September 2013

#9 2013

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

SEPTEMBER СЕНТЯБРЬ

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

Iraq Welcomes Russia Upstream

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

as Baghdad Seeks Secure Pipelines via Syria, Iran p. / стр. 16

Ирак зовет Россию на разведку и добычу

с надежными трубопроводами через Сирию и Иран

p. / стр. 44

Controlling Leak Integrity of Casing Wellhead Seals Контроль герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Russia, Syria, Saudi Arabia and the “MessUpPotamia” in Iraq – Who’s Who and What’s What? Россия, Сирия, Саудовская Аравия и «Беспределопотамия» в Ираке – кто за кем и что за чем стоит?

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

T

o understand what is happening today in the Middle East, open any 1st year news reporting textbook. You’ll learn that you need to find out: “Who, When, What, Where and Why?” The “why” is most important and you always learn the “why” of anything if you “follow the money.” In this case (and most cases involving international relations), the “oil money.”

So let’s get started.

First, everyone needs to watch the film, “Lawrence of Arabia”.

Download it from wherever, but watch it two or three times. If you have a short attention span and just want the main idea, check out this link to The Daily Show with John Stewart from September 4: www.thedailyshow.com/full-episodes/wed-september-4-2013-mario-livio. It’s the third skit you want, the one featuring Sir Archibald Mapsalot III, who parodies a colonial Brit circa World War I, drawing Middle East borders irrespective of the natives’ tribal or religious sensitivities.

Then check out these links to articles that appeared first on Reuters in early August and later in the month in The Daily Telegraph in the UK: http://www.reuters.com/article/2013/08/07/us-syria-crisis-saudirussia-idUSBRE9760OQ20130807 and http://www.telegraph.co.uk/finance/newsbysector/energy/oilandgas/10266957/Saudis-offer-Russia-secret-oil-deal-if-it-drops-Syria.html.

Shock and awe! So the Saudis visited Vladimir Putin at his dacha and offered to manipulate Saudi production to keep oil prices at a level that would benefit the Russian economy, if Russia withdrew its support of Bashar Assad. And if Putin said, “no” – there’s even a Saudi threat regarding the Winter Olympics! I’ll make no further comment. Read the links. Draw your own conclusions and take note of what Sir Archibald tells John Stewart (in the comedy skit) when Stewart asks why none of the colonial mapmakers are screwing with Saudi Arabia’s borders.

The Saudis, Sir Archibald replies, “are good people who produce a lot of oil.” And if you really do take the time to Google the Reuters and Telegraph links, you may (or may not) be surprised to find the lack of interest in global media in following up on these two stories. Well, by the time this editorial is printed, we’ll certainly know the outcome, and I pray some sort of political solution has been

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Ч

тобы понять современную ситуацию на Ближнем Востоке, достаточно открыть любое пособие для начинающих журналистов. Там ясно говорится, что для понимания какойлибо ситуации необходимо ответить на вопросы: «Кто, когда, что, где и почему?» Ключевым вопросом является «почему», поскольку только поняв «кому это выгодно», можно понять и почему чтолибо происходит. В данном конкретном случае, за событиями на Ближнем Востоке (как и за многими другими событиями мировой политики), судя по всему, стоят «нефтяные деньги». Итак, начнем наш анализ. Для начала, посмотрите фильм «Лоуренс Аравийский», желательно несколько раз. Если у вас мало времени, для понимания сути вопроса достаточно посмотреть «Шоу Джона Стюарта» от 4 сентября: www.thedailyshow.com/full-episodes/wed-september-42013-mario-livio. Один из персонажей того шоу – некий сэр Арчибальд Мапсалот III – олицетворяет собой Великобританию времен Первой мировой войны, «перекраивавшую» карту Ближнего Востока, не считаясь с местными культурно-религиозными традициями. Далее, ознакомьтесь с материалами, опубликованными в Великобритании – в начале августа информагентством Reuters и в конце того же месяца газетой The Daily Telegraph: http://www.reuters.com/article/2013/08/07/us-syria-crisis-saudi-russiaidUSBRE9760OQ20130807; http://www.telegraph.co.uk/finance/newsbysector/energy/ oilandgas/10266957/Saudis-offer-Russia-secret-oil-deal-if-it-drops-Syria.html. О ужас! Представители Саудовской Аравии приезжают на дачу к российскому президенту с предложением удерживать цены на нефть на уровне, выгодном для российской экономики, при условии, что Россия прекратит поддерживать Башара аль-Асада. А если президент Путин не согласится, Саудовская Аравия угрожает сорвать зимнюю Олимпиаду в Сочи. Как говорится, без комментариев... Прочтите материалы и делайте собственные выводы. И еще один момент – обратите внимание на ответ сэра Мапсалота Джону Стюарту, когда тот спросил, почему никто из колониальных «картографов» не покушался на границы Саудовской Аравии. Привожу этот ответ дословно: «Потому что жители Саудовской Аравии хорошие люди, которые добывают нефть в большом количестве». И если вы поищете в Интернете ссылки Reuters и Telegraph, возможно (а может быть, и нет), вам покажется странным отсутствие какой-либо реакции на данные статьи со стороны мировых СМИ. Но я уверена, что к моменту публикации этой статьи ситуация разрешится – и хотелось бы, чтобы разрешилась она дипломатическим путем. Также не сомневаюсь в том, что ведущие «партии» в этой «постановке» сыграют (за кулисами) Россия и Саудовская Аравия. А теперь поговорим о сентябрьском номере НГЕ. Хочу обратить ваше внