и в строительстве новых объектов компании? Галибеев: Если говорить о наиболее крупных инвестиционных проектах, я выделил бы два из них. «Тобольск – Полимер» – комплекс по производству 500 тыс. т полипропилена в год, находящийся сейчас на стадии пусконаладки. И строительство на нижегородской площадке «РусВинила» – совместного предприятия с компанией SolVin Oil&GasEURASIA

â&#x201E;&#x2013;6 Đ&#x2DC;Ń&#x17D;Đ˝Ń&#x152; 2013

Đ?Đ&#x2022;Đ¤Đ˘Đ&#x2022;ĐĽĐ&#x2DC;Đ&#x153;Đ&#x2DC;ĐŻ PHOTO: SIBUR / Đ¤Đ&#x17E;Đ˘Đ&#x17E;: ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x2018;ĐŁĐ

ing into final products. Respectively, here together with the business customer, we see considerable scope to improve margins of products we produce now. In this regard, on the site of Tomsk SIBUR is a lot of work to implement various specialized brands of polyethylene and polypropylene for niche segments of the market. In 2010â&#x20AC;&#x201C;2012 years we managed to bring to market 37 new grades of polypropylene and copolymers of propylene and ethylene. To compare, 10 years ago the assortment of our company â&#x20AC;&#x201C; Tomskneftekhim â&#x20AC;&#x201C; was presented by only a dozen brands, today there are over 70.

OGE: Are the needs of the market reflected in the construction of new facilities of the company? Galibeev: Speaking about the most significant investment projects, I would single out two of them. One is â&#x20AC;&#x153;Tobolsk â&#x20AC;&#x201C; Polymerâ&#x20AC;?, a production complex with the output capacity of 500,000 tons polypropylene per year, which is now at the commissioning stage. Another is the construction of a PVC-maufacturing facility bazed on the Nizhny Novgorod site of our joint venture with SolVin â&#x20AC;&#x201C; RusVinyl. The facility will produce 330,000 tons of PVC per year. This is a response to the demands of a growing market for polypropylene and PVC.

â&#x20AC;&#x201C; ĐˇĐ°Đ˛ĐžĐ´Đ° ĐżĐž ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛Ń&#x192; ĐżĐžĐťĐ¸Đ˛Đ¸Đ˝Đ¸ĐťŃ&#x2026;ĐťĐžŃ&#x20AC;Đ¸Đ´Đ° ĐźĐžŃ&#x2030;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; 330 Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń . Ń&#x201A; Đ˛ ĐłĐžĐ´. ĐŃ&#x201A;Đž ĐžŃ&#x201A;Đ˛ĐľŃ&#x201A; Đ˝Đ° ĐˇĐ°ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x2039; Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń&#x201A;Ń&#x192;Ń&#x2030;ĐľĐłĐž Ń&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˝ĐşĐ° ĐżĐž ĐżĐžĐťĐ¸ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐżĐ¸ĐťĐľĐ˝Ń&#x192; Đ¸ Đ&#x;Đ&#x2019;ĐĽ.

OGE: What are your strategic objectives? Galibeev: There are several of them, including develop-

Đ?Đ&#x201C;Đ&#x2022;: Đ&#x161;Đ°ĐşĐžĐ˛Ń&#x2039; Đ˛Đ°Ń&#x2C6;Đ¸ Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;ĐľĐłĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ ĐˇĐ°Đ´Đ°Ń&#x2021;Đ¸? Đ&#x201C;Đ°ĐťĐ¸ĐąĐľĐľĐ˛: Đ&#x2DC;Ń&#x2026; Đ˝ĐľŃ ĐşĐžĐťŃ&#x152;ĐşĐž â&#x20AC;&#x201C; Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐ˛Đ¸Ń&#x201A;Đ¸Đľ ĐşĐ°Đ´Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ĐžĐłĐž ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸-

ment of workforce capacity in the companyâ&#x20AC;&#x2122;s R&D centers, enhancement of competence level in matters pertaining to intellectual property and engineering, as well as the effectiveness of development process management. But one of our most important objectives, which is given the greatest attention, is the continuous updating of innovative projects portfolio, and this includes the search of segments, regions and niches to create competitive technologies or products.

Đ°ĐťĐ° R&D-Ń&#x2020;ĐľĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ ĐşĐžĐźĐżĐ°Đ˝Đ¸Đ¸, ĐżĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ˝Ń? ĐşĐžĐźĐżĐľŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Đš Đ˛ Đ˛ĐžĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ Đ°Ń&#x2026; Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;Ń&#x192;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐš Ń ĐžĐąŃ Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Đ¸ Đ¸Đ˝ĐśĐ¸Đ˝Đ¸Ń&#x20AC;Đ¸Đ˝ĐłĐ°, Ń?Ń&#x201E;Ń&#x201E;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2020;ĐľŃ Ń ĐžĐź Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;ĐşĐ¸. Đ?Đž ĐžĐ´Đ˝Đ° Đ¸Đˇ Đ˝Đ°Đ¸ĐąĐžĐťĐľĐľ Đ˛Đ°ĐśĐ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ´ĐťŃ? Đ˝Đ°Ń ĐˇĐ°Đ´Đ°Ń&#x2021;, ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐš Ń&#x192;Đ´ĐľĐťŃ?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? ĐżĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐľ Đ˛Đ˝Đ¸ĐźĐ°Đ˝Đ¸Đľ, â&#x20AC;&#x201C; Ń?Ń&#x201A;Đž ĐżĐžŃ Ń&#x201A;ĐžŃ?Đ˝Đ˝Đ°Ń? Đ°ĐşŃ&#x201A;Ń&#x192;Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Ń? ĐżĐžŃ&#x20AC;Ń&#x201A;Ń&#x201E;ĐľĐťŃ? Đ¸Đ˝Đ˝ĐžĐ˛Đ°Ń&#x2020;Đ¸ĐžĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐľĐşŃ&#x201A;ĐžĐ˛, Đ˛ĐşĐťŃ&#x17D;Ń&#x2021;Đ°Ń? ĐżĐžĐ¸Ń Đş Ń ĐľĐłĐźĐľĐ˝Ń&#x201A;ĐžĐ˛, ĐžĐąĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐľĐš, Đ˝Đ¸Ń&#x2C6;, Đ˛ ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐźĐžĐśĐ˝Đž Ń ĐžĐˇĐ´Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐşĐžĐ˝ĐşŃ&#x192;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Ń&#x201A;ĐžŃ ĐżĐžŃ ĐžĐąĐ˝Ń&#x2039;Đľ Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Đ¸ Đ¸ĐťĐ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x201A;Ń&#x2039;.

â&#x2014;? A Russian-Belgian JV RusVinyl is to produce 330,000 tons of PVC per

year. â&#x2014;? Đ&#x201C;ĐžĐ´ĐžĐ˛ĐžĐš ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐź ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ° Đ&#x;Đ&#x2019;ĐĽ Đ˝Đ° Ń&#x20AC;ĐžŃ Ń Đ¸ĐšŃ ĐşĐž-ĐąĐľĐťŃ&#x152;ĐłĐ¸ĐšŃ ĐşĐžĐź ĐĄĐ&#x;

ÂŤĐ Ń&#x192;Ń Đ&#x2019;Đ¸Đ˝Đ¸ĐťÂť Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛Đ¸Ń&#x201A; 330 Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń . Ń&#x201A;.

Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸ Đ&#x201C;Đ°ĐˇĐ&#x2022;Đ&#x2019;Đ Đ?Đ&#x2014;Đ&#x2DC;ĐŻ

LNG

Russian Role in Global LNG to Grow With Lift of Export Restrictions В шаге от мирового рынка СПГ Galina Starinskaya

Russian oil and gas producers strive to supply liquefied natural gas (LNG) to the world markets. The only obstacle is absence of LNG export licensing. The Russian government promises to lift all restrictions by the end of 2013.

Российские нефтегазовые компании хотят поставлять сжиженный природный газ (СПГ) на мировые рынки. Но мешает им только отсутствие права экспорта СПГ. Российское правительство обещает снять все ограничения до конца 2013 года.

конце мая премьер-министр Дмитрий Медведев заявил, что назрел вопрос о необходимости либерализации экспорта сжиженного природного газа. Однако добавил, что в отношении традиционного экспорта газа монополия должна сохраниться, и «мы не должны его нарушать». Сейчас российское законодательство закрепляет эксклюзивное право экспорта газа, в том числе СПГ за «Газпромом». Позже вице-премьер, курирующий ТЭК, Аркадий Дворкович сказал, что либерализация будет осуществлена, когда «НОВАТЭК» и «Роснефть» достигнут предварительных договоренностей с иностранными партнерами. «Когда у нас будет определенность с этими контрактами, тогда будут внесены необходимые изменения в нормативную базу, которые позволят осуществлять эти поставки без избыточной конкуренции с "Газпромом"», – сказал он (цитата по Интерфакс). Вице-премьер добавил, что изменения в законодательстве возможны уже в 2013 году. Сейчас в России действует единственный завод по производству СПГ (запущен в 2009 году) в рамках проекта «Сахалин-2». В прошлом году заводом было произведено около 10,8 млн т СПГ, что превышает проектную его мощность, составляющую 9,6 млн т. Потребителям этого газа являются азиатские страны, в том числе Япония. Оператор проекта – Sakhalin Energy (акционеры: «Газпром» (50%), Royal Dutch Shell (27,5%), японские Mitsui (12,5%) и Mitsubishi (10%) планирует расширить мощности предприятия почти до 15 млн т газа в год. Помимо этого у «Газпрома» есть еще планы по строительству СПГ-завода во Владивостоке. В феврале концерном уже принято инвестиционное решение. Завод предполагается построить на полуострове Ломоносова (бухта Перевозная). Он будет включать три очереди по 5 млн т в год каждая, ввод первой – в 2018 году. Ресурсной базой станет газ сахалинского центра газодобычи, а также якутского и иркутского центров. Целевыми рынками сбыта будут страны азиатско-тихоокеанского региона. Также «Газпром»

t’s high time to liberalize the export of liquefied natural gas, noted Russia’s Prime Minister Dmitry Medvedev at the end of May. Adding that for traditional gas exports the monopoly must remain – “we must not violate it”. Current Russian legislation establishes Gazprom as exclusive holder of export rights for natural gas, including LNG. Later, Arkady Dvorkovich, Vice Prime Minister for Energy, said that the liberalization will take place after NOVATEK and Rosneft reach preliminary agreements with their foreign partners. “Once we have certainty with these contracts, the necessary changes will be made to the regulatory framework, which will make it possible to carry out these supplies without excessive competition with Gazprom,” he said (quoted by Interfax), adding that changes in the legislation may be made even in the current year. Now only one LNG plant (launched in 2009 within Sakhalin-2 project) operates in Russia. Last year, it produced some 10.8 million tons of LNG, shooting over its design capacity of 9.6 million tons. This LNG is consumed by Asian countries, including Japan. Sakhalin Energy, the operator of the project (shareholders: Gazprom (50 percent), Royal Dutch Shell (27.5 percent), Mitsui (12.5 percent) and Mitsubishi (10 percent)) is planning to boost the plant’s annual capacity to nearly 15 million tons of gas. Gazprom also wants to install an LNG plant in Vladivostok (Russia’s Far East) – the gas giant has already approved the respective investment decision in February. The plant will be built on the Lomonosov peninsula (Perevoznaya Bay). The project is expected to include three phases, 5 million tons per year each, the first penciled to go online in 2018. The plant will use natural gas from Sakhalin production hub, as well as from Yakutia and Irkutsk centers, supplying the endproduct to the APR countries. Gazprom also plans to

Галина Старинская

Oil&GasEURASIA

#6 June 2013

LNG build an LNG plant for the Shtokman project. Recently, Alexei Miller, the head of the monopoly, said that a revolutionary project will be announced soon – giving no further details. According to the Kommersant newspaper, his could mean a plant in Primorsk port (Leningrad region). Rosneft’s new LNG plant, which the company wants to install on Sakhalin jointly with ExxonMobil, could undermine Gazprom’s unchallenged monopoly on this market in the Far East. Rosneft plans to feed its facility with natural gas from the company’s offshore fields and from Sakhalin-1 project. The project’s operator Exxon Neftegas Limited (shareholders: ExxonMobil (30 percent), Rosneft (20 percent), Japan’s Sodeco (30 percent), India’s ONGC (20 percent)) develops three offshore fields: Chaivo, Odoptu and Arkutun-Dagi. Currently the project produces only oil. For some years, the project partners are trying to negotiate with Gazprom on gas supply scheme. ExxonNeftegas would like to export its gas volumes, but the gas monopoly (and sole holder of export right) is opposing these movements. As a result, the commercial part of the Sakhalin-1 gas program has not been realized.

планирует построить СПГ-завод для Штокмановского месторождения. Недавно глава монополии Алексей Миллер сказал, что скоро будет объявлено о принципиально новом проекте. Детали он раскрывать не стал. По данным газеты «Коммерсант», речь может идти о заводе в порту Приморск (Ленинградская область). Конкурентом дальневосточных проектов «Газпрома» может стать СПГ-завод «Роснефти» на Сахалине, который компания планирует построить вместе с американской ExxonMobil. Ресурсной базой для завода, помимо газа с шельфовых месторождений «Роснефти», будет также газ, который будет добываться в рамках проекта «Сахалин-1». Оператор проекта – Exxon Neftegas Limited (ExxonMobil принадлежит 30%, «Роснефти» – 20%, японской Sodeco – 30%, индийской ONGC – 20%). «Сахалин-1» включает в себя разработку трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Сейчас ведется только добыча нефти. Несколько лет партнеры по проекту пытаются договориться с «Газпромом» о схеме поставок газа. ExxonNeftegas хотел бы его экспортировать, но холдинг, обладая монопольным правом на продажу газа за рубеж, выступает против. В итоге коммерческая часть газовой программы «Сахалин-1» не реализуется.

The Energy Centre of the SKOLKOVO Moscow School of Management:

Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО:

About 75% of LNG is shipped by long-term (20-25 years) contracts, but the share of short-term deals (spot deliveries and 1-4 years contracts) is growing, too – currently balancing at about a quarter of LNG sales. Ultimately, this means that in the future Russian LNG producers will shift towards the spot market. This means that the domestic companies will have to boost the production volume, as already being done by Gazprom and Novatek through its trading subsidiaries “Gazprom marketing and trading” and “NOVATEK Gas&Power”. The key country player on the spot LNG market is Qatar (36% of the total spot shipments); it is also the largest LNG producer (see Fig. 1). The country’s commitment to LNG spot market is largely due to availability of extensive LNG production network, which was installed with an eye on the US demand but failed to deliver because of the North American “shale revolution”. Nigeria with 15% market share is in the second place. Major players of LNG spot market include Trinidad and Tobago, Indonesia, Egypt, Equatorial Guinea. Russia is also involved in LNG spot trading: in 2012, the Sakhalin-2 LNG plant shipped 1.3 million tons of LNG on spot and shortterm contracts. By 2030, LNG demand will more Russia / Россия – 2% than double to about 500 million tons a year. In Europe, LNG demand will Oman / Оман – 3% almost triple, from the current 47 million tons to 130 million tons a year. Norway / Норвегия – 3% Over the same period, LNG consump- Peru / Перу – 4% tion in Asian states (primarily Japan and South Korea) expected to rise by 40%. Yemen / Йемен – 4%

В настоящее время около 75% СПГ продолжает поставляться по 20-25-летним контрактам, но доля продаж по краткосрочным договорам (спот-поставки и контракты длительностью 1-4 года) неуклонно увеличивается и уже достигла четверти всех торгуемых объемов СПГ. Это означает, что и российский СПГ в перспективе будет все более активно продаваться на споте. В связи с этим нужно наращивать соответствующие компетенции, что уже делают «Газпром» и «НОВАТЭК» через свои трейдинговые «дочки» Gazprom Marketing and Trading и NOVATEK Gas&Power. Основным игроком на рынке краткосрочных продаж (36% от общего объема спотовых поставок) является Катар, который к тому же и самый крупный в мире производитель сжиженного газа (см. рис. 1). Активность этой страны на спотовом рынке газа во многом связана с тем, что значительная часть мощностей по сжижению была ориентирована на американский рынок, но оказалась не востребованной из-за североамериканской «сланцевой революции». На втором месте находится Нигерия с 15%-ной долей. Также заметными поставщиками на спотовый рынок являются Тринидад и Тобаго, Индонезия, Египет и Экваториальная Гвинея. Россия также вовлечена в спотовую торговлю СПГ: в 2012 году с СПГ-завода «Сахалин-2» в рамках спотовых и краткосрочных сделок, было Other / Прочие -7% продано 1,3 млн т СПГ. К 2030 году спрос на СПГ вырастет более Qatar / Катар – 36% чем вдвое и достигнет порядка 500 млн т в год. Спрос на СПГ в Европе возрастет почти в три раза: с нынешних 47 млн т до 130 млн т в год. Ожидается, что и развитые страны Азии (прежде всего Япония и Южная Корея) в этот период увеличат потребление СПГ на 40%. Лидером же Equatorial Guinea Экваториальная роста станут страны Южной и Юго-Восточной Гвинея – 5% Азии: потребности в СПГ относительно новых Egypt / Египет – 6% игроков на рынке – Китая, Индии, Пакистана, Вьетнама, Индонезии, Малайзии, Таиланда – к Indonesia / Индонезия – 6% 2030 года вырастут в 8 раз. Trinidad and Tobago Nigeria / Нигерия 15% Тринидад и Тобаго – 9% Сейчас крупнейшим покупателем спотовых партий СПГ является Япония (32%), на втором ● Fig. 1. LNG exports structure – spot and short-term markets месте – Южная Корея (рис. 2). ● Рис. 1. Структура рынка спотовой и краткосрочной торговли

Rocketing LNG consumption is expected in South and South-East Asian countries, driven by relatively new players on the LNG market – China, India, Pakistan, Vietnam, Indonesia, Malaysia, Thailand (by 2030, LNG demand in these countries will grow 8-fold). Currently the biggest spot buyer of LNG cargoes is Japan (32%), followed by South Korea (Fig. 2). СПГ (экспортеры).

Oil&GasEURASIA

LNG Vladimir Putin defends Gazprom interests, too. In his opinion, Rosneft must coordinate its plans for LNG plant on Sakhalin with other companies, the Ministry of Energy and the government – “so that everyone works according to a single plan and understands what will happen and how it will affect the APR markets.” Rosneft is expected to give the final decision on this project in June. Cheap gas and proximity to the consumer market are the main advantage of the Far Eastern projects, says Valery Nesterov, an analyst at Sberbank CIB. Another large producer – NOVATEK – implements its major project “Yamal LNG” jointly with France’s Total on the base of Yuzhno-Tambeyskoye condensate field. The 16.5 million tons per year “Yamal LNG” plant will be installed near the Sabetta village in phases, the first phase is scheduled for launch in 2016. According to agent agreement signed by NOVATEK and Gazprom in 2010, the gas monopoly must export Yamal gas on behalf of “Yamal LNG”. Yet, at the end of 2011 NOVATEK’s head Leonid Michelson said the company wants to export gas independently. Though Gazprom’s

#6 June 2013

Однако Президент Владимир Путин встал на защиту интересов «Газпрома». По его мнению, «Роснефть» должна согласовывать свои планы по строительству СПГ-завода на Сахалине с планами других компаний, Минэнерго и правительством, «чтобы все работали по единому плану и понимали, что будет происходить и как это будет отражаться на рынках АТР». Ожидается, что окончательное решение по этому проекту «Роснефть» представит в июне. Главное преимущество дальневосточных проектов – дешевизна газа и близость к рынку потребителей, говорит аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров. Другой крупный проект – «Ямал СПГ» реализует «НОВАТЭК» вместе с французской Total на базе ЮжноТамбейского газоконденсатного месторождения. Завод построят рядом с поселком Сабетта. Запуск завода «ЯмалСПГ» мощностью 16,5 млн т будет происходить постепенно, начиная с 2016 года. Согласно заключенному в 2010 году агентскому соглашению «НОВАТЭКа» с «Газпромом» газовая монополия должна поставлять ямальский газ за рубеж в интересах «Ямал-СПГ». Но в конце 2011 года глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон заявил о желании само-

By 2020, global LNG proК 2020 году объем производственных Other / Прочие –13% Kuwait / Кувейт – 2% duction capacity is expectмощностей СПГ в мире удвоится и, согласJapan / Япония – 32% Turkey / Турция – 3% ed to double to almost но прогнозам, составит почти 580 млн т в 580 million tons a year, год. Причем наибольший прирост вводиArgentina / Аргентина – 3% with two expansion mileмых мощностей запланирован на 2015 год stones slated for 2015 (53 (+53 млн т в год) и 2017 год (еще 53 млн т). Spain / Испания – 4% million tons pa) and 2017 Любые проекты, которые будут не в состояBrasil / Бразилия – 4% (another 53 million tons нии обеспечить источник спроса на период Taiwan / Тайвань – 5% pa). Respectively, any projс 2016 по 2020 годы, на какой-то промежуects unable to secure a ток времени могут оказаться за пределами Great Britain / source of demand between рынка. Если же верить заявленным планам Великобритания – 5% 2016 to 2020 are likely to российских компаний, основной ввод отечеChina / Китай – 5% fall outside the market for ственных мощностей по производству СПГ some time. Still, judging состоится годом позже. В 2018 году должIndia / Индия – 9% South Korea / Южная Корея – 15% by the announced plans of ны стартовать «Печора СПГ» (проект комRussian companies, surge ● Fig. 2. LNG imports structure – spot and short-term markets паний «СН-Инвест» и «ЕвроСеверНефть»), in domestic LNG produc- ● Рис. 2. Структура рынка спотовой и краткосрочной торговли СПГ «Владивосток СПГ» (проект «Роснефти» tion volume is scheduled (импортеры) и ExxonMobil на Дальнем Востоке). В этой a year later. Three LNG связи наиболее выигрышным выглядит проprojects, “Pechora LNG”, ект «Ямал СПГ», старт которого намечен на “Vladivostok LNG”, and a joint project of Rosneft and ExxonMobil in the Far East, конец 2016 года. are planned for 2018. Considering the above observation, scheduled for late 2016 По словам старшего аналитика Энергетического центра Московской школы управ“Yamal LNG” is likely to become the most lucrative Russian project – and a compet- ления Сколково Марии Беловой, ямальский СПГ сможет конкурировать с американitor for US-produced gas on European markets, says Maria Belova, senior analyst at ским газом в Европе. У других российских проектов есть шанс составить конкуренthe Energy Center of the Skolkovo Moscow School of Management. цию по цене с австралийским СПГ на азиатском рынке. «Азиатские компании активно Other Russian projects have a sporting chance of fighting price wars on the инвестируют в австралийские добычные проекты и предоставляют свои рынки сбыта. Asian market – with the Australian LNG. “Asian companies are investing heavily in В итоге в настоящее время уже законтрактовано порядка 70% этих объемов СПГ под Australian production projects and open up their markets. As a result, about 70% of будущие поставки» - говорит она. В этой части российский СПГ проигрывает, так как the LNG is already contracted for future delivery,” she says. Here, Russian LNG is on по закону монопольное право на экспорт любого газа принадлежит «Газпрому». the losing side as only Gazprom can export gas – any gas – out of Russia. Российский СПГ не следует рассматривать как прямого конкурента или альтернативу Russian LNG is neither direct competitor nor alternative for pipeline shipments to российским трубопроводным поставкам в Европу. СПГ обладает рядом очевидных преEurope. LNG offers a number of distinctive advantages – independence from tran- имуществ – отсутствие зависимости от стран-транзитеров, снятие неопределенности sit countries, lack of ambiguities plaguing pipeline shipment paragraphs in the Third некоторых вопросов Третьего энергопакета для трубопроводных поставок, маркетинEnergy Package, providing marketing flexibility and access to the new markets. говая гибкость и новые рынки. В этих условиях проекты СПГ могут выступать как удачOverall, LNG projects could pose a successful alternative to new but economical- ная альтернатива новым экономически неэффективным трубопроводным проектам. ly unsound pipeline projects. «Если все российские проекты, которые на сегодняшний момент заявле“If all currently announced Russian projects are implemented, by 2020 we will ны, будут реализованы, то к 2020 году мы можем рассчитывать максимум на capture a maximum of 6% of the global LNG market,” says Ms. Belova. Failing that 6% всего мирового рынка СПГ», - говорит г-жа Белова. Если же завод СПГ – if the Sakhalin-2 LNG facility remains the one and only operating LNG plant – force «Сахалин-2» к тому времени останется единственным действующим в России in the Russia’s share of LNG market will shrink to 2%. заводом – она снизится до 2%.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

СПГ

long-term contracts must be taken into account, there’s also need to gain foothold for Russian gas on the emerging markets, says Michelson. Also, demonopolization of LNG exports will “facilitate the financing of the “Yamal LNG” project and reduce the risks.” According to unofficial sources, NOVATEK has already signed preliminary contracts with LNG buyers, as demanded by the Vice Prime Minister Arkady Dvorkovich. Yamal gas will be supplied to Britain’s BP, NOVATEK trading subsidiaries and France’s Total. Another probable location for LNG plant is TimanoPechora province: here, an independent company Alltech plans to build a 4 million tons per year plant (with possible expansion to 8 million tons per year). Project investment is estimated at $3.5 billion. Third-party access to LNG export markets, either through an agent (Gazprom) or independently, is only a matter of time, says Grigory Birg, co-director of the analytical department of Investkafe think-tank. Sberbank CIB analyst Valery Nesterov adds that global LNG demand is present so finding buyers abroad is not difficult. “LNG imports to Europe dwindled after Qatar diverted its LNG to other markets. In Asia there is many customers,” says the expert. By 2020, the share of Russian LNG on the Asian market will reach 10 percent, by 2025 – 13 percent, he estimates. The expert believes that the liberalization of LNG exports will “untie the hands” of Russian companies, enabling them to access the global market.

стоятельно экспортировать газ. По мнению Михельсона, необходимо принимать во внимание долгосрочные контракты «Газпрома», но также не упускать возможность присутствия российского газа на быстроразвивающихся рынках. Кроме того, отмена монополии на экспорт СПГ «облегчит финансирование проекта "Ямал СПГ" и уменьшит риски». Причем «НОВАТЭК», по неофициальным данным, уже заключил предварительные контракты с покупателями СПГ, как того потребовал вице-премьер Аркадий Дворкович. Покупателями газа с Ямала станут британская ВР, торговые «дочки» «НОВАТЭКа» и Total. В Тимано-Печорской провинции у независимой компании Alltech есть планы по строительству завода мощностью 4 млн т с перспективой увеличения до 8 млн т. Инвестиции в завод оцениваются в $3,5 млрд. Доступ независимых производителей СПГ к экспортным рынкам либо через агента в лице «Газпрома», либо самостоятельно – лишь вопрос времени, считает содиректор аналитического отдела «Инвесткафе» Григорий Бирг. По мнению аналитика Sberbank CIB Валерия Нестерова, спрос на СПГ в мире будет, поэтому найти покупателей за рубежом несложно. «Импорт СПГ в Европу упал после того, как Катар перенаправил газ на другие рынка. В Азии также большой набор покупателей», – говорит эксперт. К 2020 году доля российского СПГ на азиатском рынке составит 10%, в 2025 – 13%, оценивает он. Эксперт считает, что либерализация экспорта СПГ «развяжет руки» российским компания в части доступа к мировому рынку.

Фильтрация, Сепарация и Индивидуальные Решения

Посетите наш стенд № C412 в павильоне 2.2 на выставке «Нефть и Газ 2013» с 25 по 28 июня 2013 г. в Москве, Экспоцентр на Красной Пресне.

Корпорация Pall является мировым лидером в решении комплексных лексных х проблем, связанных с загрязнениями, сепарацией и очисткой, для предприятий нефтегазовой промышленности. Располагая широким спектром продуктов и услуг, Pall поможет Вам улучшить качество жидкости, повысить продуктивность и оптимизировать Ваши процессы для большей эффективности. • • • • • •

Стандартные фильтроэлементы Высокоэффективные фильтроэлементы Фильтры для потоков с большим расходом Представительство Автоматические системы сепарации Pall в России и СНГ Коалесцеры Жидкость/ Газ ООО «Палл Евразия» Услуги научно-лабораторной Россия, 127015 – Москва, службы и инжиниринг Тел.: +7 495 787 76 14

Факс: +7 495 787 76 15 e-mail: InfoRussia@pall.com www.pall.com

17791 PALL IND_NGO MENA advert 123x178mm RUSSIAN.indd 1 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

2/5/13 08:22:34

CORROSION STUDIES

Methodological Approach to Estimation of the Degree of Corrosion Hazard in the Main Oil Pipeline Sections Based on Smart Pigging Data

Методический подход к оценке степени коррозионной опасности участков магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики N.N. Skuridin

The article discusses a methodological approach to ranking of main oil pipeline sections by the degree of corrosion hazard using smart pigging data.

Н.Н. Скуридин

N.N. Skuridin, Head of the anti-corrosion protection center, NII TNN, Moscow Н.Н. Скуридин, руководитель центра защиты от коррозии ООО «НИИ ТНН», г. Москва

В статье рассмотрен методический подход к ранжированию участков магистральных нефтепроводов по степени коррозионной опасности с использованием данных внутритрубной диагностики.

● Table 1. Data for Detection of Corrosion-hazardous Sections ● Табл. 1. Данные для выявления коррозионно-опасных участков

№

Amount of defects by inspection data Distance, m Количество Дистанция, м дефектов по данным ВТД

Threshold 1 (Hотн = 10 %, V = 0.3 mm/year) Порог 1 (Hотн = 10 %, V = 0,3 мм/год)

Threshold 2 (Hотн = 12.5 %, V = 0.4 mm/year) Порог 2 (Hотн = 12,5 %, V = 0,4 мм/год)

SH1, %

SV1, mm/year мм/год

Sнор1

SH2, %

SV2, mm/year мм/год

200

N1 ·10

N1 ·0,3

(SH1/Hm+ SV1/Vm) / 2

N1·12,5

N1·0,4

400

N2 ·10

N2 ·0,3

(SH1/Hm+ SV1/Vm) / 2

N2·12,5

N2·0,4

600

N3 ·10

N3 ·0,3

(SH1/Hm+ SV1/Vm) / 2

N3·12,5

N3·0,4

…

n·200

Nn ·10

Nn ·0,3

(SH1/Hm+ SV1/Vm) / 2

Nn ·12,5

Nn ·0,4

Note / Примечание – Hm=max{N1·15; N2·15; N3·15…Nn·15} и Vm = max{N1·0,5; N2·0,5; N3·0,5…Nn·0,5}. Coordinates of the end of 200-meter interval zones, within which further calculations are done, are entered into column 2. The amount of external defects with metal loss detected by in-line inspection in the appropriate 200-meter sections is entered into column 3. Data necessary for building a graph of threshold dependence (threshold 1, ICH) of the value of corrosion hazard along the section distance are entered into columns 4, 5 and 6: Column 4 shows sums of relative depths of corrosion damage for the threshold of 10 percent; Column 5 shows sums of rates of corrosion defects increase for the threshold of 0.3 mm/year; Column 6 shows the sum of numbers from columns 4 and 5, normalized to 1, where Hm and Vm – maximal values in columns 10 and 11 for threshold 3 (HCH). Columns 7, 8, 9 and 10, 11, 12 are filled similar to columns 4, 5 and 6 with the difference that they contain data for threshold dependences of possible transition to the HCH (Hотн=12.5 percent, V=0.4 mm/year, threshold 2) and HCH (Hотн=15 percent, V=0.5 mm/year, threshold 3). Columns 13 and 14 are filled with data, which are sums of relative depths of actual corrosion damage by the last in-line inspection data and rates of increase of corrosion defects by the last and next to last in-line inspection data (see formulas (1) and (2) respectively). Column 15 contains values of the corrosion hazard estimate, distributed along the section distance and shown in the form of a graph. This estimated value takes into account in each interval both the amount and values of relative depths and rates of corrosion defects increase, and ensures receiving of objective information on development of corrosion processes by in-line inspection data. Column 15 is filled similar to columns 6, 9 and 12. Columns 6, 9 and 12 are used to build graphs of hazard thresholds and a graph of distribution of the actual in-line inspection data over these thresholds.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИИ

ealization of monitoring of the anti-corrosion protection system status at the pipeline facilities of Transneft organizations, aimed at assurance of its efficiency, determines the necessity to develop and refine an appropriate methodological component. As is known, the Transneft companies have been using a technique for technical inspection of the linear part of main pipelines with the help of pipeline intelligent pigs (PIP) for about 20 years. Use of high-resolution intelligent pigs makes it possible to detect defects, measure their parameters and classify by types. Operations on in-line inspection of oil and product pipelines are performed by the Flaw Detection Center Diascan. In 2010 they performed in-line inspection of 45,000 kilometers of oil pipelines and 3,300 kilometers of oil product pipelines. In 2011 the scope of in-line inspection remained at the same level. Information on all detected defects and the repair work is stored and permanently added to the “Defect” database. Ultrasonic flaw detectors WM utilized in the pipeline intelligent pigs make it possible to detect external corrosion damage of pipelines, development of which should be prevented by the cathodic protection system (CPS). Taking the above stated into consideration, it is necessary to correctly use the data received with the help of the in-line inspection to assess the current corrosion status of sections of the main pipelines in order to design compensating actions aimed at assurance of the CPS efficiency.

Threshold 2 (Hотн = 12.5 %, V = 0.4 mm/year) Порог 2 (Hотн = 12,5 %, V = 0,4 мм/год)

едение мониторинга состояния противокоррозионной защиты объектов трубопроводного транспорта организаций системы «Транснефть», направленного на обеспечение эффективности ее функционирования, обуславливает необходимость развития и совершенствования соответствующей методической составляющей. Как известно, в системе компаний «Транснефть» около 20 лет применяется методика технического диагностирования линейной части МН с использованием внутритрубных приборов (ВИП). Использование ВИП высокого разрешения позволяет обнаружить дефект, измерить его параметры и классифицировать по типам. Работы по внутритрубной диагностике (ВТД) нефтепроводов и нефтепродуктопроводов осуществляет ОАО ЦТД «Диаскан». В 2010 году было продиагностировано ВТД 45 тыс. км нефтепроводов и 3,3 тыс. км нефтепродуктопроводов. В 2011 году объемы ВТД сохранились на таком же уровне. Информация обо всех обнаруженных дефектах и их ремонтах хранится и постоянно пополняется в БД «Дефект». Используемые в ВИП ультразвуковые дефектоскопы WM позволяют выявлять внешние коррозионные повреждения трубопроводов, предотвращение развития которых должна обеспечивать система электрохимзащиты (ЭХЗ). Учитывая изложенное, необходимо корректно использовать получаемые с применением ВТД данные для оценки существующего коррозионного состояния участков МН с целью

Threshold 3 (Hотн = 15 %, V = 0.5 mm/year) Порог 3 (Hотн = 15 %, V = 0,5 мм/год)

Data of the last and next to last in-line inspection Данные последней и предпоследней ВТД

Sнор2

SH3, %

SV3, mm/year мм/год

Sнор3

SHф, %

SVф, mm/year мм/год

Sнор.ф

(SH2/Hm+ SV2/Vm) / 2

N1·15

N1·0,5

(SH3/Hm+ SV3/Vm) / 2

(SHф/Hm+ SVф/Vm) / 2

(SH2/Hm+ SV2/Vm) / 2

N2·15

N2·0,5

(SH3/Hm+ SV3/Vm) / 2

(SHф/Hm+ SVф/Vm) / 2

(SH2/Hm+ SV2/Vm) / 2

N3·15

N3·0,5

(SH3/Hm+ SV3/Vm) / 2

(SHф/Hm+ SVф/Vm) / 2

…

(SH2/Hm+ SV2/Vm) / 2

Nn ·15

Nn ·0,5

(SH3/Hm+ SV3/Vm) / 2

…

… (SHф/Hm+ SVф/Vm) / 2

В столбец 2 заносятся координаты конца зон 200-метровых интервалов, в пределах которых производится далее расчет. В столбец 3 записывается количество выявленных при ВТД внешних дефектов с потерей металла на соответствующих 200-метровых участках. В столбцы 4, 5 и 6 вводятся данные, необходимые для построения графика пороговой зависимости (порог 1, ПКО) показателя оценки коррозионной опасности по дистанции участка: в столбце 4 находятся суммы относительных глубин коррозионных повреждений для порога 10%; в столбце 5 находятся суммы скоростей роста коррозионных дефектов для порога 0,3 мм/год; в столбце 6 находится сумма цифр из столбцов 4 и 5, нормированная к 1, где Hm и Vm – максимальные значения в столбцах 10 и 11 для порога 3 (ВКО). Столбцы 7, 8, 9 и 10, 11, 12 заполняются аналогично столбцам 4, 5, и 6 с тем отличием, что в них находятся данные для пороговых зависимостей возможного перехода в ВКО (Hотн=12,5%, V=0,4 мм/год, порог 2) и ВКО (Hотн=15 %, V=0,5 мм/год, порог 3). В столбцы 13 и 14 заносятся данные, представляющие собой суммы относительных глубин фактических коррозионных повреждений по данным последней ВТД и скоростей роста коррозионных дефектов по данным последней и предпоследней ВТД (см. формулы (1) и (2) соответственно). Столбец 15 включает значения показателя оценки коррозионной опасности, распределенные по дистанции участка и представляемые в виде графика. При этом данный показатель оценки учитывает на каждом интервале как количество, так и значения относительных глубин и скоростей роста коррозионных дефектов, обеспечивая получение объективной информации о развитии коррозионных процессов по данным ВТД. Столбец 15 заполняется аналогично столбцам 6, 9 и 12. Столбцы 6, 9 и 12 используются для построения графиков порогов опасности и графика распределения фактических данных ВТД по этим порогам.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#6 June 2013

CORROSION STUDIES

● Fig. 1. Combined graphs for the assessable section: а – corrosion defects by the last in-line inspection; b – rate of external corrosion of the

pipe wall; c – corrosive hazard by the in-line inspection data; d – distribution of corrosive hazard over thresholds. ● Рис. 1. Совмещенные графики для оцениваемого участка: а – коррозионные дефекты по последней ВТД; б – скорость внешней

коррозии стенки трубы; в – коррозионная опасность по данным ВТД; г – распределение коррозионной опасности по порогам. 70 60 50 40

% of the pipe wall thickness / % от толщины стенки трубы

Meters / метры

a/а

30 20 10 0

c/в

5000 Mm, year / мм, год

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

Meters / метры

b/б

Meters / метры

0,8 0,6 0,4 0,2 0

Threshold 1 (10% и 0,3 mm/year) порог 1 (10% и 0,3 мм/год)

Threshold 2 (12,5% и 0,4 mm/year) порог 2 (12,5% и 0,4 мм/год)

Threshold 3 (15% и 0,5 mm/year) порог 3 (15% и 0,5 мм/год) Meters / метры

d/г

Actual data фактические данные

3 2 1

(0 – lower than ICH, 1 – ICH, 2 – possible transition to HCH, 3 – HCH) (0 - ниже ПКО, 1 - ПКО, 2 - возможен переход в ВКО, 3-ВКО)

For this purpose, it is recommended to use the accepted system of pipeline sections ranking by the degree of corrosion hazard. Thus, sections of high corrosion hazard (HCH) include pipeline sections in which there were detected corrosion pits and cracks having depth exceeding 15 percent of the pipe wall thickness, or corrosion rate exceeds 0.5 mm a year [1]. Sections of increased corrosion hazard (ICH) include pipeline sections in which there were detected corrosion damages with the depth exceeding 10 percent of the pipe wall thickness or corrosion rate is in the range from 0.3 to 0.5 mm a year [1]. Relative depth of the external corrosion defect Hотн (percent) is calculated by the formula (1) where Hk – corrosion defect depth by the in-line inspection data, mm; δ – pipe wall thickness, mm. Rate of corrosion defect development Vk, mm/year, is determined by the expression (2) where H1 – defect depth registered during the previous in-line inspection, mm; H2 – defect depth registered during the current in-line inspection, mm; ΔT – period of time between these two measurements, year.

Threshold1 порог 1

Threshold2 порог 2

46 000

44 000

42 000

40 000

38 000

36 000

34 000

32 000

30 000

28 000

26 000

24 000

22 000

20 000

18 000

16 000

14 000

12 000

10 000

8000

6000

4000

2000

Threshold3 порог 3

последующей разработки компенсирующих мероприятий, направленных на обеспечение эффективного функционирования системы ЭХЗ. Для этого целесообразно использовать принятую систему ранжирования участков трубопроводов по степени коррозионной опасности. Так, к участкам высокой коррозионной опасности (ВКО) относятся участки трубопроводов, на которых обнаружены коррозионные язвы и трещины глубиной более 15% от толщины стенки трубы или скорость коррозии превышает 0,5 мм в год [1]. К участкам повышенной коррозионной опасности (ПКО) относятся участки трубопроводов, на которых обнаружены коррозионные повреждения глубиной более 10% от толщины стенки трубы или скорость коррозии находится в пределах от 0,3 до 0,5 мм в год [1]. Расчет относительной глубины внешнего коррозионного дефекта Hотн, %, производится по формуле (1) где Hk – глубина коррозионного дефекта по данным ВТД, мм; δ – толщина стенки трубы, мм. Скорость роста коррозионного дефекта Vk, мм/год, определяется выражением (2) где H1 – глубина дефекта, зафиксированная при предыдущей ВТД, мм; H2 – глубина дефекта, зафиксированная при текущей Oil&GasEURASIA

Your business gateway to the oil sands community

September 10 & 11, 2013

Suncor Community Leisure Centre Fort McMurray, Alberta, Canada

EXHIBITION | CONFERENCE | NETWORKING

oilsandstradeshow.com @petroleumshow #OST13

#6 June 2013

CORROSION STUDIES To assess the changes of depth and rate of the corrosion damage over time, specialists retrieve values of the corrosion damage depth Hk of the last and next to last in-line inspection of the main oil pipeline done by flaw detectors WM from the database “Defect”. Software “Expert 2” developed by the Flaw Detection Center Diascan is used for connection to the servers of the database “Defect”. Procedure for access of specialists of OST to the database “Defect” is given in [2]. The procedure of “Expert 2” software operation is given in the user guide [3]. Then the whole section to be assessed is divided into small intervals (for example, 200 meters each). Table 1 cells are filled using the selected values of the corrosion damage depth Hk for the last and next to last in-line inspections. A certain section of the main pipeline was taken as an example; the last in-line inspection in this section detected 1,097 defects with external metal loss. The graphs combined along the distance, which include the data on relative depths of corrosion damage and rate of their increase according to the last in-line inspection, are shown in Fig. 1. Fig. 1 shows the graphs of depth (Fig. 1a) and rate of corrosion damage increase (Fig. 1b) along the section distance, and also graphs (Fig. 1c and 1d), ensuring detection of corrosion hazardous sections, which are built in accordance with the above described algorithm. The graph given in Fig. 1c shows the corrosive hazard estimate, considering both the amount and values of relative depths and rates of corrosion defects increase, and the graph

ВТД, мм; ΔT – период времени между этими двумя измерениями, год. Для оценки изменения глубины и скорости коррозионного повреждения во времени производится выборка из БД «Дефект» для объекта МН значений глубины коррозионных повреждений Hk для последней и предпоследней ВТД, полученных дефектоскопом WM. Для подключения к серверам БД «Дефект» используется программа «Эксперт 2», разработанная ОАО «ЦТД «Диаскан». Порядок доступа к БД «Дефект» для специалистов ОСТ изложен в [2]. Порядок работы программы «Эксперт 2» приведен в руководстве пользователя [3]. Далее весь оцениваемый участок разбивается на равные интервалы (например, по 200 м). На основании выбранных значений глубины коррозионных повреждений Hk для последней и предпоследней ВТД производится заполнение ячеек табл. 1. В качестве примера взят некоторый участок МН, на котором при последней ВТД было выявлено 1 097 дефектов с внешней потерей металла. Совмещенные по дистанции графики, включающие данные по относительным глубинам коррозионных повреждений и скорости их роста согласно последней ВТД, приведены на рис. 1. На рис. 1 приведены графики глубины (рис. 1а) и скорости (рис. 1б) роста коррозионных повреждений по дистанции участка, а также графики (рис. 1в и 1г), обеспечивающие выявление коррозионно-опасных участков, построенные в соответствии с рассмотренным выше алгоритмом. График на рис. 1в представляет собой показатель оценки коррозионной опасности, учитывающий как количество, так

● Table 2. Pipeline Section Ranking by Hazard Thresholds (Fragment) ● Табл. 2. Ранжирование участков по порогам опасности (фрагмент)

Excess of threshold 1 (1 – yes, 0 – no ) / Превышение порога 1 (1 – есть, 0 – нет)

Distance, m / Дистанция, м Section beginning / начало участка

Excess of threshold 2 (2 – yes, 0 – no) / Превышение порога 2 (2 – есть, 0 – нет)

Excess of threshold 3 (3 – yes, 0 – no) / Превышение порога 3 (3 – есть, 0 – нет)

Section end / конец участка

…

1 600

1 800

2 000

2 200

2 400

2 600

2 800

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

4 000

4 200

4 400

…

… Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИИ

in Fig. 1d – distribution of corrosive-hazardous sections over the HCH and ICH thresholds, shown in the graph in the form of columns with a color corresponding to the color of the hazard thresholds (Fig. 1c). Coordinates of sections, ranked by the hazard thresholds, are given in Table 2. Sections, which are included in the red columns (HCH), must be repaired first of all (for example, during a year); sections, which are included in the blue columns (possible transition to the HCH), must be repaired second (for example, during three years); and sections, which are included in the green columns (ICH), must be repaired third (for example, during a five-year period). Thus, the authors propose a methodical approach to ranking of the main pipeline sections by the degree of corrosion hazard using the data of the in-line inspection; this approach ensures acquisition of information for subsequent development of compensating actions aimed at the effective functioning of the cathodic protection system.

и значения относительных глубин и скоростей роста коррозионных дефектов, а график на рис. 1г – распределение коррозионно-опасных участков по порогам ПКО и ВКО, показанное на графике в виде столбцов с цветом, соответствующим цвету порогов опасности графика (рис. 1в). Координаты участков, ранжированных по порогам опасности, приведены в табл. 2. Участки, попадающие в красные столбцы (ВКО), должны быть отремонтированы в первую очередь (например, в течение года); участки, попадающие в синие столбцы (опасность перехода в ВКО), должны быть отремонтированы во вторую очередь (например, в течение трех лет); участки, попадающие в зеленые столбцы (ПКО), должны быть отремонтированы в третью очередь (например, в течение пяти лет). Таким образом, в статье предложен методический подход к ранжированию участков МН по степени коррозионной опасности с использованием данных внутритрубной диагностики, обеспечивающий получение информации для последующей выработки компенсирующих мероприятий, направленных на обеспечение эффективного функционирования системы ЭХЗ.

References

Список литературы

1. Regulatory Document RD-29.200.00-КТН-187-10. Procedure for inspection of corrosion status and cathodic protection system of main oil pipelines. 2. OR-35.240.50-KTN-167-10. Procedure for management and application of the database “Defect”. 3. Software “Expert 2” for analysis of the pipeline technical status based on the inspection done by pipeline pigs 2: User guide. RU.18024722.00007-IZ, 2006. 64 p.

1. РД-29.200.00-КТН-187-10. Порядок обследования коррозионного состояния и состояния противокоррозионной защиты магистральных нефтепроводов. 2. ОР-35.240.50-КТН-167-10. Порядок ведения и применения базы данных «Дефект». 3. Программа для анализа технического состояния трубопроводов по результатам обследования внутритрубными инспекционными приборами «Эксперт 2»: Руководство пользователя. RU.18024722.00007-И3, 2006. 64 с.

This article was published originally in the issue of “Science&Technologies of oil and oil products pipeline transportation” magazine (#4[8] 2012). The article is reprinted here with permission of the “Science&Technologies of oil and oil products pipeline transportation” Editorial Board.

Статья была впервые опубликована в номере журнала «Наука и Технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов» (№4[8] 2012). Материал перепечатан с разрешения редакции журнала «Наука и Технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SIMULATION

In Plain Words, Complex Things Effective Solutions of Rock Flow Dynamics for Planning Field Development

Просто о сложном Эффективные решения Rock Flow Dynamics для планирования разработки в условиях промысла Lada Ponomareva

t is impossible to imagine a modern oil/gas producing field without a reservoir simulation model of the production target. It ensures optimal operations and use of investments, maximum risk reduction at all stages of the field development. As the oilmen emphasize, a development simulation model can significantly improve the effectiveness of decisions regarding drilling of new wells or operations in the old ones. A hydro-dynamic field model is one of the most essential tools used for planning geological and engineering operations at the field. This model makes it possible to develop a maximum accurate forecast on the field development, verify efficiency of particular actions and create an optimal plan for further field development. However, current programs for hydrodynamic simulation are too complex to be used at the field: Reservoir modellers working at research institutes and simulation centers and on-site specialists communicate literally in “different languages”.

Geological Games This is one of the main reasons why at most fields hydrodynamic simulation is not used at all; the developed models are put on the shelf, and most often obsolete methods are used at the fields – two-dimensional maps of reserves distribution and expertise of the experienced specialists regarding the features of the wells in operation. Specialists of Rock Flow Dynamics set an ambitious goal for themselves: to develop a powerful program of a new generation, which would be able to perform full-range calculations of flow properties, being maximally easy-to-use at the same time. They succeeded and developed a software package tNavigator. “We managed to bring the algorithm of work with the engineering program to the level of a common PC user. Instead of traditional methods for the model operation, which require months of special training of engineers, we arranged simple and foolproof buttons. Our specialists spent plenty of time on developing a simple and accessible interface which can be used without any special training. Now tNavigator can be used both at the modeling departments, and at the departments of petroleum engineering and well intervention planning at the fields,” described Vasily Shelkov, General Director of Rock Flow Dynamics.

Лада Пономарева

евозможно представить современный нефтегазовый промысел без геолого-технологической модели объекта, на котором ведется добыча. Это залог оптимальных работы и использования инвестиций, максимальное снижение многочисленных рисков на всех этапах разработки месторождения. Как подчеркивают сами нефтяники, построенная модель месторождения в значительной степени повышает эффективность принимаемых решений по новому бурению или мероприятиям на старых скважинах. Гидродинамическая модель месторождения – это один из самых незаменимых инструментов, который используется для планирования геолого-технических мероприятий на промысле. Такая модель позволяет сделать максимально точный прогноз по разработке месторождения, проверить эффективность конкретных мероприятий и создать оптимальную схему дальнейшей эксплуатации. Однако существующие программы для гидродинамического моделирования слишком сложны, чтобы использовать их непосредственно на промысле: профессиональные модельеры в институтах и центрах моделирования и специалисты на местах в буквальном смысле разговаривают между собой на «разных языках».

Геологическая игра Это одна из основных причин, почему на большинстве промыслов гидродинамическое моделирование не применяется вовсе, а построенные модели «складываются в стол», и чаще всего на промыслах используются «дедовские» методы – двумерные карты распределения запасов и знания уже опыт● tNavigator program can be used without

any special training.

● Программу tNavigator можно

использовать без специальной подготовки. Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

Actually, the tNavigator software enables on-site specialists “to play” with the field using the ready model: the software has a special button for any action which could be later realized at the field. A graphical software interface makes it possible at any moment to introduce necessary alterations into the current field model and immediately assess the results of this or that action. “With the help of a mouse, it is possible to plan a well according to the selected trajectory, change the well operational mode or perform hydraulic fracturing and immediately see the effect of it on the production curve,” says Vasily Shelkov. It is possible to clearly model in the simulator the effect of hydraulic fracturing, bottomhole formation zone treatment and a number of other operations, optimize the flooding system in various areas of the field and calculate the production forecast, without being a professional modeller, which is not possible with similar software of western companies. Such Russian companies as TNK-BP, Bashneft and others are successfully introducing tNavigator at their fields.

One for All – and Others Follow Him Early this year, the functionality of the software package tNavigator has been significantly expanded: it has become possible to simulate compositional and thermal effects; they have released the first version of the geological simulation package, and also a module of computerized adaptation and risk analysis. Currently the number of fields, models for which are calculated in tNavigator, has exceeded 1,000. The company has its representative offices in Russia and the USA, in the near future it is planned to open its branches in Malaysia and Great Britain. The geographic reach of users is rather extensive: according to Vasily Shelkov, tNavigator has not reached yet only Australia, Greenland and Antarctic. It is noteworthy that a significant part of the software testing is done remotely, which enables the company to cover the map of the world rather quickly, by filling the blanks. A simple and accessible software interface makes it possible to send it to a customer by Internet, without the necessity of the presence of a specialist to install the software package and train the users. Many producing companies (including large international companies, such as British Gas, Chevron, Petronas, Eni, Pemex, Baker Hughes, Marathon Oil and others), even at the stage of familiarization with the software engineers from Russia, take tNavigator for testing: during the last year alone approximately 50 tests were done. Quite often, initially western companies feel suspicious regarding the RFD products and can perform endless tests of the software far and wide during months and months. However finally they pay credit to the competitive advantages of tNavigator and in many instances purchase the package licenses. Recently RFD signed a contract with one of the largest companies of the world Occidental Petroleum. Under this contract, the tNavigator licenses were installed at producing divisions of the company in the USA and several countries in the Middle East. Vasily Shelkov admits that this is a great success of Rock Flow Dynamics: “This is a breakthrough for us at the market. Confidence in us from the side of such a large international company as Occidental Petroleum will help other companies (which are still hesitating over purchase of tNavigator) to make their choice. The results are obvious: virtually immediately after the contract with Occidental Petroleum was signed, we received several orders from the companies which before had been holding back on the decision.”

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

МОДЕЛИРОВАНИЕ ных специалистов об особенностях эксплуатируемого фонда скважин. Специалисты Rock Flow Dynamics поставили перед собой амбициозную задачу: создать мощную программу нового поколения, которая бы могла производить полнофункциональные расчеты фильтрации в пласте и при этом была максимально проста в использовании. И у них это получилось – результатом разработок стал программный пакет tNavigator. «Мы смогли довести алгоритм работы с инженерной программой до уровня обычного пользователя персонального компьютера. Вместо традиционных методов работы с моделью, требующих от инженеров месяцев специальной подготовки, мы сделали простые и всем понятные кнопки. Наши специалисты потратили много времени на то, чтобы написать простой и доступный интерфейс, которым можно пользоваться без специальной подготовки. Теперь tNavigator может применяться как в отделах моделирования, так и в отделах разработки и планирования ГТМ на местах», – рассказывает Василий Шелков, генеральный директор Rock Flow Dynamics. Фактически tNavigator позволяет специалистам на местах «играть» с месторождением при помощи уже готовой модели: под любое мероприятие, которое впоследствии может быть применено непосредственно на промысле, в программе есть своя кнопка. Графический интерфейс программы позволяет в любой момент внести необходимые изменения в существующую модель месторождения и сразу же оценить результаты от тех или иных мероприятий. «Можно прямо с помощью мыши заложить скважину выбранной траектории, поменять режим работы скважины или сделать ГРП и сразу увидеть эффект от мероприятия на графике добычи», – говорит Василий Шелков. В симуляторе можно явно смоделировать эффект от гидро-

#6 June 2013

SIMULATION

On RFD in Brief Rock Flow Dynamics Company was set up in 2005. Its founders were former employees of the YUKOS Center of analysis and forecast, who decided to use their expertise in software development for hydrodynamic field simulation. This segment is occupied by large international companies, products of which have been used worldwide for several decades already, so it is really a challenging aim – to penetrate this market starting actually from point zero. A start-up Russian company was lucky to have a clear understanding of what the customers really need: new generation simulation systems, which would be capable to significantly reduce the time necessary for model calculation, and maximally simplify the work. In 2007 Rock Flow Dynamics initiated cooperation with TNK-BP, which finally resulted in signing a contract on corporate application of tNavigator at all divisions of the company. Due to the presence of this large oil and gas company in the list of its customers and permanent participation in the industrial exhibitions and conferences, where it was possible to present the company and its product, other Russian companies also paid attention to Rock Flow Dynamics. At present, virtually all leading producing companies of the country are among tNavigator customers. They achieved really serious success in 2010, when this ambitious company was noticed by the company Intel, which made investment into promotion of technologies of Rock Flow Dynamics at the international market. Cooperation with Intel opened up new vistas: the Russian company became recognizable, trusteed and, most important, oil and gas companies saw the true value of the main product of Rock Flow Dynamics – tNavigator software which has already got the reputation of the fastest simulator at the market. In 2011 the company set up an office in Houston, Texas. The company has already several hundreds of users all over the world, and the list of its customers is permanently expanding.

Кратко о RFD Компания Rock Flow Dynamics появилась в 2005 году. Ее основателями стали бывшие сотрудники Центра анализа и прогнозирования «ЮКОСа», которые решили использовать свой опыт в разработке программного обеспечения для гидродинамического моделирования месторождений. Эта ниша занята крупными международными компаниями, продукция которых используется по всему миру уже несколько десятилетий, поэтому прорваться на этот рынок практически с нуля – задача не из простых. Начинающую российскую компанию спасло четкое понимание того, что именно требуется клиентам – системы для моделирования нового поколения, которые были бы способны существенно сократить время, необходимое для расчета моделей и максимально упростить работу. В 2007 году Rock Flow Dynamics начала сотрудничать с ТНК-BP, что в конечном итоге привело к подписанию договора на корпоративное использование tNavigator на всех предприятиях компании. Наличие в списке клиентов такой крупной нефтегазовой компании и постоянное участие в отраслевых выставках и конференциях, где была возможность рассказать о себе и своем продукте, позволили обратить на себя внимание и других российских компаний. В настоящий момент в списке клиентов tNavigator представлены практически все ведущие добывающие компании страны. По-настоящему большой успех пришел в 2010 году, когда амбициозную компанию заметила компания Intel, которая инвестировала средства в продвижение технологий Rock Flow Dynamics на международном рынке. Сотрудничество с Intel открыло новые горизонты: российскую компанию стали узнавать, доверять ей и, самое главное, нефтегазовые компании по достоинству оценили главную разработку Rock Flow Dynamics – программу tNavigator, которая уже завоевала репутацию самого быстрого симулятора на рынке. В 2011 году появился офис в Хьюстоне (шт. Техас). У компании уже несколько сотен пользователей по всему миру, и список клиентов постоянно пополняется.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

разрыва пласта, обработки призабойной зоны и ряда других действий, оптимизировать систему заводения на различных участках месторождения и просчитать прогноз добычи, не являясь профессиональным модельером, чего не позволяют делать аналогичные программы западных компаний. На своих промыслах tNavigator успешно внедряют такие российские компании, как ТНК-ВР, «Башнефть» и другие.

Один за всех – и все за ним В начале этого года функционал программного пакета tNavigator был значительно расширен: появилась возможность моделирования композиционных и термических эффектов, выпущена первая версия пакета геологического моделирования, а также модуль автоматизированной адаптации и анализа рисков. На сегодняшний день количество месторождений, модели которых считаются в tNavigator, уже превысило 1 000. Компания имеет представительства в России и США, в ближайшее время планируется открытие филиалов в Малайзии и Великобритании. География пользователей весьма обширна – по словам Василия Шелкова, tNavigator еще не побывал разве что в Австралии, Гренландии и Антарктиде. Примечательно, что значительная часть работы по тестированию проводится дистанционно, что помогает компании довольно быстро осваивать карту мира, заполняя белые пятна. Простой и доступный интерфейс программы позволяет отправлять ее клиенту по сети Интернет, при этом не требуется присутствие специалиста для установки программного пакета и обучения пользователей. Многие добывающие компании (в том числе и крупные международные, такие как British Gas, Chevron, Petronas, Eni, Pemex, Baker Hughes, Marathon Oil и другие), еще только знакомясь с программистами из России, берут tNavigator на тестирование: только за последний год таких тестирований было проведено около 50. Зачастую западные компании в начале с недоверием относятся к продуктам RFD, и могут проводить тестирования программы вдоль и поперек на протяжении месяцев. Однако, в конечном счете отдают должное конкурентным преимуществам tNavigator и во многих случаях приобретают лицензии пакета. Совсем недавно RFD подписала договор с одной из крупнейших компаний мира – Occidental Petroleum. В рамках соглашения лицензии tNavigator были установлены на добывающих предприятиях компании в США и нескольких странах Ближнего Востока. Василий Шелков признает, что это большой успех для Rock Flow Dynamics: «Для нас это значительный прорыв на рынке. Доверие к нам такой крупной международной компании, как Occidental Petroleum, поможет сделать свой выбор и другим компаниям, которые пока колеблются с решением о покупке tNavigator. Результаты уже видны: практически сразу после подписания контракта с Occidental Petroleum мы получили несколько заказов от компаний, которые до этого тянули с решением». Oil&GasEURASIA

Puerto Vallarta - M茅xico September 24 - 26, 2013

HEAVY OIL LATIN AMERICA CONFERENCE & EXHIBITION

MEXICO 2013

heavyoillatinamerica.com

Organizado por / Organized by:

Stakeholder anfitri贸n / Host Stakeholder:

SERVICE

LUKOIL and Weatherford Performed Casing Running Operations at Yuri Korchagin Field in Record-Breaking Time

«ЛУКОЙЛ» и Weatherford в рекордные сроки выполнили операции по спуску обсадных колонн на месторождении имени Юрия Корчагина Valisevich A., Zvyagin V., Priymachenko D., Khalov А., Balaka N.

asing running operations to a target depth were performed in record-breaking time in a well No. 117 of Yui Korchagin field explored by an oil operating company LUKOIL. The planned depth of 273 mm (10 ¾”) production string running was 3,130 meters with 1,565-meter horizontal displacement and 90° deviation angle. Circulation applied for difficult intervals helped to avoid any issues while running. The previous section, a 406-mm (16”) casing was run to the depth of 1,426 meters. Both application of Weatherford OverDrive™ TD-650M system and well-coordinated personnel work while running jobs made it possible. Time factor is critical while casing running, as operations’ duration affects the wellbore integrity in open-hole sections. Time increase results in wellbore collapse, which can complicate running operations sufficiently. It can lead to additional expenses, both in time and money, caused by necessity of additional trips and well hole reaming. At Yuri Korchagin field OverDrive system enabled increase by 70 percent in running speed of 406 mm (16”) casing, and by more than 20 percent – of 273 mm (10 ¾”) casing. Time saving amounted about 40 percent and 20 percent, respectively. In total, 14.5 operation hours have been saved.

А. Ю. Валисевич, В. Ф. Звягин, Д. А. Приймаченко, А. А. Халов, Н. Н. Балака

а скважине № 117 месторождения им. Ю. Корчагина, разработку которого ведет нефтяная компания «ЛУКОЙЛ», в рекордные сроки были произведены операции по спуску обсадных колонн на плановую глубину. Глубина спуска эксплуатационной колонны диаметром 273 мм составила 3 130 м с отходом от вертикали в 1 565 м и максимальным углом наклона 90°. Использование режима циркуляции при прохождении сложных участков помогло избежать возникновения осложнений при спуске. Предыдущая секция, колонна диаметром 406 мм, была спущена на глубину 1 426 м. Всего этого удалось достичь благодаря применению системы OverDrive™ TD-650M производства компании Weatherford и слаженной работе персонала при выполнении работ. Особенно важным показателем при спуске обсадных колонн является время, поскольку продолжительность проведения операций влияет на целостность стенок скважины на необсаженных участках ствола. Увеличение времени спуска обсадных колонн ведет к разрушению стенок скважины из-за осыпания породы, что может существенно усложнить процесс спуска или сделать его невозможным. Все это в конечном итоге может способствовать дополнительным затратам как времени, так и средств, в связи с необходимостью проведения дополнительных спускоподъемных операций (СПО) и проработок ствола скважины.

Valisevich A., Deputy General Director for drilling, LUKOIL-Nishnevolzhskneft, LLC Zvyagin V., Head of drilling support department, LUKOIl-Nishnevolzhskneft, LLC Priymachenko D., Drilling Optimization Services Manager, Weatherford Khalov А., OverDrive™ System Manager, Weatherford Balaka N., Tubular Running Services Operations Manager, Weatherford А. Ю. Валисевич, заместитель генерального директора по бурению ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» В. Ф. Звягин, начальник отдела сопровождения бурения ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Д. А. Приймаченко, руководитель департамента Услуги по оптимизации бурения, Weatherford А. А. Халов, менеджер производственного направления Система OverDrive™, Weatherford Н. Н. Балака, менеджер по производству департамента Спуск скважинного оборудования, Weatherford

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2013

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

CЕРВИС

● Fig. 1. OverDrive™ System extends the functionality of the rig’s top drives. ● Рис. 1. Cистема OverDrive™ значительно расширяет диапазон применения силового верхнего привода буровой установки.

При выполнении работ на месторождении им. Ю. Корчагина применение системы OverDrive компании Weatherford позволило увеличить скорость СПО обсадных колонн диаметром 406 мм на 70%, а диаметром 273 мм – более чем на 20%. При этом экономия времени на СПО составила около 40 и 20%, соответственно. Общая итоговая экономия затрат времени в абсолютном выражении оказалась равна 14,5 часам. Система OverDrive TD-650M значительно расширяет диапазон применения силового верхнего привода буровой установки, позволяя свинчивать и вращать колонны не только из бурильных, но и обсадных труб. Дистанционное управление системой способствует уменьшению числа задействованного в СПО персонала, а также позволяет исключить участие верхового рабочего в процессе спуска обсадной колонны. Помимо того, что система OverDrive способна полностью заменить собой такое традиционное оборудование для спуска обсадных колонн как элеваторы, спайдер-элеваторы, гидроприводные трубные ключи, инструмент для долива и циркуляции, компенсатор веса трубы, она также представляет собой интегрированную систему безопасности всего вышеперечисленного оборудования Кроме того, к важным преимуществам системы OverDrive относится возможность одновременного проведения целого ряда операций: циркуляцию бурового раствора, расхаживание и вращение обсадной колонны, принудительный спуск. Стоит отметить, что возможность осуществления спуска обсадной колонны с циркуляцией бурового раствора сразу же после наращивания очередной трубы значительно снижает вероятность дифференциального прихвата обсадной колонны, благодаря чему существенно повышается вероятность успешного спуска обсадной колонны до проектной глубины даже в скважинах с большим отходом от вертикали.

ООО «Техногарант» - современная, динамичная компания, более 10 лет занимаемся комплексными, широкопрофильными поставками оборудования, материалов и техники для нужд топливно-энергетического, металлургического и строительного комплекса России. Наши преимущества:

Наша специализация:

● более 25000 наименований номенклатуры в

● транспортная техника; ● строительная и специальная техника; ● компьютерная техника, серверное оборудо-

обороте; ● доставка оборудования в любую точку России, используя оптимальные логистические схемы; ● 500 предприятий-производителей как российской так и зарубежной техники; ● предоставление экспертных знаний и консультации Заказчика по техническим характеристикам оборудования; ● доработка оборудования под индивидуальные требования Заказчика; ● организация гарантийного и сервисного обслуживания; ● качество услуг компании подтверждено сертификатами ГОСТ Р ИСО 9001-2008 и СТО Газпром 9001-2006

ООО «Техногарант» 117630, г. Москва, Ул. Обручева, 23

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

вание; ● оборудование связи и передачи данных; ● оборудование промышленной диагностики и измерительное оборудование; ● передвижные лаборатории и мастерские; ● подвижной состав железнодорожного транспорта, вагоны, специальная техника на железнодорожном ходу; ● речные суда, суда технического флота

Нам доверяют: ОАО «ГАЗПРОМ»; ОАО «ГМК «Норильский никель»; ООО «Стройгазконсалтинг»; ОАО «РусГидро»; ОАО «Сургутнефтегаз»; ОАО «Тюменьэнерго», ООО «Газтехлизинг» и др.

тел.:+7 495 660 14 33 факс: +7 495 660 14 34

e-mail: tg@opet.ru www.tgarant.com

SERVICE

#6 June 2013

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

● Fig. 2. TorkDrive Modular with Internal and External Clamping Tools for casing running and casing drilling. ● Рис. 2. Модульный инструмент TorkDrive с внутренним и внешним клиновыми захватами для спуска обсадных колонн и бурения обсадными колоннами.

OverDrive TD-650M considerably extends the application range of top drive, allowing not only drill pipes but also casing making up and rotating. Remote control of the system contributes to fewer personnel engaged in tripping, and eliminates the necessity of the derrick man. Besides, OverDrive system may also fully replace such traditional equipment for casing running as elevators, spider-elevators, power tongs, fill-up and circulation tool, pipe weight compensator, and it can also act as integrated safety system for all above-mentioned equipment. Moreover, another distinct advantage of OverDrive system is a possibility to perform a few of synchronistic operations as follows: circulation, reciprocation, casing rotation and push-down. It is worth noting that the possibility of starting circulation immediately after making up of next pipe and running casing while circulating significantly reduces the possibility of differential sticking and essentially increases chances of successful casing setting to the planned depth even in high-deviated wells.

Oil&GasEURASIA

Organized by:

10 -11 September 2013 | Dublin

In light of significant recent industry developments and increased international interest in the hydrocarbon potential of Ireland, IRN is launching the Ireland Oil & Gas 2013 Summit this coming September, this will be the first commercial summit to focus on the oil and gas industry country-wide. The summit will bring together governmental bodies and industry associations with oil and gas companies presently operating, or considering investing in the region to shed light on the unique business opportunities Ireland currently offers the oil and gas sector.

For more information please contact: Xenia Sapanidi Marketing Manager E: XeniaS@irn-international.com T: +44 (0) 207 111 1615

www.irn-international.com

www.irelandsummit.com

ADVERTORIAL SECTION

INCLINOMETERS

Continuous Well Directional Survey Непрерывная инклинометрия скважин Interview with the General Director of Stockholm Precision Tools AB Orlando Ramirez

Интервью с генеральным директором Stockholm Precision Tools AB Орландо Рамирезом.

Oil and Gas Eurasia: A “trademark” of any com«Нефть и газ Евразия»: «Визитной карточкой» любой комpany operating in the fuel and energy sector has пании, работающей в топливно-энергетическом комплекalways been its particular participation in the proсе, всегда было ее конкретное участие в данном процессе. cess. The services market is not an exception, Не исключение здесь и сервисный рынок, где чаще всего where the largest holdings are usually in the lead, играют крупнейшие холдинги, предоставляющие свое обоproviding their equipment to oil and gas producing рудование нефтегазодобывающим компаниям. Геофизика – companies. Geophysics is one of the most imporодна из важнейших составляющих данного рынка. Для более tant segments of this market. To receive a more полного представления о Stockholm Precision Tools AB хотеcomplete idea of Stockholm Precision Tools AB, лось бы рассмотреть ее «визитную карточку» более детальwe would like to talk about its “trademark” in more но. Господин Рамирез, не могли бы Вы в нескольких словах detail. So, could you say a few words about the ● General Director of Stockholm рассказать о деятельности компании на мировом сервисactivity of the сompany at the world energy ser- Precision Tools AB Orlando но-энергетическом рынке и о последних событиях в жизни vice market and about new developments in the Ramirez. фирмы? ● Генеральный директор life of the сompany? Орландо Рамирез: Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) Orlando Ramirez: Stockholm Precision Tools Stockholm Precision Tools AB является стратегическим партнером как глобальных, так и AB (SPT AB) is a strategic partner of both glob- Орландо Рамирез. небольших сервисных компаний. Уже более 17 лет мы проal and small service companies. For more than изводим и успешно поставляем клиентам во всем мире гиро17 years we have been manufacturing and successfully delivering gyro- скопические и магнитометрические инклинометры. Позиция нашей компаscopic and magnetic inclinometers to our customers all over the world. нии строится на открытости к инновациям: чтобы развиваться, необходиOur сompany’s position is based on openness to innovations – to be able мы новые идеи и взгляды и, самое важное, готовность совершенствовать to progress, it is necessary to have new ideas and views and, most impor- свой продукт для соответствия нуждам заказчика. Наши гироскопические tantly, to be ready to improve our products in compliance with the cus- инклинометры первого поколения работали в точечном режиме, имели tomer’s needs. Our first generation gyroscopic inclinometers operated in малые габариты, малое энергопотребление, надежность и технологичa spotlight mode, had small dimensions, low power consumption, excel- ность. На сегодняшний день нами разработан и уже представлен на рынке lent reliability and technological effectiveness. Recently, we have designed новый прибор – непрерывный гироскопический инклинометр Gyrotracer and presented a new tool to the market – continuous gyroscopic incli- Directional™, работающий в непрерывном режиме и имеющий те же малые nometer Gyrotracer Directional™, which provides continuous survey and габариты и высокую точность съемки. Gyrotracer Directional™ применяют has the same small dimensions and high survey accuracy. The Gyrotracer при измерении траектории ствола в нефтегазовых и горнорудных скваDirectional™ is used to measure the wellbore trajectory in oil/gas wells and жинах, при измерении и контроле траектории ствола в процессе буреore holes, to measure and control the wellbore trajectory in the process ния горизонтальных и боковых стволов, при зарезке боковых клиньев. of drilling horizontal and lateral holes, and also – sidetracking. Equipment Оборудование подобного уровня, обладающее высокоточной и непрерывof this level, providing high-precision continuous survey under the condi- ной съемкой в условиях ударно-динамических нагрузок при давлении до tions of dynamic shock loads at the pressure up to 70 MPa and downhole 70 МПа и температуре в скважине до 150 °С, на российском рынке пока не temperature up to 150 С, has not been available in the Russian market yet, представлено, и мы надеемся, что Gyrotracer Directional со временем зайand we hope that with time, the Gyrotracer Directional will take a leading мет лидирующие позиции в своем сегменте. Финальные работы по разраposition in this segment. The final work on development of the design and ботке конструкторской и эксплуатационной документации, освоение проoperational documentation, new tools’ production start-up, manufactur- изводства новых приборов, изготовление, проведение необходимых скваing, necessary downhole tests and commissioning was completed at the жинных испытаний, сдача в эксплуатацию завершились в конце третьего end of the third quarter of last year, and now new tools are readily avail- квартала прошлого года, и сейчас активно проводятся презентации новых able at the сompany’s subsidiaries. Currently, SPT AB provides a full range приборов в дочерних офисах компании. Сегодня SPT AB предоставляет of geo-navigational equipment characterized by the highest reliability and полный спектр геонавигационного оборудования высшей степени надежprecision, and complying with the toughest market requirements of the oil ности и точности, отвечающий самым жестким рыночным требованиям and gas sector. Any complicated project is a challenge for us. Only manu- нефтегазовой отрасли. Любой сложный проект – это вызов для нас. И это facturing companies taking a gamble on innovative technologies can cope под силу только компании-производителю, делающей ставки на инновациwith these challenges. онные технологии. OGE: Your entry into the Russian market is well substantiated, taking into account the сompany’s position in the world oil and gas service. What prospects for your сompany do you see in this area? What could the Russian branch of Stockholm Precision Tools AB offer to its Russian customers?

НГЕ: Ваш приход в Россию вполне обоснован, учитывая место, которое компания занимает на мировом рынке нефтегазосервиса. Какие перспективы Вы видите для себя на данном направлении? Что готов предложить филиал Stockholm Precision Tools AB своим российским клиентам? Oil&GasEURASIA

ADVERTORIAL SECTION

INCLINOMETERS

Ramirez: Since the opening of the branch office of Stockholm Precision Tools AB in Moscow, significant changes have taken place. The Russian branch of SPT AB turned from a sales office of the manufacturing plant into a competent market player having long-term partner relations with its customers and possessing its own resources. It should be stressed that the policy of our сompany stipulates a customtailored service to each customer taking into account his needs, prompt delivery of high-precision and reliable equipment and top-grade service. It is easier to provide all this being closer to the customer, that’s why we set up two subdivisions in Moscow: service and training center for customers from Russia and CIS countries. Here all our customers can receive service and maintenance of tools and the personnel of the companies will get an opportunity to learn how to work with new equipment. In addition, our subsidiary ensures fast equipment deliveries without any delays for customs clearing and other issues.

Рамирез: С момента открытия российского филиала Stockholm Precision Tools AB в Москве произошли довольно серьезные изменения. Из торгового представительства завода-производителя российский филиал SPT AB превратился в полноправного участника рынка, у которого уже сложились долгосрочные партнерские отношения со своими клиентами и который успел наработать собственную ресурсную базу. Следует подчеркнуть, что политика нашей компании предусматривает индивидуальный подход к каждому клиенту с учетом его потребностей, оперативное предоставление высокоточного и надежного оборудования и высококлассный сервис. Все это легче обеспечить в непосредственной близости к клиенту, именно поэтому и было сформировано два подразделения в Москве: сервисный и обучающий центр для клиентов из России и стран СНГ. Здесь все наши клиенты могут получить сервисное обслуживание и ремонт приборов, а персонал предприятий – возможность научиться работать с новым оборудованием. Кроме того, наш филиал обеспечивает быстрые поставки оборудования без временных издержек на таможенную очистку и всего прочего.

OGE: Your сompany's tools effectively help drillers all over the world in operations in the development of various fields, different in their structure. Currently you are substantially investing in Russia, having arranged sales and services. Does the сompany plan to set up production facilities in Russia for prompt deliveries of inclinometers? Ramirez: This is actually an interesting question. Now we need to work hard in Russia, this is the time for the сompany to establish itself in a new region, which implies highly active work with the market and technical support of our customers. The SPT AB original plant, set up in the suburbs of Stockholm, is equipped at a state-of-the-art level: we have our own production facilities, a machine shop with CNC machine tools, electric area and a section for adjustment, test and servicing. Four years ago an additional production facility was set up on this basis in the Spanish branch of the сompany in the city of Malaga, which is engaged in production and the provision of service and support of customers in North and Latin America. At present, we have ample resources for manufacturing inclinometers, so we do not plan, as yet, to arrange any additional production facilities in the next few years. At this point, the сompany is actively developing a network of technical support for our customers in Russia – now we are planning to start service centers in the Volga region and Siberia.

НГЕ: Приборы Вашей компании весьма эффективно помогают буровикам во многих уголках мира при разработке самых различных по своей структуре месторождений. Сейчас вы прочно обосновываетесь в России, организованы продажи и сервис. Не планирует ли компания открывать производственную базу в России для быстрых поставок инклинометров? Рамирез: Действительно, вопрос интересный. Сейчас нам приходится очень много трудиться в России, ведь для нас это – время становления компании в новом регионе, и связано оно, в основном, с активной работой на рынке, технической поддержкой клиентов. Завод SPT AB, исторически основанный в пригороде Стокгольма, оснащен по последнему слову техники: мы располагаем собственной производственной базой, механическим участком со станками с ЧПУ, электромонтажным блоком и участком настройки, регулировки и проведения сервисных работ. Четыре года назад был открыт дополнительный производственный отдел на базе испанского филиала компании в г. Малага, где офис занимается производством и сервисной поддержкой клиентов в Северной и Латинской Америке. Сейчас этих ресурсов для изготовления инклинометров нам вполне достаточно, и в планах на ближайшие годы организации дополнительного производства нет. На данном этапе в России компания активно развивает сеть технической поддержки клиентов – сейчас готовимся открыть сервисные центры в Поволжье и в Сибири. Oil&GasEURASIA

W e d e l i ve r 10 0 , 0 0 0 p a i r s of th e se e a c h m on th . More eyes in Russia. More sales in your pocket. With the most targeted and qualified readership across digital and print media, Oil&Gas Eurasia puts all eyes on your message – all across Russia. Only Oil&Gas Eurasia offers:

• #1 circulation ranking in Russia among the global oil and gas technology trade publications • Bilingual first-hand, in-house reporting that goes to the source inside Russia • Marketing support for oilfield service and equipment sales into Russia • A focus on Russian innovation and entrepreneurship • Advertiser confidence of BPA-audited circulation figures

To learn more, visit www.oilandgaseurasia.com

CORROSION MONITORING

ADVERTORIAL SECTION

RCS Corrosion Monitoring: Invest Today to Insure Pipeline Integrity Tomorrow Мониторинг коррозии RCS: Инвестиции сегодня – целостность трубопроводов завтра Why It Is Necessary to Monitor Corrosion

● ● ● ● ● ● ●

The equipment’s life extension; Emergency prevention; Saving of expenses for the corrosion effects elimination; Optimization of the corrosion inhibitors consumption; Necessity of the corrosion conditions monitoring in hard-to-reach areas; Evaluation of the environment’s aggressiveness; Evaluation of engineering processes and parameters’ influence on the corrosion rate; ● Compliance with corporate and industrial standards on the inhibitor protection and pipelines’ integrity.

ЗАО «ВАНКОРНЕФТЬ»

О необходимости мониторинга коррозии ● ● ● ● ● ● ●

ЗАО «ВАНКОРНЕФТЬ»

продление срока службы оборудования; предупреждение аварийных ситуаций; уменьшение затрат на устранение последствий коррозии; оптимизация расхода ингибиторов коррозии; контроль коррозионной ситуации в труднодоступных участках; оценка агрессивности среды; оценка влияния технологических процессов и параметров на скорость коррозии; ● соответствие корпоративным и отраслевым стандартам по ингибиторной защите и целостности трубопроводов.

On the Equipment’s Variety

● Corrosion monitoring equipment up to 430 atm; ● Equipment to measure the corrosion monitoring rate in a well; ● ULTRACORR system, equipment for high-accuracy wall thickness monitoring; ● Monitoring of hydrogen pickup in metal using hydrogenation probes; ● Probe configurations not interfering with passage of pigs; ● Microcor equipment is used for both old and new piping stock; ● External corrosion probes under insulation; ● Equipment to monitor erosion conditions; ● Transportable field laboratories for pilot testing of corrosion inhibitors; ● On-line monitoring systems; ● Equipment to monitor corrosion under vessels; ● Equipment to estimate efficiency of cathode protection.

On the Advantages of Ultracorr System Use ● ● ● ● ● ● ●

Prompt measurement of wall thickness of pipelines and vessels; Non-destructible probes; Monitoring of internal corrosion in hard-to-reach areas; Functioning for many years without the need for any replacements; Excellent solution for buried pipelines’ wall thickness monitoring; Measurement that allows avoiding high-cost excavations; Easy to use, memory retention of measurement data easily transferrable to a computer; ● Measurement by this method, according to РД 39-132-34, is performed without involvement of NDT-inspectors; ● Readout does not require removal and restoration of external heat insulation. Oil&GasEURASIA

МОНИТОРИНГ КОРРОЗИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

The Avantages of High-pressure Microcor System for Flood Pattern ● ● ● ● ● ● ●

Operation under pressure up to 430 atm; Operation under temperature up to 350 °C; Good safety; Optimum inhibitor dosing; Equipment reliability; Compliance with labor protection and industrial safety requirements; Immediate response to any flow changes including well startup, increase or decrease in the corrosion inhibitor concentration; ● Response to changes in the aggressiveness of corrosive environment; ● High-alloy fittings meeting more stringent requirements of NACE MRO1752003 standard.

О преимуществах системы Microcor на высокое давление для систем ППД

● ● ● ● ● ●

ОАО «ВЕРХНЕЧОНСКНЕФТЕГАЗ»

О наших заказчиках

● ОАО «НК „Роснефть“» применяет самые инновационные методы контроля коррозии RCS, например: ■ В ЗАО «Ванкорнефть» успешно эксплуатируется трехсторонний контроль внутрипромысловых нефтесборных сетей (гравиметрия, Ultracorr, Microcor). Общая протяженность нефтесборных трубопроводов Ванкорского месторождения на II квартал 2013 года составила 132 409 км, на которых на сегодняшний день установлено более 90 устройств контроля коррозии. ■ ООО «РН-Пурнефтегаз» эксплуатирует системы CorrdataMicrocor более трех лет. За это время на Тарасовском, Барсуковском, Северо-Харампурском, Верхне-Пурпейском и Фестивальном месторождениях установлено более 30 узлов мониторинга коррозии Microcor. ■ ООО «РН-Северная нефть» – одна из первых в России компаний, использующих мониторинг коррозии RCS. С тех пор установлено 47 узлов мониторинга, как гравиметрических, так и систем Microcor. ■ ОАО «Верхнечонскнефтегаз» осуществляет дистанционный мониторинг коррозии с помощью беспроводных узлов связи в режиме «он-лайн». ■ Специалистами ООО «ТНК-Уват» успешно проведены испытания оборудования на высокое давление. ● На морской платформе ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» осенью 2012 года система мониторинга коррозии Microcor была введена в эксплуатацию на нефтяных, газовых и водяных трубопроводах. ● ООО «ПечорНИПИнефть» применяет полевой стенд для быстрой оценки ингибиторов коррозии при ОПИ. ● ООО «СК „РУСВЬЕТПЕТРО“» контролирует коррозионную ситуацию, совмещая Microcor и гравиметрические методы. ● При обустройстве месторождений им. А. Титова и им. Р. Требса будут внедрены датчики мониторинга коррозии RCS, учитывая успешный опыт применения в РФ. ● Оборудование для мониторинга коррозии RCS также используют такие нефтяные компании, как ОАО «Татнефть», ОАО «ТАНЕКО», ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ООО «Нарьянмарнефтегаз», ООО «КИНЕФ». Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

работа при давлении до 430 атм; работа при температуре до 350 °C; высокая безопасность; оптимальное дозирование ингибитора; надежность оборудования; соответствие требованиям охраны труда и промышленной безопасности; ● мгновенное реагирование на все изменения в потоке, включая запуск скважины, увеличение или снижение концентрации ингибитора коррозии; ● реагирование на изменения коррозионной агрессивности среды; ● высоколегированные фитинги, удовлетворяющие более высоким требованиям стандарта NACE MRO175-2003.

ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»

ADVERTORIAL SECTION

CORROSION MONITORING О преимуществах использования системы Ultracorr

ЗАО «ВАНКОРНЕФТЬ»

Об ассортименте оборудования

● оборудование для мониторинга коррозии при рабочем давлении до 430 атм; ● оборудование для измерения скорости коррозии в скважине; ● система ULTRACORR – оборудование для высокоточного контроля толщины стенки; ● контроль проникновения водорода в металл путем использования зондов наводораживания; ● конфигурации зондов, не препятствующие прохождению очистных устройств; ● оборудование Microcor используется как на старом фонде трубопроводов, так и на новом; ● датчики контроля внешней коррозии под изоляцией; ● оборудование для контроля эрозионной ситуации; ● компактные полевые лаборатории для ОПИ ингибиторов коррозии ● системы «он-лайн» мониторинга; ● оборудование для мониторинга коррозии под днищем резервуаров; ● оборудование для оценки эффективности катодной защиты.

О преимуществах системы Corrdata-Microcor на давление до 100 атм для систем нефтесбора ● получение информации о скорости коррозии в режиме реального времени; ● удобство в проведении ОПИ ингибиторов; ● постоянное накопление информации; ● введение и изъятие датчиков, не требующее остановки трубопроводов; ● высокая чувствительность; ● работа в любой коррозионной среде; ● периодичность снятия показаний в зависимости от требований заказчика; ● регулируемая глубина погружения зондов; ● работа при температуре до 520 °С.

● оперативное измерение толщины стенок трубопроводов и сосудов; ● неразрушающиеся датчики; ● контроль внутренней коррозии в труднодоступных местах; ● функционирование в течение многих лет без необходимости замены; ● прекрасное решение для контроля толщины стенки подземных трубопроводов; ● измерение, позволяющее избежать дорогостоящей экскавации ● удобство использования: сохраняющиеся в памяти устройства данные измерений, которые легко переносятся в компьютер; ● измерение данным методом, согласно РД 39-132-34 осуществляется без привлечения дефектоскопистов; ● считывание показаний не требует снятия и восстановления наружной теплоизоляции.

About Our Customers

● JSC NK Rosneft uses state-of-the-art RCS corrosion monitoring technologies, for example: ■ Vankorneft successfully applies triple monitoring of intra-field oilgathering systems (gravimetric analysis, Ultracorr, Microcor). The total length of Vankor field gathering line has reached 132,409 kilometers where now more than 90 corrosion measuring units are installed by 2nd quarter 2013. ■ RN-Purneftegaz has been operating Corrdata-Microcor systems over three years. During this period more than 30 Microcor corrosion monitoring units were installed in Tarasovskoye, Barsukovskoye, SeveroKharampurskoye, Verkhne-Purpeiskoe and Festivalnoye fields. ■ NR-Severnaya Neft was one of the first companies to use RCS corrosion monitoring. Forty seven units have been installed since that time, both gravimetric and Microcor ones. ■ Verkhnechonskneftegaz performs corrosion monitoring by means of remote online wireless communication units. ■ Experts of TNK-Uvat successfully tested the high-pressure equipment. ● Successful operation of RCS systems on oil, gas and water lines at the LUKOIL-Nizhnevolzhskneft offshore platform started in autumn of 2012. ● PechorNIPIneft uses field rig for rapid estimation of corrosion inhibitors under pilot testing. ● JV RUSVIETPETRO monitors the corrosion conditions by means of gravimetric method and Microcor. ● In the construction of facilities for fields named after A. Titov and R. Trebs, RCS corrosion monitoring probes will be introduced taking into consideration the well-proven experience in the RF. ● RCS corrosion monitoring equipment is also operated by such companies as Tatneft, TANECO, RN-Krasnodarneftegaz, Naryanmarneftegaz, KINEF.

On Advantages of Corrdata-Microcor System With Pressure up to 100 atm for Oilfield Systems ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Real-time corrosion rate data acquisition; Easy to use in pilot testing of inhibitors; Continuous accumulation of information; Installation and removal of transducers not requiring pipeline shutdown; High sensitivity; Operation in any corrosive environment; Readout periodicity subject to customer’s requirements; Probe setting depth; Operation up to 520 °С.

ООО «ЛУКОЙЛ-НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ»

Oil&GasEURASIA

МОНИТОРИНГ КОРРОЗИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

About the ICMS3 Server

О достоинствах компании Rohrback Cosasco

● A single center for the control of all corrosion monitoring programs; ● Complete integration with corrosion data in relation with other variable processes to be registered by DCS, SCADA systems such as temperature, pressure, oxygen content, corrosion inhibitor concentration; ● Use of various communication networks; ● Full set of functions of corrosion and communication networks data control; ● Compatibility with interface modules of RCS probes, transmitters, and Corrdata systems.

● Rohrback Cosasco Systems является мировым лидером в области производства оборудования для контроля коррозии; ● производство удобного и простого в эксплуатации оборудования; ● измерение скорости коррозии в любой среде; ● сертификация NACE MR0175 ISO 15 156; ● сертификация по нормам пожарной безопасности API6FA API607; ● высококвалифицированная поддержка специалистами RCS; ● сертификат качества по ISO 9001; ● сертификат ГОСТ Р.

About the RCS’s Novelties

ООО «СК „РУСВЬЕТПЕТРО“»

О российском представительстве ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» ● поставка сертифицированного оборудования; ● послепродажный сервис и техническая поддержка в режиме «он-лайн»; ● разработка КД совместно с проектными институтами; ● ежегодное проведение семинаров по эксплуатации оборудования мониторинга коррозии; ● презентация новинок; ● инструктаж персонала по эксплуатации систем; ● проведение монтажных и пусконаладочных работ специалистами ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера»; ● Наличие разрешительной документации на оборудование.

About the Russian Agency PKF Promhim-Sfera ● ● ● ● ● ● ● ●

Supply of certified equipment; After-sale service and on-line technical support; Development of design documents jointly with design institutes; Holding of annual seminars on corrosion monitoring equipment operation; Presentation of innovations; Instruction of personnel on systems operation; Performance of erection, start-up and adjustment works by specialists of PKF Promhim-Sfera; Availability of permits, licenses, approvals for equipment.

● Release of software in Russian in 2013; ● Production and successful operation of a combined data transmission and communication unit; ● Equipment to measure corrosion in a well; ● Installation of equipment with wireless data transmission, Wi-Fi, radio signal; ● Equipment for anode and cathode protection.

О новинках компании RCS ● выпуск ПО на русском языке в 2013 году; ● выпуск и успешная эксплуатация совмещенного узла сбора и передачи данных; ● оборудование для измерения коррозии в скважине; ● установка оборудования с беспроводной передачей данных, Wi-Fi, радио-сигнал; ● оборудование для анодной и катодной защите.

On the Merits of Rohrback Cosasco Company ● Rohrback Cosasco Systems is the leading world’s manufacturer of corrosion monitoring equipment; ● Manufacture of easy-to-use and simple to operate equipment; ● Measurement of corrosion rate in any environment performed by equipment; ● NACE MR0175 ISO 15 156 certification; ● Certification to fire safety code API6FA API607; ● Highly qualified support by RCS specialists; ● ISO 9001 quality certificate; ● GOST R certificate.

О сервере ICMS3 ● единый центр управления всеми программами контроля коррозии; ● полная интеграция с данными коррозии в соотношении с другими переменными процессами, регистрируемыми системами DCS, SCADA – такими как температура, давление, содержание кислорода, концентрация ингибитора коррозии; ● использование различных сетей связи; ● полный набор функций управления данными коррозии и сетей связи; ● совместимость с интерфейсными модулями датчиков RCS, передатчиками и системами Сorrdata.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»

DIAGNOSTICS

ADVERTORIAL SECTION

Energodiagnostika – 10 Years on the Market of Expert Diagnostic Services ООО «Энергодиагностика» – 10 лет на рынке экспертно-диагностических услуг Article provided by Energodiagnostika

nergodiagnostika is a topranked expert diagnostic center, specializing in technical diagnostics, industrial safety audits, maintenance, installation and repair of hardware, equipment and facilities of oil and gas industry. Since its inception in 2003, Energodiagnostika has been ensuring a reliable, safe operation of the oil and gas companies and contributing to trouble-free operation of oil and gas industry. This is particularly important considering inevitable aging of the equipment, growing safety requirements for ● Sergei Vlasov, General Director upstream operations, tighter reg- of Energodiagnostika ulations for the environment and ● Генеральный директор subsurface projects. ООО «Энергодиагностика» Energodiagnostika is constant- Сергей Викторович Власов ly expanding its application range. Engineering, drilling, auxiliary equipment for facilities linked to production, transportation, processing, underground storage of oil and gas, transport sector, chemicals and petrochemicals; energy management facilities; offshore oil and gas assets and municipal housing – the list of the company’s operations goes on. Regular customers of Energodiagnostika include more than a hundred of Russian and foreign companies working in production, storage and transportation of oil and gas, such as: Gazprom, AK Transneft, Gazflot, Vyborg Shipyard, Rosneft, LUKOIL, PO Sevmash, SPO Arktika, Zvezdochka Ship Repair Center, Gazprom Neft Shelf, Sakhalin Energy Investment Company Ltd, the Beijing company (a subsidiary of PetroChina), Latvijas Gaze, and others. The strength of the company is its highly skilled professionals, many of whom have over 25 years of experience on complex oil and gas projects. Energodiagnostika has all the necessary authorizations for construction and design business. The company boasts a modern material and technological base of more than 1,500 pieces of tooling and equipment. The company particularly prides itself on over 70 patents and pilot projects, including automated surveillance system for potentially dangerous units: the system for controlling under-road and under-railway pipeline crossings (SKP21), and the system for control and regulation of pipeline support structures (SKR4), which also monitors the strain-stress distribution of potentially dangerous pipeline segments. The results of the company’s research are widely used in the field.

Статья предоставлена ООО «Энергодиагностика»

ОО «Энергодиагностика» – ведущий экспертно-диагностический центр, специализирующийся на проведении технического диагностирования, экспертизы промышленной безопасности, технического обслуживания, наладки и ремонта технических устройств, оборудования и сооружений объектов нефтяной и газовой промышленности. Со дня основания в 2003 году ООО «Энергодиагностика» обеспечивает надежное и безопасное функционирование нефтегазового комплекса, гарантируя безаварийную эксплуатацию объектов нефтегазовой промышленности, что особенно важно в условиях неизбежного старения оборудования, повышения требований безопасности к эксплуатации нефтегазовых объектов, а также повышения экологических требований к охране окружающей среды и объектам недропользования. ООО «Энергодиагностика» постоянно расширяет спектр приложения своего потенциала. Технологическое, буровое, вспомогательное оборудование объектов добычи, транспорта, переработки, подземного хранения нефти и газа, транспортного комплекса, химии и нефтехимии; объекты энергохозяйства; морские нефтегазовые сооружения и объекты ЖКХ – вот далеко не полный перечень областей деятельности компании. Более сотни российских и зарубежных предприятий добычи, хранения, транспорта газа и нефти являются постоянными заказчиками ООО «Энергодиагностика». Среди них: ОАО «Газпром», ОАО «АК „Транснефть“», ООО «Газфлот», ОАО «Выборгский судостроительный завод», ОАО «НК Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ПО „Севмаш“», ОАО «СПО „Арктика“», ОАО «ЦС „Звездочка“», ООО «Газпром нефть шельф», «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд», Пекинская компания при АКОО «Петро Чайна», АО «Латвияс Газе» и многие другие. Сильной стороной компании являются ее высококвалифицированные специалисты, многие из которых имеют более чем 25-летний опыт работы на сложных нефтегазовых объектах. ООО «Энергодиагностика» обладает всеми необходимыми разрешительными документами для осуществления профильной деятельности в области строительства и проектирования. Компания обладает современной материально-технической и технологической базой, насчитывающей более 1 500 единиц оборудования и приборов. Предмет особой гордости компании – более 70 патентов на изобретения и собственные разработки, такие как автоматизированная система мониторинга технического состояния потенциально опасных объектов: система контроля переходов трубопроводов под автомобильными и железными дорогами (СКП21), и система контроля и регулирования опорных конструкций трубопроводов (СКР4), которая также обеспечивает мониторинг напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков трубопроводов. Результаты интеллектуальной деятельности компании широко применяются на практике. Специалисты компании разрабатывают и внедряют инновационные технологии. Например, при проведении геофизических исследований применяется технология комплексного исследования скважин в газовой среде без их глушения, что дает ряд неоспоримых преимуществ, одним из которых является значительное снижение времени и стоимости работ. Oil&GasEURASIA

ДИАГНОСТИКА Our experts develop and implement latest cutting-edge technologies. For example, in geophysical research, the company uses the technology of a comprehensive study of non-killed wells in gaseous environment – this provides a number of advantages, including slashed time and cost of the work. Energodiagnostika is well-experienced in offshore projects, too: Prirazlomnaya ice-resistant fixed rig, jack-up drilling rigs Arkticheskaya and Amazon, semi-submersible drilling rig for Shtokman project, Ob-1 floating drilling unit (here, the company provided cabling, electrical installation, commissioning of the drilling and processing zones; developing, agreeing and receiving authorization for beginning of operation, etc. Energodiagnostika also focuses on energy efficiency analysis and energy audits of facilities and businesses. The main users of these services are the Gazprom, industry companies, public utilities sector, urban heating networks and power stations. Ensuring environmental safety is one of the priorities; here, the company offers services for industrial environmental monitoring of construction and upgrading projects for oil and gas industry; research and analysis of the sensitivity of natural objects, assessment of the impact of industrial projects on the environment; compliance assessment of industrial design solutions with environmental legislation; developing the standards for maximum allowable pollutant emissions into the atmosphere. The business has sufficient resources to fulfill the different requirements of the clients, including the development of regulatory and technical documentation. The company achieved its flagship position thanks to highly experienced scientists and managers, who quickly solve complex technical challenges. Today, we are a modern, growing company that confidently faces the future, looking for further opportunities, maintains high standards of work and its firm position in the domestic and international markets.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Особого внимания заслуживает деятельность ООО «Энергодиагностика» на объектах морского базирования: МЛСП «Приразломная», СПБУ «Арктическая», ППБУ Штокмановского ГКМ, ПБК «Обский-1» и СПБУ «Амазон», где компания производила электромонтаж, установку электрооборудования, пусконаладку бурового и технологического комплекса; разработку, согласование и получение разрешительной документации на ввод объектов в эксплуатацию и многие другие виды работ. Значимым направлением деятельности компании является анализ энергетической эффективности и проведение энергетических обследований объектов и предприятий. Основными потребителями данных услуг является ОАО «Газпром», промышленные предприятия, объекты ЖКХ, городские тепловые сети и тепловые электростанции. Обеспечение экологической безопасности является одним из приоритетов деятельности компании, которая в этой связи предлагает услуги по производственному экологическому мониторингу в период строительства и реконструкции объектов нефтегазовой промышленности; выполнению научно-исследовательских работ по анализу чувствительности природных объектов и оценке воздействия промышленных объектов на окружающую среду; оценке соответствия проектных решений промышленных объектов требованиям природоохранного законодательства; разработке нормативов предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Предприятие обладает достаточными ресурсами, позволяющими выполнять различные требования заказчиков, в том числе разработку нормативной и технической документации. Ключевые позиции компании в первую очередь обеспечены высоким научным и кадровым потенциалом, способным в сжатые сроки решать сложнейшие технические задачи. Сегодня мы являемся современной, динамично развивающейся компанией, которая уверенно смотрит в будущее, стремится к дальнейшему развитию, сохранению высоких стандартов работы и уверенного положения на внутреннем и международном рынках.

HEAT TRACING

ADVERTORIAL SECTION

Продолжающиеся инновации электрообогрева 3-го поколения от компании Heat Trace Президент компании Нил Мэлоун (Heat Trace Ltd., Англия), Генеральный директор Лотар Мёллинг (Heat Trace CIS, РФ)

омпания Heat Trace Ltd. была основана в 1974, в первую очередь, как производитель систем для электрообогрева трубопроводов и оборудования нефтеперерабатывающих и аналогичных промышленных производств. Уже более 40 лет Heat Trace, оставаясь независимой компанией, лидирует в данной области, внедряя нагревательные кабели, превосходящие продукцию конкурентов во всем диапазоне температур, мощностей и напряжений.

HEAT TRACE – Технологический лидер Полупроводниковые саморегулирующиеся кабели, впервые появившиеся в 1980-х, стали популярны, благодаря свойствам саморегулирования и использовались, в основном, для защиты от замерзания, но не для поддержания высоких температур. Низкотемпературные саморегулирующиеся кабели, независимо от производителя, обычно ограничены максимальной температурой под напряжением в 65 °C. В 1990-х появились среднетемпературные фторполимерные саморегулирующиеся кабели с температурой под напряжением до 120 °C (сегодня максимум достигает 150 °C). Однако, в отличие от некоторых низкотемпературных термопластиковых кабелей, они не были конструктивно безопасными и, следовательно, требовали использования средств температурного контроля для защиты от перегрева. Это означало отсутствие преимуществ перед предыдущими технологиями обогрева, которые также требовали использования средств температурного контроля для обеспечения безопасного использования на производстве. Выйдя на рынок саморегулирующихся нагревательных кабелей, Heat Trace приобрела ускоритель заряженных частиц для обработки полупровониковой матрицы, и специалисты компании стали осваивать технологию производства низкотемпературных термопластиковых кабелей для защиты от замерзания. Освоив низкотемпературную технологию, была поставлена новая цель – «догнать и перегнать» мировых лидеров в производстве высокотемпературных фторполимерных продуктов. Для этого требовались инновационные научно-исследовательские разработки с целью освоения новых тем-

ператур, мощностей и напряжений. Следующим этапом стало обеспечение конструктивной температурной безопасности всего диапазона выпускаемых компанией саморегулирующихся кабелей (т.е. исключение необходимости использования средств температурного контроля за счет использования свойств саморегулирования нагревателя), что стало неотъемлемой частью нового – третьего – поколения нагревательных кабелей. Что касается продукции конкурентов – и тогда, и сейчас она имеет ограничения: ● максимальная температура во включенном состоянии – 150 °C; ● максимальная мощность – 60 Вт/м при температуре трубопровода 10 °C; ● максимальное напряжение – 277 В, однофазное; ● не является конструктивно-безопасной – требует средств температурного контроля для безопасного использования Спустя восемь лет, компания Heat Trace расширила возможности полупроводниковых саморегулирующихся кабелей: ● максимальная температура во включенном состоянии – 300 °C (рис.1); ● максимальная мощность – 150 Вт/м при ● Рис. 1 AFS

саморегулирующийся нагревательный кабель.

температуре трубопровода 10 °C; ● максимальное напряжение – 1000В, однофазное или трехфазное; ● конструктивно безопасные, не требуют применения средств температурного контроля для безопасного использования. Обеспечивая вышеперечисленные достижения, были получены патенты на следующие продукты: ● саморегулирующиеся кабели постоянной мощности;

● саморегулирующиеся кабели последовательного сопротивления; ● система обогреваемых трубопроводов Hotwat; ● датчики с комбинированным (положительным и отрицательным) температурным коэффициентом сопротивления; ● составы с комбинированным (отрицательным и положительным) температурным коэффициентом сопротивления. Патентную историю компании продолжают пять последующих заявок на патенты. Расширившиеся температурные и мощностные диапазоны, недоступные для конкурентов, позволили компании производить наиболее безопасные нагревательные системы для высокотемпературных применений. Достигая своих целей, Heat Trace запустила уникальную, единственную в мире, установку непрерывной экструкции металла. На ней только в 2012 году, например, было изготовлено 75 км металлического проводника для первой в мире обогреваемой подводной системы «труба в трубе» Technip / Total, сейчас уже функционирующей в Северном море (рис. 2).

Взгляд на существующие проблемы Основными проблемами саморегулирующихся кабелей, на момент выхода Heat Trace на данный рынок, были: ● Ограниченный диапазон температур – только низкие (65 °C) и средние (120 °C) температуры были доступны. Высокие температуры не были освоены. ● Риск самовозгорания при попадании влаги – при попадании влаги в концевую заделку саморегулирующегося нагревательного кабеля, возникала вероятность короткого замыкания между токоведущими жилами кабеля, которое приводило к самовозгоранию кабеля без срабатывания электрических защит. Задача обеспечения влагозащищенности стала вопросом первостепенной важности. ● Ограниченная длина цепи – типично саморегулирующиеся нагревательные кабели были ограничены максимальными длинами контура около 100-200 м. ● Среднетемпературные саморегулирующиеся кабели не были конструктивно безопас-

Oil&GasEURASIA

ЭЛЕКТРООБОГРЕВ модифицированные составы, имеющие дополнительные добавки, что обеспечило дальнейшее повышение температуры до 300 °С – за пределами возможностей любых существующих полимеров. Смешивая составы из электропроводящей сажи и фторополимеров, специалисты компании смогли также создать продукты, обеспечивающие более высокие выход● Рис. 2. Совместный проект Total – Heat Trace – Technip. ные мощности, чем у конкурентов, и практически ны и требовали температурного контроля для любой диапазон напряжеобеспечения температурной безопасности. ний – от 12 до 1 000 В. ● Ограниченный срок службы низкотемпеб) Защита от самовозгорания при попадаратурных кабелей – саморегулирующиеся нагрении влаги вательные кабели содержат две токоведущие Возможность самовозгорания от попадания жилы, которые окружены полупроводниковой влаги, хотя и невелика, но представляет знаполимерной матрицей, нанесенной способом чительный риск безопасности эксплуатации экструкции. Электропитание подается на токовенагревательного кабеля, особенно во взрыводущие жилы, и ток протекает между ними через опасных зонах. полупроводниковую матрицу. Качество и срок Heat Trace была разработана и подана службы кабеля зависят от надежного электризаявку на патент на способ устранения этого ческого контакта между токоведущими жилами риска. Нагревательный кабель оборудуется и полимерной нагревательной матрицей. В низконтрольным изолированным проводником, котемпературных термопластиковых нагреватевстроенным в полимерную нагревательную лях, независимо от производителя, обеспечиваматрицу. В момент самовозгорания от попадается только поверхностный контакт. В процессе ния влаги изоляция контрольного проводниизготовления производитель пытается обеспека разрушается и срабатывает сигнализация чить настолько плотный контакт, насколько это или аппаратура защиты, отключающая нагревозможно. Со временем, однако, из-за постоянвательный контур. ных температурных расширений/ сжатий контакт Этот патент на систему контроля исправноослабевает и его электрическое сопротивление сти усиливает позицию Heat Trace перед конвозрастает, вызывая постепенное падение генекурентами. рируемой мощности, вплоть до того, что мощв) Увеличенная длина цепи ность оказывается недостаточной для решения Как разъяснялось ранее, типично саморегузадачи электрообогрева. В зависимости от конлирующиеся нагревательные кабели ограникретного применения, это процесс может занять чены максимальными длинами контура около несколько лет. 100-200 м. Получив предложение от одной из нефтеHEAT TRACE решила проблемы добывающих компаний разработать самореВсе описанные выше проблемы были решегулирующийся нагревательный кабель для ны на 100%: обогрева скважин, компания искала решеa) Расширенный диапазон температур ние, обеспечивающее высокие температуроВ силу неспособности создавать новые фтостойкость, мощность и напряжение при длиропилимерные составы, основные конкуренты нах контура до 600 м. При этом требовалось компании достигли своего предела в 150 °C. В обеспечить механическую защиту нагреватето время как Heat Trace создает свои собственля, погружаемого в скважину, где существует ные составы, многие производители отдают вероятность высоких механических нагрузок эту работу на субподряд. Кроме того, основныв процессе монтажа. Все эти параметры нахоми конкурентами Heat Trace являются только дятся вне пределов возможностей других прокрупные компании и компаний, приобретенизводителей систем электрообогрева. ных частными инвестиционными фондами, а Высокие температуростойкость, мощони тратят минимум средств на научно-иссленость и напряжение стали реальны благодадовательские разработки, в то время как Heat ря уникальному опыту компании в разработTrace вкладывает около 15% своих доходов ке рецептуры фторполимерных соединений. НИОКР. Механическая защита обеспечилась уникальТемпературный предел в 150 °C основывался ной инновационной технологией непрерывной на свойствах определенного вида фторополиэкструзии металла. мера – ETFE. Heat Trace освоила MFA (260 °C) и Шестисотметровые длины контура стали даже PFA (285 °C) рецептуры. Кроме того, спевозможны благодаря использованию трехциалисты компании разработали собственные фазного саморегулирующегося нагревателя Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

вместо однофазного и увеличения сечения токоведущих жил. Трехфазные саморегулирующиеся нагреватели ранее не производились, поскольку не создавали сбалансированную трехфазную нагрузку. Heat Trace разработала конструктив, обеспечивающий получение сбалансированной симметричной нагрузки. Эта разработка также запатентована (рис. 3).

● Рис. 3. Трехфазный саморегулирующий-

ся нагревательный кабель.

г) Температурная безопасность Все выпускаемые компанией саморегулирующиеся кабели конструктивно температурнобезопасны и не требуют использования средств температурного контроля для обеспечения температурной безопасности. Это одно из основных преимуществ перед конкурентами, чьи продукты (за исключением некоторых низкотемпературных) требуют использования средств температурного контроля. Достичь такого результата удалось, разработав особую рецептуру саморегулирующейся матрицы, благодаря которой нагревательный кабель не генерирует мощность при приближении его температуры к максимально для него возможной. д) Интегрированная матрица Срок службы низкотемпературного саморегулирующегося кабеля определяется сопротивлением электрического контакта между токоведущими жилами и нагревательной матрицей, растущим в процессе эксплуатации из-за постоянных температурных расширений/сжатий. Heat Trace смогла противостоять деградации кабеля внедрением технологии интегрированной матрицы, позволяющей обеспечить полное слияние токоведущих проводников с полимерной матрицей, многократно превосходящее поверхностный контакт, обеспечиваемый другими производителями. Благодаря этому гарантийный период может быть увеличен до 10 и более лет. Запатентированный производственный процесс интегрированной матрицы усиливает позицию компании перед конкурентами на мировом рынке. Heat Trace позиционируется как технологический лидер в области саморегулирующихся полимеров и сохранит лидерство, продолжая прогрессировать благодаря собственным инновационным разработкам и патентам.

GAS TREATMENT

ADVERTORIAL SECTION

Статья предоставлена Научно-производственной компанией «Грасис»

sually, associated gas of remote and small Russian oil fields is flared – its transportation to treatment facilities is either unprofitable or unrealistic, on-site utilization is outright impossible. Field utilization of associated gas is difficult due to uneven composition and unstable volume of the associated gas, high content of heavy hydrocarbons, water, hydrogen sulfide and other contaminants that require substantial treatment, unprofitability of processing relatively small amounts using traditional industry methods. R&D company GRASYS – a leading developer, manufacturer and EPCMcontractor for air and gas separation projects in the CIS and Eastern Europe – recently completed a scientific and applied-research program developing special membrane for separating hydrocarbon gases with high content of heavy hydrocarbons, water and sulfur-containing impurities. The product has been designed from the ground up and is far superior to competition analogues. The membrane design process resulted in developing and patenting several unique technological solutions and devices. GRASYS is currently offering technologies that are based on the company’s hydrocarbon membranes and used for the following stages of natural and associated gas treatment: ● Solving environmental issues, implementing the terms of licensing agreements: reduction of gas flaring down to zero level; ● Treatment, sweetening, drying and utilization of gas at production sites; ● Independence from outside energy supply, existing infrastructure and transport arrangements; preparation of gas as a fuel for the gas-piston and gas-turbine power plants; ● Gas conditioning to the requirements of Gazprom STO 089-2010 standard for delivery to trunk gas pipeline network; ● Savings in capital investments and operating costs through the optimization of technological solutions; ● Reducing emissions for gas-piston and gas-turbine power plants. If necessary, or on the customer’s request GRASYS uses other existing technologies.

опутный нефтяной газ на удаленных и небольших нефтяных месторождениях в России обычно сжигается в факелах из-за нерентабельности или невозможности его транспортировки на переработку и невозможности утилизации его на месте. Сложность утилизации ПНГ на месте добычи связана с нестабильностью состава и объема подлежащего переработке газа, высоким содержанием в нем тяжелых углеводородов, воды, сероводорода и других вредных примесей, требующих существенной предварительной подготовки, нерентабельностью переработки относительно небольших количеств такого газа традиционными классическими методами. Научно-производственная компания «Грасис» – ведущий разработчик, производитель и EPCM – подрядчик в области воздухо- и газоразделения в СНГ и Восточной Европе провела комплекс научных и прикладных исследований, в результате которых была разработана совершенно новая, превосходящая мировые аналоги специальная мембрана для разделения углеводородных газов с высоким содержанием тяжелых углеводородов, воды и серосодержащих примесей. На основе данной мембраны разработаны и запатентованы уникальные технологические решения и оборудование. Предлагаемые НПК «Грасис» технологии на основе углеводородной мембраны собственного производства решают следующие задачи подготовки природного и попутного нефтяного газа: ● Решение экологических проблем, выполнение условий лицензионных соглашений – снижение сжигания газа на факелах вплоть до полного устранения. ● Подготовка, очистка, осушка и утилизация газа на объектах добычи. ● Независимость от объектов энергообеспечения, существующей инфраструктуры и транспортных схем. Подготовка газа в качестве топлива для ГПЭС и ГТЭС. ● Подготовка газа до требований СТО «Газпром» 089-2010 для сдачи в газотранспортную систему. ● Экономия капитальных вложений и эксплуатационных затрат за счет оптимизации технологических решений. ● Уменьшение вредных выбросов при работе ГТЭС, ГПЭС. При необходимости, а также в зависимости от пожеланий заказчика компания «Грасис» использует другие существующие технологии.

The Advantages of GRASYS Membrane-based Gas Treatment Units:

● Stripping natural and associated gas from several contaminants in a single technological cycle (no other gas treatment technology provides this feature); ● Working in a wide range of pressure – from 3 to 100 atmospheres; independent from pressure limits of the customer’s pipeline system; ● Unsurpassed mass-dimension parameters;

Преимущества установок подготовки газа на основе мембранной технологии «Грасис»: ● GRASYS unit for gas conditioning to the require-

ments of Gazprom STO 089-2010 standard. ● Установка подготовки попутного нефтяного газа

НПК «Грасис», подготовка газа до требований СТО «Газпром» 089-2010.

● Удаление из природного и попутного нефтяного газа сразу нескольких примесей в одном технологическом цикле, что не может обеспечить ни одна другая технология подготовки углеводородных газов; ● Работа в широком диапазоне давлений – от 3-х до 100 атмосфер без ограничений использоOil&GasEURASIA

ПОДГОТОВКА ГАЗА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● The conditioned product is supplied for вания, накладываемых давлением трубопроводfurther utilization with little or no loss of pressure, ной системы заказчика; ● Непревзойденные массогабаритные харакthere is no need for extra compression; ● Environment-friendly, i.e. no chemical теристики; ● Подготовленный газ для дальнейшего agents; ● A possibility to increase the utilization of использования поступает практически без потеassociated gas up to 100 percent; ри давления, отсутствует необходимость допол● Unit performance parameters are easiнительного компримирования; ● Экологичность, т.к. не использует химичеly adjustable from 5 percent to 100 percent of ских реагентов; rated capacity, by turning on/off the gas separa● Возможность доведения утилизации ПНГ до tion modules. This feature is particularly impor- ● GRASYS unit for associated gas treatment, 100%; tant for the fields with declining production and/ inside view. ● Производительность установок легко or with seasonal fluctuations of production levels; ● Установка подготовки попутного нефтяного ● Sustained operation under overload con- газа НПК «Грасис» – вид изнутри. настраивается в диапазоне от 5 до 100% от номиditions – only a slight decline in gas treatment нальной производительности при необходимоquality; сти включением и отключением части газоразде● Delivery to the customer in mobile modules, with integrated SCADA tools лительных модулей. Это особенно эффективно для месторождений с сезонand systems, fire and gas alarms, factory-assembled, which significantly reduces ными колебаниями сырьевого потока и/или с падающей добычей; ● Длительная работа установок с нагрузкой существенно выше номиthe time and cost of installation; ● 365/24/7 operation mode, no scheduled maintenance required; нальной с незначительным снижением качества подготовки газа; ● The units are easy to use, automated, and do not require highly skilled ser- ● Поставка заказчику в транспортируемых модулях с комплексом vicing personnel; средств и систем АСУ ТП, пожарной, газовой сигнализации и в максималь● Low operating costs for maintenance; ной заводской готовности, что существенно сокращает сроки и стоимость ● Optional skid-based implementation for use outdoors; hybrid implemen- строительно-монтажных работ; ● Режим работы установки 365 дней в году без остановки на ППР; tation is also possible. Установки просты в эксплуатации, максимально автоматизированы и GRASYS membrane technology is highly efficient for treating associated gas ● from water, higher hydrocarbons, CO2 and hydrogen sulfide, as confirmed by не требуют высококвалифицированного персонала для обслуживания; Низкие эксплуатационные затраты на обслуживание работы установки; comprehensive tests at the sites of the leading oil and gas companies. Over the ● Возможно изготовление мембранных установок на скидах для эксплуpast few years, industry-grade hydrocarbon membrane modules GRASYS were ● tested at Kogalym compressor station (Kogalymneftegaz), Slavianskaya NGDP- атации на открытых площадках, а также смешанный вариант исполнения. Высокая эффективность применения мембранной технологии «Грасис» 4000 oil and gas production unit and Klyuchevaya gas treatment facility (Rosneftдля очистки нефтяного газа от воды, высших углеводородов, СО2 и сероKNG). The first industrial membrane gas separation unit was launched in 2010 at the водорода была подтверждена комплексом испытаний на промышленных Novoukrainskaya compressor station (Rosneft-KNG). The unit conditions the площадках ведущих нефтяных и газовых компаний. За последние нескольwet, sulfur-containing associated gas for delivery to the Gazprom pipeline net- ко лет промышленные мембранные углеводородные модули «Грасис» work. The results of the project helped to manufacture and launch a number of были испытаны на площадках Когалымской компрессорной станции (КС) ТПП «Когалымнефтегаз», Славянской НГДП-4000 и УПГ «Ключевая» ООО similar units for the leading Russian oil and gas companies. GRASYS membrane systems are produced in-house: latest project manage- НК «РН-Краснодарнефтегаз». Первая промышленная мембранная газоразделительная установка была ment methods are used for assembly, testing, quality control and acceptance of запущена в 2010 году на Новоукраинской КС ООО «РН-Краснодарнефтегаз». the product. GRASYS production facilities meet the highest demands of modern indepen- Установка подготавливает влажный, серосодержащий нефтяной газ для dent audit firms that conducted for our customers a technical audit and expe- сдачи в ГТС ОАО «Газпром». По результатам работы установки был произditing (tracking production volume and deadlines, risk assessment for order веден и запущен в эксплуатацию ряд установок для ведущих нефтегазовых предприятий России. requirements) evaluation. Мембранные системы НПК «Грасис» выпускаются на собственной проGRASYS production facilities equipped with modern test facilities for testing and improvement of membrane cartridges, air separation systems, using differ- изводственной площадке, где осуществляется сборка оборудования, испыent gas separation technologies. Test facilities are designed by GRASYS in-house тания, контроль качества и приемка на основе современных методов управления проектами в производстве. and have no analogues in Europe. Уровень системы производства НПК «Грасис» отвечает современным To sum up, with respect to the main spheres of associated gas treatment by units equipped with GRASYS membrane, this technology offers the following высочайшим требованиям независимых аудиторских компаний, проводивших технический аудит и экспертдайтинг (отслеживание сроков и объfeatures: ● Reducing hydrogen sulfide and mercaptans concentration by 10-100 емов изготовления оборудования и оценка рисков в выполнении требоваtimes; ний заказов) для наших заказчиков. ● Gas drying by 15-60 °С depending on the chosen process execution; Производство НПК «Грасис» оборудовано современными испытатель● Reducing С4+ content by 2.5-8 times; ными стендами по тестированию и усовершенствованию мембранных кар● Reducing С5+ content by 6-12 times. триджей, воздухоразделительных систем на основе различных технологий газоразделения. Испытательные стенды разработаны в компании НПК «Грасис» и не имеют аналогов в Европе. В целом, применительно к основным конкретным направлениям подготовки ПНГ мембранными установками «Грасис», данная технология имеет следующие возможности: ● Снижение концентрации сероводорода и меркаптанов в 10-100 раз. ● В зависимости от схемы реализации процесса газ может быть осушен на 15-60 °С. Тел./факс: +7(495) 777-77-34 ● Снижение содержания углеводородов С4+ в 2,5-8,0 раз. info@grasys.ru ● Снижение содержания С5+ в 6-12 раз. www.grasys.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

CASING

ADVERTORIAL SECTION

Aluminum Casing for Hydrogen Sulfide-Rich Environments Алюминиевые обсадные трубы для работы в средах с повышенным содержанием сероводорода V.S. Basovich, I.N. Buyanovsky (Aquatic – Drill Pipes); V.V. Sapunzhi (Drill Pipes Ltd.); A.A. Nikitin (Serovsky Mechanical Plant).

В.С. Басович, И.Н. Буяновский (ООО «Акватик – Бурильные Трубы»); В.В. Сапунжи (ООО «Бурильные Трубы»); А.А. Никитин (ОАО «Серовский механический завод»).

resence of hydrogen sulfide and carbon dioxide in the formation fluids defines specific requirements for well geometry, casing strings and pipe material. Typically, oil companies are forced to purchase very expensive imported casing pipes (strength group 90SS) with bubble-tight connections “Tenaris Blue” and production tubing made of “Sanicro 29” stainless steel with TPS connections. LUKOIL has offered a first domestic alternative – casing pipes made of lightweight, resistant to the corrosive effect of hydrogen sulfide,

аличие сероводорода и диоксида углерода в пластовых флюидах определяет специальные требования к конструкции скважины, креплению обсадных колонн и выбору материала для труб. Как правило, нефтедобывающие предприятия вынуждены приобретать для этих целей весьма дорогостоящие импортные обсадные трубы группы прочности 90SS с высокогерметичными соединениями типа Tenaris Blue, и НКТ из нержавеющей стали Sanicro 29 с соединениями TPS. В качестве отечественной альтернативы, НК «ЛУКОЙЛ» впервые использовала обсадные трубы, изготовленные из легкосплавных, стойких к коррозионному воздействию сероводорода, высокопрочных алюминиевых сплавов и оснащенные высокогерметичными отечественными резьбовыми соединениями. Для этой цели в 2010 году в ЗАО «Акватик», по договору с НК «ЛУКОЙЛ», были разработаны безмуфтовые легкосплавные, стойкие к сероводородной коррозии обсадные трубы ЛОТ 178х14. Конструкция легкосплавной обсадной трубы ЛОТ-178х14 приведена на рис. 1, а ее геометрические параметры и расчетные прочностные свойства в табл. 1. ООО «Акватик-Бурильные трубы» в 2012 году выполнило корректировку технической документации по результатам изготовления и промышленного опробования опытной партии таких труб и подготовило производство для их серийного выпуска. Трубные заготовки для этих труб изготавливаются ООО «Бурильные трубы» методом горячего прессования из деформируемого высокопрочного коррозионно-стойкого алюминиевого сплава 1953Т1 по ОСТ-1-92014-90, который подвергается термообработке (закалке) с последующим искусственным старением (Т1). Нарезку резьб типа ОТТГ и НКБ, проведение гидравлических испытаний труб внутренним давлением и производство таких труб освоено в ОАО «Серовский механический завод». В состоянии поставки обеспечиваются следующие физико-механические свойства алюминиевого сплава 1953Т1: ● Минимальный предел прочности, σВ, МПа: 530; ● Минимальный предел текучести, σ0,2, МПа: 480; ● Минимальное относительное удлинение, %: 7; ● Плотность, кг/м3: 2 820; ● Твердость, НВ: 120-130; ● Модули упругости, МПа: Е=71000; G=27500; ● Коэффициент линейного расширения, 1/0С: 22.6х10-6;

● Fig. 1. Light-alloy casing pipe LOT 178х14. ● Рис. 1. Легкосплавная обсадная труба ЛОТ 178х14.

high-strength aluminum alloy and equipped with leak-proof threaded connections of domestic manufacture. Such flush-joint, light-alloy, hydrogen sulfide corrosion-resistant casing LOT 178x14 was developed by Aquatic for LUKOIL in 2010. The design of LOT-178x14 light-alloy casing is shown in Fig. 1, its geometric parameters and the calculated strength properties – in Table 1. In 2012, Aquatic – Drill Pipes company prepared the ground for mass production of the pipes, having adjusted technical documentation on the results of production and testing of an experimental batch. Pipe shells are manufactured at Drill Pipes company by hot pressing a deformable high-tensile corrosion-resistant aluminum 1953T1 alloy following the OST-1-92014-90 standard; subsequently the pipes are heat treated (hardened) and artificially aged (T1). Then the product is shipped to Serovsky Mechanical Plant for cutting OTTG- and NKB-type threads, and for hydraulic testing of internal pressure.

100

Oil&GasEURASIA

ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Трубы имеет наружную высадку концов, равнопроходные внутренние сечения и соединяются между собой с помощью безмуфтовых (раструбных) Outer diameter, mm: / Наружный диаметр, мм: высокогерметичных резьбовых соединений с уплотMain body of the pipe / основного тела трубы 178 нением типа «металл-металл». Комплекс опытно-промышленных работ по исслеThickened edge / утолщенных законцовок 195 дованию, стендовым и промысловым испытаниям Wall thickness, mm: / Толщина стенки, мм: этих труб был проведен совместно с Управлением Main body of the pipe / основного тела трубы 14 по бурению ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и институтом ООО «ПечорНИПИнефть»[1]. Thickened edge / утолщенных законцовок 22,5 В рамках работ предусматривалось применение Pipe length, mm / Длина трубы, мм 9 500 ЛОТ-178х14 при строительстве глубокой эксплуатаOTTG-178 by ГОСТ 632-80 standard / ционной наклонно-направленной скважины № 15, на Connecting thread / Присоединительные резьбы ОТТГ-178 по ГОСТ 632-80 Баяндыском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», Rated weight of the pipe, kg / Масса трубы расчетная характеризуемом пластовыми флюидами с повы209 номинальная, кг шенным содержанием сероводорода и диоксида Tensile load, max, kN / Максимальная растягивающая углерода. 3 460 нагрузка, кН Теоретические исследования включали разработInternal excess pressure, max, MPa / Максимальное ку методики и выполнение расчетов напряженно66 внутреннее избыточное давление, МПа деформированного состояния и несущей способноExternal excess pressure, max, MPa / Максимальное сти резьбовых соединений ОТТГ-178 и определение 41,5 внешнее избыточное давление, МПа оптимальной величины момента свинчивания, обеспечивающие высокую надежность и герметичность Mechanical properties of supplied pipes (aluminum alloy 1953T1) are резьбового соединения. as follows: Для проверки расчетных значений и оценки эксплуатационной надеж● Minimum tensile strength, σВ, MPa: 530; ности спроектированных обсадных труб был проведен комплекс стендо● Minimum yield strength, σ0.2, MPa: 480; вых силовых испытаний полномасштабных образцов. Испытания прово● Minimum relative elongation, %: 7; дились на специализированных стендах ЦНИИ им. акад. Крылова в Санкт – ● Density, kg/m3: 2,820; Петербурге и включали следующие этапы: ● Hardness, НВ, 120-130; ● проверка прочности при внутреннем давлении Р= 42 МПа; ● Young’s modulus, MPa: Е=71,000; G=27,500; ● испытание на прочность полуторократной эксплуатационной нагруз● Linear expansion coefficient, 1/0С: 22.6х10-6; кой растяжения, F=1800 кН при одновременном действии внутреннего давThe pipes have external upset ends, flush inner sections and are con- ления Р=42 МПа; проверка на прочность при растяжении на предельную нагрузку до nected by a flush-joint (bell-mouthed) leak-proof threaded connections ● разрыва Fразр; with “metal-to-metal” grummets. проверка на герметичность при предельном внутреннем давлении до Set of pilot runs – research, bench and field tests of the pipes – was ● held jointly with Drilling Department of LUKOIL-Komi and the R&D Institute разрыва Pколл; ● проверка на коллапс тела трубы при предельном внешнем давлении PechorNIPIneft [1]. As part of the tests, LOT-178x14 string was used in deep directional well Pколл; проверка на коллапс по резьбовому соединению при предельном No. 15 on Bayandyskoye field (developed by LUKOIL-Komi) – the field is ● known for its formation fluids with a high content of hydrogen sulfide and внешнем давлении Pколл. Результаты стендовых испытаний приведены в табл. 2. carbon dioxide. Как следует из Таблицы 2, расчетные значения разрушающих силовых The theoretical part included researching the procedures and computing the values of strain-stress distribution and load rating of OTTG-178 факторов для труб ЛОТ 178х14 позволяют с достаточной для практики ● Table 1. Basic specifications of the pipe LOT 178х14-1953Т1 ● Табл. 1. Основные параметры трубы ЛОТ 178х14-1953Т1

● Table 2. The results of bench testing of full-size samples LOT 178х14 ● Табл. 2. Результаты стендовых испытаний полномасштабных образцов ЛОТ 178х14

No.

Sample type Тип образца

Test type / Вид испытаний

Connection ОТТГ-178 Соединение ОТТГ-178

Internal pressure with stretching and fracture / Внутреннее давление с растяжением и разрыв

Connection ОТТГ-178 Соединение ОТТГ-178

Leak-proof test Проверка герметичности

Calculated fracture values Расчетные значения Test results / Результаты испытаний разрушения

Note / Примечания

3 460 kN / кН

Leak-proof at P=42 MPa, F=1 800 kN Thread-point fracture at Ffract=3 540 kN Герметично при P=42 МПа, F=1 800 кН Разрыв по резьбе при Fразр=3 540 kN

1 sample / 1 образец

Proof at P=42 MPa / Герметично при P=42 МПа

1 sample / 1 образец

Connection ОТТГ-178 External pressure to fracture Соединение ОТТГ-178 Наружное давление до разрушения

42 MPa / МПа

Fracture at Pcoll=78 MPa / Разрушение при Pколл=78 МПа

1 sample / 1 образец

Body of the pipe LOT External pressure to fracture 178х14 Тело трубы ЛОТ 178х14 Наружное давление до разрушения

42 MPa / МПа

Fracture at Pcoll=74 MPa and Pcoll = 68 MPa / Разрушение при Pколл=74 МПа и 2 samples / 2 образца Pколл=68 МПа

Connection, main body Соединение, основное тело

66 MPa / МПа

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Internal pressure to fracture Внутреннее давление до разрушения

Pipe body fracture Pfract=90 MPa Разрушение тела трубы Рразр=90 МПа

1 sample / 1 образец

101

CASING

ADVERTORIAL SECTION

точностью оценить их несущую способность. С целью оценки коррозионной Steel 7” PS Light-alloy PS with LOT-178х14 Стальная 7” ЭК Легкосплавная ЭК с ЛОТ-178х14 стойкости сплава 1953Т1 в условиях применения близких к скважинам 1. Calculated PS buoyancy weight, kN / Расчетный вес ЭК 1 316 608 в растворе, кН Баяндыского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», в НТЦ «Weathtrford2. Hook load, kN / Нагрузка на крюке, кН: Политехник» (Санкт-Петербург), был – lifting up (PUW) / при подъеме 1 697 792 – lowering down / при спуске 934 424 выполнен комплекс лабораторных коррозионных испытаний образцов 3. Total friction, kN: / Суммарные силы трения, кН: этого сплава в присутствии наиболее – lifting up (PUW) / при подъеме 448 216 – lowering down / при спуске 315 152 агрессивных пластовых сред, насыщенных газовой смесью, содержа4. The minimum casing shoe safety margin (lifting up) 3,26 6,96 щей 13,5% H2S и 1,09% CO2. При этом Минимальный запас прочности БК при подъеме для более полной имитации скважин5. The maximum tensile force able to reach the freeze point ных условий коррозионные испыat appr. 4,200 meters, with hook load equal to 3 000 kN (drilling unit load strength) / Максимальное тания проведены, как при нормальрастягивающее усилие, которое может быть доведено 830 1 397 ном давлении и температуре 20 °С, до точки прихвата на отметке 4 200 м, при нагрузке на крюке, равной 3 000 кН (грузоподъемность БУ) так и при термобарических условиях с использованием автоклавного обо● Table 3. The results of comparative calculations of the two PS layouts рудования при повышенных давлени(descent to the design depth of 4,219 m). ях 5,0 и 15,0 МПа и температуре 88 ● Табл. 3. Результаты сравнительных расчетов двух компоновок ЭК °С. Были выполнены коррозионные при спуске на проектную отметку 4 219 м. испытания сплава 1953Т1 на общую коррозию, коррозионное растрескиthreaded connections, as well as determining the optimal value of make- вание при двух уровнях напряжений образцов, контактную коррозию в up torque (this data ensures high reliability and leak resistance of thread- паре 1953Т1-сталь типа 90SS или 30ХМА. Кроме того, были подвергнуты исследованиям антикоррозионные свойed connections. To verify the calculated values and evaluate operational reliability of the ства сплава при проведении таких технологических операций, как цеменdesigned casing pipes, a number of bench tests for full-sized samples was тирование скважины и кислотная обработка призабойной зоны, в процесcarried out. The tests were run on tailored stands at Krylov Shipbuilding се которых жидкость в стволе приобретает свойства щелочной или кислотной среды, соответственно. По результатам коррозионных испытаний Research Institute in St. Petersburg, and included the following: ● Durability test at internal pressure Р=42 MPa; были сформулированы следующие основные выводы: ● Endurance test using 1.5x operational tensile load, F=1,800 kN with ● максимальное значение скорости общей коррозии сплава 1953Т1 в concurrent internal pressure Р=42 MPa; пластовых флюидах, характерных для Баяндыского месторождения, не пре● Critical tensile fracture load test Ffract; вышает 0,084 мм/год, что позволяет считать сплав стойким к коррозии в этих ● Pressure test at internal fracture limit Pcoll; условиях ; ● Pipe collapse test check at critical external pressure Pcoll; ● контактная коррозия сплава 1953Т1 со сталью 30ХМА не являет● Thread joint collapse test at critical external pressure Pcoll. ся определяющим фактором, «опасным» для общего эксплуатационного ресурса эксплуатационной колонны; ● сплав 1953Т1 практически не подвержен коррозионному растрески● Fig. 2. The rate of rock dissolution. ванию. ● Рис. 2. Скорость растворения горных пород. ● в растворах HCl, имитирующих кислотную обработку призабойной зоны, сплав 1953Т1 весьма интенсивно корродирует, поэтому использова100.0000 нии соляной кислоты в присутствии алюминиевых сплавов не рекомендуется. 10.0000 В связи с вышеописанным, был проведен поиск альтернативы кислотной обработки. В качестве такой альтернативы была в соответствии с рекомендациями [2], выбрана сульфаминовая кислота (NH2SO3H), предвари1.0000 тельные испытания растворов которой показали отсутствие реакции с алюминиевыми сплавами легкосплавных бурильных труб. С целью установления наличия эффекта повышения проницае0.1000 мости горных пород при применении 15% сульфаминовой кислоты, в сравнении с ранее применявшейся на месторождении 14% соля0.0100 ной кислоты, в Центре исследования керна и пластовых флюидов ООО «ПечорНИПИнефть» (г. Архангельск) были проведены лабораторные исследования воздействия кислотных растворов на продуктивные отло0.0010 жения Баяндыского месторождения. Для проведения данных исследований были взяты несколько подготов0.0001 ленных образцов керна из продуктивного задонского горизонта верхнеде0 5 10 15 20 вонских отложений (интервал 4 087–4 185 м) с ранее пробуренных развеTime, h / Время, час дочных скважин. 15-382-10 (sulfamic acid) – quick scan / (сульфаминовая к-та) – экспресс-анализ Предварительно был проведен экспресс-анализ эффективности суль14-62-10 (sulfamic acid) – quick scan / (сульфаминовая к-та) – экспресс-анализ фаминовой кислоты, а именно – сухие, заранее взвешенные, образцы 14-105-10 (hydrochloric acid) – quick scan / (соляная к-та) – экспресс-анализ помещались в растворы 15% сульфаминовой и 14% соляной кислот, и 15-454-10 (hydrochloric acid) – quick scan / (соляная к-та) – экспресс-анализ 14-138-10 (hydrochloric acid) / (соляная к-та) производилась сравнительная оценка потери массы и изменение рН рас14-121-10 (sulfamic acid) / (сульфаминовая к-та) – экспресс-анализ твора во времени. По полученным результатам рассчитывалась скорость PS layouts / Варианты компоновки ЭК

Dissolution rate, kg/m2*h Скорость растворения, кг/м2*час

Calculated parameters of the stress-strain PS state Расчетные параметры напряженно-деформированного состояния ЭК

102

Oil&GasEURASIA

ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Bench test results are shown in Table 2. As can be seen from Table 2, the calculated values of collapse parameters for LOT 178x14 pipes provide sufficiently accurate for the field assessment of their load rating. Set of lab tests in R&D Center WeathtrfordPolytechnic (St. Petersburg) for corrosion values of the 1953T1 alloy, implemented in most aggressive reservoir environments, saturated with a gas mixture containing 13.5 percent H2S and 1.09 percent CO2, helped to evaluate corrosion resistance of the alloy in the environments resembling the wells of Bayandyskoye field. For better simulation of downhole conditions, corrosion test was run both at normal pressure / 20 C temperature, and – using autoclave facility – at high pressure of 5.0 and 15.0 MPa / 88 C temperature. Corrosion testing included of the 1953T1 alloy included general corrosion tests, stress corrosion cracking with two stress margins, contact corrosion 1953T1 – steel 90SS or 30HMA. The tests have also been used to study corrosion properties of the alloy in such operations as well cementing and bottomhole acid treatment, when the borehole liquid acquires alkaline or acidic properties respectively. The results of corrosion tests led to the following conclusions: ● The maximum rate of general corrosion for the 1953T1 alloy in the formation fluids typical for Bayandyskoye field is 0.084 mm/year; this means that the alloy is resistant to corrosion in this environment; ● Contact corrosion of with 1953T1 alloy and 30HMA steel is a minor factor, not “dangerous” for the overall service life of the production casing; ● 1953T1 alloy is practically immune to stress corrosion cracking. ● In HCl solutions simulating bottomhole acid treatment, the 1953T1 alloy corrodes intensively, so usage of hydrochloric acid with aluminum alloys is not recommended. Due to the above, experts looked into alternatives to acid treatment. Expert recommendations [2] resulted in choosing sulfamic acid (NH2SO3H) – initial tests of its solutions showed no reaction with aluminum alloys of ● Fig. 3. A fragment of lowering the PS made of LOT 178х14 piping. light-alloy drill piping. To establish higher permeability of rocks ● Рис. 3. Фрагмент спуска ОК из труб ЛОТ 178х14. after applying 15 percent sulfamic acid (compared to earlier used 14 percent hydrochloric acid), Center for core samples and formation fluids, a part of R&D Center PechorNIPIneft (Arkhangelsk), run a растворения породы и изменение этого параметра во времени. Результаты study comparing the impact of acid solutions on productive deposits of экспресс-анализа приведены на графиках Рис. 2. Как показали исследования, скорость реакции сульфаминовой кислоBayandyskoye field. For the studies, the Center used several core samples prepared from ты в 2 – 2,5 раза ниже, чем соляной кислоты. Основное растворение пороthe Zadonskiy productive horizon of Upper Devonian formation (interval ды происходит в соляной кислоте в течение первых 20 мин., в сульфаминовой – в течение первых 40 мин. Потери массы в результате воздействия 4,087–4,185 meters) from the previously drilled prospecting wells. Before the test, testers run a quick scan of sulfamic acid efficiency: dry, соляной кислоты составили 18-19% от первоначальной массы образца, в pre-weighed samples were placed in 15 percent and 14 percent solutions результате воздействия сульфаминовой кислоты – 7-7,5%. В результате воздействия кислот на образцы, насыщенные моделью of respectively sulfamic and hydrochloric acid for comparative evaluation of weight loss and a measurement of pH/time function. The results were пластовой воды за сутки произошло растворение 27% породы образца used to calculate the rock dissolution rate and its time variation. The results помещенного в соляную кислоту и 8% породы в сульфаминовой кислоте. Кроме того, произошло значительное увеличение проницаемости до of proximate analysis are shown in Fig. 2. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

103

CASING

ADVERTORIAL SECTION

Studies have shown that the rate of reaction of sulfamic acid is 2-2.5 times less than that of hydrochloric acid. With hydrochloric acid, the main dissolution process occurs during the first 20 minutes, with sulfamic acid – during the first 40 minutes. For hydrochloric acid treatment, the weight loss reached 18-19 percent of the original sample weight, for sulfamic acid – 7-7.5 percent. Acid treatment of the samples saturated with formation water resulted in dissolving 27 percent of the rock sample in hydrochloric acid and 8 percent of the rock sample in the sulfamic acid. In parallel, permeability spiked to 49010-3 – 840.10-3 mkm2, while the acid inlet surface of the sample dissipated. At the output surface the testers observed larger pores and a channel-like cavity. Based on lab studies, following conclusions were reached: ● Sulfamic acid treatment of rock samples with gas permeability over 2.10-3 mkm2 results in significant rise of permeability coefficient, up to 490·10-3 – 840·10-3 mkm2. ● Treatment of low-permeability, porous voids samples with this acid does not increase the permeability, due to the low rate of acid penetration into the rock. ● Although the rock dissolution rate under sulfamic acid treatment is 2-2.5 times less than in case with hydrochloric acid treatment, the time of intensive dissolution is higher for sulfamic acid (12-20 minutes for hydrochloric acid, 30-40 minutes for sulfamic acid). Based on the results of bench tests of full-scale samples of LOT 178x14 and the results of lab tests on corrosion of aluminum alloy 1953T1, LUKOIL decided to manufacture and apply test batch of the pipes at the well No. 15 of Bayandyskoye field developed by LUKOIL-Komi. Prior to launching the production string (PS) to the design mark of 4,219 m into the 215.9 mm open hole, experts completed comparative strength analysis of two PS variants equipped with VA95SS steel casing and LOT 178x14 casing made of aluminum alloy 1953T1. Table 3 shows the calculation results. In January 2011, a single-section production sting consisting of aluminum casing LOT 178x14 made of 1953T1 alloy was successfully lowered into the well No. 15 of Bayandyskoye field to the depth of 4,219 m and cemented. A fragment of the string landing is shown in Fig. 3. Well acidification was done using a 15 percent solution of sulfamic acid. LUKOIL press release [3] states that daily oil production at the well No. 15 increased to 500 tons, while cost-efficiency of merely installing aluminum casing instead of steel pipes topped $222,000. Of course, it’s unlikely that aluminum PS caused the spike in production rate (several times higher than the yield of other local wells). Most probably, it was the result of formation treatment with sulfamic acid solution.

Conclusion. The project work, bench testing of the full-size samples, lab-based corrosion tests of aluminum alloy and results of pilot tests show full compliance of the developed LOT 178x14 aluminum casing oilwell tubing to operational requirements for deposits with a high content of hydrogen sulfide. Probably now, after more than two years of operation, it is time to recommend LUKOIL to run the scheduled integrity monitoring of the aluminum PS at well No. 15. This should resolve the question of the possible industrial application of the product.

490.10-3 – 840.10-3 мкм2, и растворение породы на входном для кислоты торце образца. На выходном торце обнаружено увеличение размера пор, образовалась канал-каверна. Исходя из проведенных лабораторных исследований были сделаны следующие выводы: ● В результате воздействия сульфаминовой кислоты на образцы породы с проницаемостью по газу более 2.10-3 мкм2 происходит значительное увеличение коэффициента проницаемости до значений 490.10-3 – 840.10-3 мкм2. ● Воздействие данной кислоты на низкопроницаемые образцы с поровым типом пустотного пространства не приводит к увеличению проницаемости в результате низкой скорости проникновения кислоты в породу. ● Хотя скорость растворения породы сульфаминовой кислотой в 2 – 2,5 раза ниже, чем для соляной кислоты, время интенсивного растворения породы сульфаминовой кислотой больше (12-20 мин. для соляной кислоты, 30-40 мин. для сульфаминовой кислоты). Основываясь на результатах силовых стендовых испытаний полномасштабных образцов ЛОТ 178х14 и результатах лабораторных коррозионных испытаний алюминиевого сплава 1953Т1, НК «ЛУКОЙЛ» приняла решение изготовить и применить на скважине №15 Баяндыского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» опытную партию указанных труб. Перед спуском эксплуатационной обсадной колонны (ЭК) на проектную отметку 4 219 м в открытый ствол 215,9 мм, были выполнены сравнительные прочностные расчеты двух вариантов ЭК укомплектованных обсадными трубами из стали типа VA95SS, или трубами ЛОТ 178х14 из алюминиевого сплава 1953Т1. Результаты расчетов приведены в табл. 3. В январе 2011 года в скважину №15 Баядынского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» была успешно спущена одной секцией на глубину 4 219 м и зацементирована одной ступенью обсадная ЭК, состоящая из алюминиевых обсадных труб ЛОТ 178х14 из сплава 1953Т1. Фрагмент спуска колонны приведен на рис. 3. Кислотная обработка пласта была выполнена 15% раствором сульфаминовой кислоты. По данным пресс-релиза НК «ЛУКОЙЛ» [3] суточный дебит нефти на скважине №15 достиг уровня 500 тонн, а экономическая эффективность только от замены стальных обсадных труб на алюминиевые превысила 7,0 млн рублей. Конечно, нельзя объяснить повышенный дебит скважины, который в несколько раз превысил дебит других скважин на данном месторождении, применением алюминиевой ЭК. Вероятно, это превышение явилось результатом обработки пласта раствором сульфаминовой кислоты.

Заключение Выполненные проектные работы, стендовые силовые испытания полномасштабных опытных образцов, лабораторные коррозионные испытания алюминиевого сплава и результаты промышленного внедрения опытной партии, показали полное соответствие разработанных алюминиевых обсадных ЛОТ 178х14 труб эксплуатационным требованиям при разработке нефтяных месторождений с повышенным содержанием сероводорода. Вероятно, назрела необходимость предложить НК «ЛУКОЙЛ» выполнить запланированный мониторинг технического состояния алюминиевой ЭК на скважине №15, после ее более чем двухлетней эксплуатации и решить вопрос о возможном тиражировании этой продукции.

Литература: References: 1. Aluminum Casing for Use in Aggressive Environments / V. S. Basovich [et al.] / / Construction of Oil and Gas Wells on Land and at Sea. M: JSC “VNIIOENG”, 2011; No. 8, p. 2-5. 2. Light-alloy Oil Pipes / G.M. Fain [et al.]; M. Nedra, 1980. 3. LUKOIL is Implementing Advanced Technology of Well Construction / LUKOIL Press Release of 08.04.2011.

1 Алюминиевые обсадные трубы для работы в агрессивных средах / В. С. Басович [и др.]. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011; № 8, с. 2-5. 2. Нефтяные трубы из легких сплавов / Г.М. Файн [и др.] – М. Недра, 1980. 3. «ЛУКОЙЛ» внедряет передовые технологии строительства скважин/ Пресс-релиз ОАО «НК-ЛУКОЙЛ» от 08.04.2011.

Аннотация Abstract Well construction in a high hydrogen sulfide and carbon dioxide environments is exacerbated by the low corrosion resistance of the metal used in casing pipes in respect to the wellbore fluid. The paper presents the results of the research, bench and lab testing and field runs of light-alloy casing pipes LOT 178x14 made of aluminum alloy 1953T1.

104

Строительство скважин в условиях высокого содержания сероводорода и углекислого газа сопряжено со значительными сложностями ввиду низкой коррозионной стойкости металла обсадных труб по отношению к скважинному флюиду. В статье представлены результаты разработки, стендовых и лабораторных испытаний и промышленного опробования легкосплавных обсадных труб ЛОТ 178х14 из алюминиевого сплава 1953Т1.

Oil&GasEURASIA

24th- 25th September 2013 Grande Bretagne Hotel | Athens

Building on the success of the first Balkans Summit, the 2nd Annual Balkans Oil & Gas 2013 Summit, as the only event to focus on the whole region, will be held in Athens once again offering even more insights on the latest E & P developments in the region, from licensing rounds, to regulatory frameworks including pipeline projects and operations in the Adriatic, the Ionian and the Black Sea.

Xenia Sapanidi Marketing Manager E: XeniaS@irn-international.com T: +44 (0) 207 111 1615

www.irn-international.com

Organized by:

For more information please contact:

DRILL BITS

ADVERTORIAL SECTION

Hob-bit: a Little Body Often Harbors a Great Soul BurService Brings to Market a Unique Five-Blade Small-Diameter Drill Bits

Hob-bit: мал золотник, да дорог Бурсервис выводит на рынок уникальную конструкцию пятилопастных долот малого диаметра.

The article supplied by BurService company

106

Low / низкая

high / высокая

остоянное увеличение числа скважин, заканчиваемых хвостовиками, и значительный объем бурения боковых стволов объясняют острую необходимость иметь в продуктовом портфеле линейку долот малого диаметра. Эти долота должны показывать высокую механическую скорость и обеспечивать соответствие траектории скважины проектным показателям. Каждая компания, работающая в этом сегменте бурения, постоянно сталкивается со сложностями, требующими технологических решений. В частности, объективные ограничения возможностей скважинного оборудования связаны с минимальной подачей буровых насосов и сменой технологических режимов бурения для обеспечения высокого качества ствола. При работе с ВЗД это приводит к ограничению подводимой к двигателю гидравлической мощности. Одно из решений, способное повысить эффективность бурения в таких условиях, – пятилопастные долота hob-bit. Уникальность предлагаемых долот – в их универсальности. Как правило, характеристики траектории хвостовиков и боковых стволов определяют требования к долотам, которые можно считать основными. При бурении ряда профилей главным критерием эффективности является высокая механическая скорость, ● Fig. 1. Correlation between quality and design features (small-diameter drillbits). для других – высокая управляемость, ● Рис. 1. Зависимости качественных показателей от конструктивных особенностей долот мало- позволяющая обеспечить проектную го диаметра. траекторию. Но чаще всего требуется удачное сочетание скорости бурения и возможности управления траекторией, то есть та самая универсальность, которая упоминалась выше. four blades Выбор конструкции долота осночетырехвывается на большом практическом лопастные опыте, который схематично представлен на рис. 1. Предлагаемые долоsix blades та hob-bit удачно сочетают в себе скошестиростные показатели четырехлопастлопастные ных долот и высокую управляемость шестилопастных. Название «hob-bit» (h.o.b. – high offshoot benefit, bit – долото, что вместе Low / низкая high / высокая подразумевает «долото для высокоэффективного бурения боковых ствоSteerability / Управляемость лов) было решено дать новой линейке

Mechanical speed Механическая скорость

he increasing number of CHL-completion wells and a considerable mileage of sidetracking explain the pressing need to have a range of small-diameter drill bits. These bits must offer high mechanical speed and ensure well path compliance to the design parameters. Every drilling company is constantly facing challenges that require new technological solutions. In particular, this applies to the objective bottlenecks of downhole equipment – the minimum flow rate of mud pumps and the change drilling modes to ensure high quality of the borehole. When working with a PDM, these bottlenecks limit the hydraulic horsepower supplied to the motor. The “hob-bit” five-bladed drillbits present one solution that offers better efficiency in such conditions. The unique feature of the drillbits is their versatility. As a rule, the parameters of CHL and lateral trajectories define the essential requirements for drillbits. When drilling a series of holes, for some the key efficiency criteria is the high mechanical speed, for others – a high steerabilitiy, for better compliance to the design path. But most often

Статья предоставлена компанией «Бурсервис»

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Table 1 Mechanical speed for BS-123,8 SD 513-001 ● Табл. 1. Показатели механической скорости BS-123,8 SD 513-001 Well No. № скважины

Drilling interval Интервал бурения, м

Meterage Проходка, м

Drilling time Время бурения, м

Mechanical speed Механическая скорость, м/ч

Mud weight Удельный вес раствора

PDM type Тип ВЗД

2402

2130-2809

679

120,5

5,63

1,10-1,25

ДРП-106

4200

2311-3301

990

129

7,67

1,10-1,22

ДРУ-98РС

104

2468-3101

633

103

6,14

1,10-1,35

ДРУ-98РС

7373

2038-2687

649

90,5

7,17

1,11-1,32

ДРУ1-98

6783

2386-3051

665

106

6,27

1,10-1,12

ДРУ1-98

Total / Итого

3 616

Vмех, м/ч

the company requires a ‘happy blend’ of drilling speed and trajectory долот после успешной апробации в рамках собственных сервисных control capabilities, that is, the earlier-mentioned versatility. проектов. Однако для подтверждения высоких качественных покаSelection of the bit design requires a large practical experience; the зателей требовалась оценка специалистов независимой сервисной process is outlined in Figure 1. The offered drillbits of hob-bit design компании. В конце минувшего года согласие на проведение апроsuccessfully combine high-speed performance of four-blade bits and бации долота BS-123,8 SD 513-001 в условиях Приобской группы high controllability of six-blade tools. месторождений было получено от компании IDS-Drilling. Результаты The name “hob-bit” (h.o.b. – high offshoot benefit, i.e. drillbit for бурения пяти различных интервалов, приведены в табл. 1. high-efficiency lateral drilling) was suggested for the new line of Несмотря на различные профили боковых стволов, типы примеdrillbits after successful pilot testing within own servicing projects. няемых забойных двигателей и характеристики бурового раствора, However, to prove the high-quality parameters of the tool, the compa- механическая скорость на всех объектах превысила минимальный ny needed confirmation of an independent service company. In 2012 показатель, установленный заказчиком – 5,6 м/ч. fall, IDS-Drilling agreed to test the drillbit BS-123,8 SD 513-001 in По своим значениям скорость бурения соответствует средним its projects on Priobskaya group of deposits. Results of drilling five показателям четырехлопастных долот в этом регионе, а управляdifferent intervals are provided in емость долота не отличается от Table 1. управляемости шестилопастных Despite the different profiles of ● Fig. 2. Mechanical speed of different type drillbits. конструкций. Стойкость долоlaterals, types of downhole motors ● Рис. 2. Сравнение механической скорости различных конта и элементов вооружения окаand parameters of the drilling fluid, струкций долот. залась также на высоком уровне. mechanical speed exceeded the Естественный износ резцов прак5.6 m/hr minimum target set by тически не повлиял на скоростные the customer – in all cases. показатели. В то же время, сравThe values correspond to the нение с отработкой шестилопастaverage regional drilling rate for ных долотами BS-123,8SD 613four-blade drillbits, while steer001, которые активно применяing ability of the tools matchются в этом регионе, показывает es that of six-blade devices. The значительное преимущество новой tests also indicate high durability пятилопастной конструкции. Более of drillbits and bit cutting strucвысокая эффективность долота Depth of AH drilling interval, m / Глубина интервала бурения по стволу, м ture. Normal wear of the blades hob-bit наглядно представлена на 1 – Well / скв. No. 5333; 2 – Well / скв. No. 7373 had virtually no impact on perрис. 2. formance results. What’s more, Совместная работа с компанией a comparison with six-blade drillbits BS-123,8SD 613-001, usual- IDS-Drilling по апробации аналогичной конструкции долота диамеly used in this region, shows significant advantage of the new five- тром 126 мм BS-126 SD 513-001 также прошла успешно. При буреblade design. Higher efficiency of the hob-bit is depicted in Fig. 2. нии бокового ствола протяженностью 894 м на первой скважине Jointly with IDS-Drilling the company also successfully tested 126- была получена средняя механическая скорость 7,2 м/ч. Параллельно mm diameter drillbit BS-126 SD 513-001. On first lateral (894 m) of с работой на Приобской группе месторождений прошло внедреthe first well, mechanical penetration speed averaged 7.2 m/hr. In par- ние долот hob-bit диаметрами 122-155,6 мм в Ноябрьском региоallel with the tests on the Priobskaya group of fields, the hob-bit dill- не, в рамках сервисных договоров «Бурсервиса». Кроме того, долоbits of 122-155.6 mm in diameter were used in Noyabrsky region, та оснащенные резцами премиум класса успешно отработали в through Burservice servicing contracts. Also, drillbits with premium карбонатном разрезе на скважинах ряда месторождений Уралоblades were successfully tested in the carbonate layer in the wells of Поволжья. the Urals-Volga region. В заключение хочется сказать, что название hob-bit неслучайно It is no coincidence that the name hob-bit is reminiscent of “half- напоминает о «полуросликах» из известных произведений Рональда ling”, a famous creation of Ronald Reuel Tolkien. The offered drillbits, Руэла Толкиена. Предлагаемые долота, не смотря на скромные разdespite its modest size, match efficiency and significance of the results меры, по своей эффективности и значимости результатов, ничуть achieved by larger-diameter tools. не уступают конструкциям большего диаметра.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

107

TANKS

ADVERTORIAL SECTION

Neftetank: Beneficial Partnership «Нефтетанк»: выгодное партнерство Article provided by Neftetank

Статья предоставлена компанией «Нефтетанк»

Cooperation with Neftetank enables oil and gas production facilities to significantly decrease the costs intended for provision drilling sites with fuel reserves.

Сотрудничество с компанией «Нефтетанк» позволяет предприятиям нефтегазодобычи существенно сократить затраты на обеспечение буровых площадок запасами топлива.

омпания «Нефтетанк» – лидер в производстве мягких резервуаров для хранения и транспортировки нефтепродуктов и других жидкостей. Предлагаемые компанией мягкие резервуары (нефтетанки) серии МР-НТ – лучшие в этом сегменте. Их объем достигает 250 м3. Это абсолютный рекорд для российских производителей. Такие резервуары позволяют быстро и с минимальными затратами обустраивать полевые склады ГСМ емкостью в тысячи тонн. Мягкие емкости изготавливаются по немецким технологиям. Герметичные оболочки выполнены из особых полимерных материалов, адаптированных специалистами «Нефтетанка» для российских условий. Такой материал отличается высокой прочностью, стойкостью к истиранию и воздействию вещества хранения и внешних факторов: воды, влаги, УФ-излучения, бактерий. Он сочетает повышенную морозоустойчивость с максимальной эластичностью. Уникальна и технология изготовления нефтетанков. Специалисты компании разработали и запатентовали технологию «двойного шва». Она удваивает надежность сварки полотен материала. Специальный раскрой оболочек дополнительно снижает нагрузку на швы. Емкости изготавливаются на швейцарском оборудовании на производстве в подмосковном Солнечногорске. Система менеджмента качества компании «Нефтетанк» сертифицирована по ГОСТ Р ИСО 9001-2008, а мягкие резервуары МР-НТ отвечают всем требованиям технического регламента «О безопасности машин и оборудования».

eftetank Company is the leader in manufacturing soft tanks for storage and transportation of oil and other fluids. MR-NT soft reservoirs (oil tanks) offered by the company are the best in this segment. Their volume is 250 cubic meters; and it is an absolute record for Russian manufacturers. Such vessels enable quickly and cost-effectively arrange POL storage sites with capacity in thousands of tons. Soft tanks are produced by German technology. Tight shells are made from special polymer materials tailored by Neftetank experts for Russian conditions. Such material has a high strength, resistance to abrasion and exposure caused by storage materials and external factors: water, moisture, UV radiation, bacteria. It combines enhanced frost resistance with maximum flexibility. Oil tank manufacturing technology is also unique. The company’s experts have developed and patented the “double seam” technology. It doubles up the reliability of welding fabrics. Unique shell cutting additionally reduces the load exposed on joints. Tanks are manufactured using Swiss equipment at the Solnechnogorsk production facility. The quality management system used by Neftetank is certified by GOST R ISO 9001-2008; MR-NT soft tanks meet all the requirements of the technical regulation “On the Machinery and Equipment Safety”.

Benefits of Cooperation with Neftetank The main benefit of cooperation with Neftetank is the cost reduction intended to provide drilling sites with fuel reserves due to the advantages given by MR-NT soft tanks as compared with traditional metal containers: ● Manufacturing tight schedule and low cost. Oil tank is produced during three days or even less while metallic containers are manufactured during weeks. At the same time, oil tank is cheaper as compared with its metallic counterpart; ● Delivery promptness and low cost. A 250-cubic meter soft tank weighs 750 kg while its steel equivalent having capacity 200 cubic meters – 13 tons! Low weight and dimensions of the folded tank do not require special cargo transport. Several 250-cubic meter tanks in folded position may be delivered by GAZelle small truck or by the scheduled helicopter flight; ● Fast tank deployment and shutting down at minimum costs. Deployment of a 250-cubic meter oil tank and its complete preparation for filling takes less than 10 minutes. Field fuel storage facility is arranged during several hours using MR-NT tanks. During the storage dismantling, tanks are just folded; there is no need in land restoration; ● The possibility to install soft tanks at unprepared sites. Special machinery is not required for the site arrangement as well as expensive welding and concreting works at the site. It is far enough to select more

108

Выгоды сотрудничества с компанией «Нефтетанк» Главный плюс сотрудничества с «Нефтетанком» – снижение затрат на обеспечение буровых площадок запасами ГСМ за счет преимуществ мягких резервуаров МР-НТ перед традиционными металлическими емкостями: ● Сжатые сроки и низкая стоимость производства. Срок изготовления нефтетанка – три дня и даже меньше, а металлические емкости изготавливаются неделями. При этом нефтетанк стоит дешевле металлического аналога; ● Оперативность и дешевизна доставки. Мягкий резервуар емкостью 250 м3 весит 750 кг, а его стальной аналог на 200 м3 – 13 тонн! Малый вес и габариты в сложенном состоянии не требуют привлечения грузового спецтранспорта. Несколько резервуаров емкостью 250 м3 в сложенном виде можно перевезти на грузовой «Газели» либо обычным рейсом вертолета; ● Быстрота и минимум затрат на развертывание и свертывание емкостей. Разворачивание нефтетанка емкостью 250 м3 и полная подготовка его к наполнению занимают менее 10 мин. Организация полевого склада горючего на основе резервуаров МР-НТ занимает всего несколько часов. При ликвидации склада резервуары просто сворачиваются, не требуются затраты на рекультивацию земель; Oil&GasEURASIA

РЕЗЕРВУАРЫ

● Field fuel depots based on soft tanks in Novy Urengoy. ● Полевой склад горючего в Новом Уренгое на базе мягких

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

or less flat site and clear large and sharp objects and stones. It is even possible to use natural wallows – gullies and cavities; ● Long service life. According to experts’ estimations, lifetime of Neftetank soft tanks is 20 years and more; ● Seismic safety. In seismically hazardous areas, soft tanks may be located at non-concreted sites without special foundation; ● Tank inactivity relatively the material being stored, resistance to environmental impacts. Oil tanks safely withstand temperature extremes from –60 °C to +60 °C and do not need any additional protection against aggressive environmental impact. Technical advantages of Neftetank soft tanks save the consumers’ costs and time need for fuel supply thus increasing the overall efficiency of exploration and development activities.

● Возможность размещения мягких емкостей на неподготовленных площадках. Не требуются спецтехника и дорогостоящие работы по сварке и бетонированию площадки, достаточно выбрать более-менее ровный участок и очистить его от крупных острых предметов и камней. Можно даже использовать естественные углубления – овраги и впадины; ● Длительный срок службы. По экспертным оценкам, срок службы мягких резервуаров «Нефтетанк» – 20 лет и более; ● Сейсмическая безопасность. В сейсмоопасных районах мягкие нефтетанки можно размещать на незабетонированной площадке без устройства специального фундамента; ● Инертность резервуаров к хранимому веществу и устойчивость к воздействиям внешней среды. Нефтетанки спокойно выдерживают перепады температур от –60 °С до +60 °С и не требуют никакой дополнительной защиты от агрессивного воздействия окружающей среды. Технические преимущества мягких емкостей компании «Нефтетанк» дают потребителям экономию затрат и времени на организацию снабжения топливом. Это повышает общую эффективность работ по разведке и освоению месторождений.

The Best Service

Лучший сервис

Technical merits of Neftetank products combine with high service quality. It’s a known fact that a customer often needs goods “yesterday”. Neftetank takes up even such orders doing its work flexibly and efficiently and always fulfilling its obligations. Integrity of the services being provided is also important. Neftetank customers obtain turnkey solutions with all necessary additional equipment rather than just modern fuel storage facilities. If necessary, the company performs installation supervision delivering warehouse “turnkey”. Advantages of cooperation with Neftetank have already appreciated by many Russian companies engaged into development oil and gas fields. Here are just a few examples. One of the largest Russian drilling companies, Gazprom Drilling, concluded a contract for the supply of fuel depots for its affiliates with total

Технические преимущества продукции сочетаются у компании «Нефтетанк» с высоким качеством сервиса. Не секрет, что часто заказчикам все нужно «вчера». «Нефтетанк» берется и за такие заказы, работая гибко, оперативно и всегда выполняя свои обязательства. Важна и комплексность оказываемых услуг. Заказчики «Нефтетанка» получают не просто современные склады ГСМ, а готовые решения со всем необходимым дополнительным оснащением. При необходимости компания проводит шеф-монтаж, сдавая склад «под ключ». Преимущества сотрудничества с «Нефтетанком» уже оценили многие российские компании по разработке нефтяных и газовых месторождений. Вот лишь несколько примеров. Одно из крупнейших буровых предприятий России, компания «Газпром бурение», заключила договор на поставку складов ГСМ для

резервуаров.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

109

ADVERTORIAL SECTION

● Field fuel depots based on soft tanks in Tyumen. ● Полевой склад горючего в Тюмени на базе мягких резервуаров.

volume of 27,500 cubic meters based on MR-NT 250N series soft tanks. The order included two storage facilities of 6,000 cubic meters totally, five stores of 2,500 cubic meters each and four ones of 2,250 cubic meters each. Oil tanks were supplied with a full set of extra equipment, fire suppression systems, lightning protection, lighting, pumping and dispensing units, and pipeline parts. Neftetank staff has installed all delivered warehouses. But the most significant item was the due date for such bulk order. Supply agreement was signed late in October 2012 while the first tanks with total volume 10,000 cubic meters were delivered in early December! Until the end of March 2013, all supply and erection scope has been completed. At the same time, the company has delivered several field fuel depots based on soft oil tanks. Tomsk Branch of the Siberian Service Company (SSC) has obtained the fuel depot with total volume more than 1,000 cubic meters comprising MR-NT 250N tanks. The second delivery of 1,000 cubic meters was made this March. In January 2013, SSC Strezhev Branch received the depot with the volume more than 3,000 cubic meters; 6,000 cubic meters of field depots were delivered to Orenburg Drilling Company during the winter 2012–2013. These supplies also included tanks, sets of additional equipment, construction supervision and customer’s staff training. Neftetank completed all orders within one winter road from November 2012 till March 2013. The company’s partners have received finished field fuel depots and could effectively operate having POL stock. The above examples are the best evidence of beneficial cooperation with a reliable, conscientious and skilled partner. Neftetank has everything necessary to become such partner and to provide advanced technical solutions and the best service to oil-and-gas industry facilities.

110

TANKS

своих филиалов общим объемом 27,5 тыс. м3 на базе мягких резервуаров серии МР-НТ 250Н. Заказ состоял из двух складов общим объемом 6 тыс. м3, пяти складов объемом по 2,5 тыс. м3 и четырех складов объемом по 2,25 тыс. м3 каждый. Нефтетанки поставлялись с полным комплектом дополнительного оборудования: системами пожаротушения, молниезащиты, освещения, насосно-раздаточными узлами, деталями трубопровода. Специалисты «Нефтетанка» провели монтаж всех поставленных складов. Но самое главное – сроки выполнения столь объемного заказа. Договор поставки был заключен в конце октября 2012 года, а первая поставка на 10 тыс. м3 была осуществлена уже в начале декабря! До конца марта 2013 года весь объем работ по поставкам и монтажу был выполнен. В это же время компания выполнила еще несколько поставок полевых складов горючего на базе мягких нефтетанков. Томский филиал Сибирской Сервисной Компании (ССК) получил в феврале 2012 года склад ГСМ емкостью более 1 тыс. м3 на базе резервуаров МР-НТ 250Н. Вторая поставка объемом 1 тыс. м3 была осуществлена в марте этого года. В январе 2013 года Стрежевской филиал ССК получил склад емкостью более 3 тыс. м3. Также зимой 2012–2013 6 тыс. м3 полевых складов было поставлено Оренбургской буровой компании. Эти поставки также включали емкости, комплекты дополнительного оборудования, услуги шеф-монтажа и обучения персонала. Все заказы «Нефтетанк» выполнил в период одного «зимника», с ноября по март 2012–2013. Партнеры компании в сжатые сроки получили готовые полевые склады горючего и могли эффективно работать, имея необходимые запасы ГСМ. Перечисленные примеры – лучшее свидетельство того, насколько выгодно сотрудничество с надежным, добросовестным и высокопрофессиональным партнером. Компания «Нефтетанк» располагает всем необходимым для того, чтобы стать таким партнером и предоставить предприятиям нефтегазовой отрасли передовые технические решения и лучший сервис. Oil&GasEURASIA

ÑÏÒÃÐËÂ %DNHU +XJKHV ÑÕÍÓÞÅÃÈÕ ÊÃÅÑÇ ÒÑ ÒÓÑËÊÅÑÇÔÕÅÖ ÐÈ×ÕÈÒÑÆÓÖÉÐÑÆÑ ÍÃÄÈÎÂ Å ÑÔÔËË

ÈÕÑÏ Æ Å ÑÔÔËË ÑÕÍÓÞÅÃÈÕÔÂ ÒÈÓÅÞÌ ÒÓÑËÊÅÑÇÔÕÅÈÐÐÞÌ ÍÑÏÒÎÈÍÔ ÏËÓÑÅÑÆÑ ÍÎÃÔÔÃ ÍÑÏÒÃÐËË %DNHU +XJKHV ÃÔÒÑÎÑÉÈÐÐÞÌ Å ÐÈ×ÕÂÐÑÌ ÔÕÑÎËÙÈ Å ÐÈÒÑÔÓÈÇÔÕÅÈÐÐÑÌ ÄÎËÊÑÔÕË Í ÑÔÐÑÅÐÞÏ ÒÑÕÓÈÄËÕÈÎÂÏ ÒÓÑÇÖÍÙËË ÃÄÈÎßÐÞÌ ÊÃÅÑÇ Å Æ áÏÈÐË ÄÖÇÈÕ ÅÞÒÖÔÍÃÕß ÐÈ×ÕÈÒÑÆÓÖÉÐÑÌ ÍÃÄÈÎß Å ÔÑÑÕÅÈÕÔÕÅËË Ô ÏËÓÑÅÞÏË ÔÕÃÐÇÃÓÕÃÏË ÍÃÚÈÔÕÅÃ Ë ÐÃÇÈÉÐÑÔÕË ÄÎÃÆÑÇÃÓÂ © 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 38164 5/2013

ÅÞÔÑÍÑÍÅÃÎË×ËÙËÓÑÅÃÐÐÑÌ ÓÃÄÑÕÈ ÑÍÑÎÑ ÔÒÈÙËÃÎËÔÕÑÅ ÍÑÏÒÃÐËË ÔÒÑÎßÊÖÌÕÈ ÅÑÊÏÑÉÐÑÔÕË ÒÑÅÞÔËÕß à××ÈÍÕËÅÐÑÔÕß ÒÓÑËÊÅÑÇÔÕÅÃ Ë Ô Ë ÔÑÍÓÃÕËÕß àÍÔÒÎÖÃÕÃÙËÑÐÐÞÈ ÓÃÔØÑÇÞ ÒÓËÑÄÓÈÕÃÂ ÅÞÔÑÍÑÍÃÚÈÔÕÅÈÐÐÞÌ ÐÈ×ÕÈÒÑÆÓÖÉÐÑÌ ÍÃÄÈÎß Å ÑÔÔËË Ö ÏËÓÑÅÑÆÑ ÎËÇÈÓÃ ÒÑ ÒÓÑËÊÅÑÇÔÕÅÖ ÒÑÎÐÑÍÑÏÒÎÈÍÕÐÞØ ÔËÔÕÈÏ

bakerhughes.com

Advancing Reservoir Performance

ɂɋɉɕɌȺɇɂə ɂ ɈɌȻɈɊ ɉɊɈȻ

ɋɢɫɬɟɦɚ ɞɥɹ ɩɪɨɜɟɞɟɧɢɹ ɢɫɩɵɬɚɧɢɣ ɢ ɨɬɛɨɪɚ ɩɪɨɛ ɨɫɧɚɳɟɧɧɚɹ ɨɜɚɥɶɧɵɦɢ ɛɚɲɦɚɤɚɦɢ ɫɚɦɨɝɨ ɛɨɥɶɲɨɝɨ ɢɡ ɢɦɟɸɳɢɯɫɹ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɥɟɝɤɨ ɨɩɟɪɟɠɚɟɬ ɤɨɧɤɭɪɟɧɬɨɜ

ɂɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɤɨɦɩɚɧɢɢ +DOOLEXUWRQ ɞɥɹ ɨɩɪɟɞɟɥɟɧɢɹ ɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤ ɤɨɥɥɟɤɬɨɪɚ 5'7 ɩɨɡɜɨɥɹɟɬ ɫɨɤɪɚɬɢɬɶ ɜɪɟɦɹ ɨɬɛɨɪɚ ɩɪɨɛ ɢ ɨɩɪɟɞɟɥɟɧɢɹ ɞɚɜɥɟɧɢɹ ɛɨɥɟɟ ɱɟɦ ɧɚ ȼ ɧɟɬɪɚɞɢɰɢɨɧɧɵɯ ɧɟɮɬɟɝɚɡɨɧɨɫɧɵɯ ɤɨɦɩɥɟɤɫɚɯ ɨɞɧɢɦ ɢɡ ɨɫɧɨɜɧɵɯ ɩɪɟɩɹɬɫɬɜɢɣ ɧɚ ɩɭɬɢ ɩɨɜɵɲɟɧɢɹ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɹɜɥɹɟɬɫɹ ɧɟɞɨɫɬɚɬɨɱɧɨ ɛɵɫɬɪɨɟ ɩɨɥɭɱɟɧɢɟ ɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤ ɞɚɜɥɟɧɢɹ Ȼɥɚɝɨɞɚɪɹ ɭɧɢɤɚɥɶɧɨɦɭ ɨɜɚɥɶɧɨɦɭ ɛɚɲɦɚɤɭ ɫ ɨɝɪɨɦɧɵɦ ɩɪɨɯɨɞɧɵɦ ɫɟɱɟɧɢɟɦ ɤɜ ɞɸɣɦɚ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 5'7 ɞɨɤɚɡɚɜɲɢɣ ɫɜɨɸ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɶ ɨɛɟɫɩɟɱɢɜɚɟɬ ɛɨɥɟɟ ɛɵɫɬɪɨɟ ɢɡɦɟɪɟɧɢɟ ɩɥɚɫɬɨɜɨɝɨ ɞɚɜɥɟɧɢɹ ɢ ɨɩɟɪɚɬɢɜɧɵɣ ɨɬɛɨɪ ɛɨɥɟɟ ɱɢɫɬɵɯ ɩɪɨɛ ɩɥɚɫɬɨɜɨɝɨ ɮɥɸɢɞɚ ȼɫɟ ɷɬɨ ɫɩɨɫɨɛɫɬɜɭɟɬ ɩɪɨɜɟɞɟɧɢɸ ɫɜɨɟɜɪɟɦɟɧɧɨɣ ɢ ɬɨɱɧɨɣ ɨɰɟɧɤɢ ɤɨɥɥɟɤɬɨɪɚ ɢ ɩɥɚɫɬɨɜɨɝɨ ɮɥɸɢɞɚ ɢ ɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɦɭ ɩɨɜɵɲɟɧɢɸ ɰɟɧɧɨɫɬɢ ɜɚɲɢɯ ɚɤɬɢɜɨɜ Ʉɚɤɨɜɵ ȼɚɲɢ ɡɚɞɚɱɢ ɩɨ ɩɪɨɜɟɞɟɧɢɸ ɢɫɩɵɬɚɧɢɣ ɢ ɨɬɛɨɪɭ ɩɪɨɛ" ɂɧɮɨɪɦɚɰɢɸ ɨ ɩɪɟɞɥɚɝɚɟɦɵɯ ɤɨɦɩɚɧɢɟɣ ɪɟɲɟɧɢɹɯ ɦɨɠɧɨ ɧɚɣɬɢ ɧɚ ɫɚɣɬɟ KDOOLEXUWRQ FRP RDT

Solving challenges.

+DOOLEXUWRQ ȼɫɟ ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ

HALLIBURTON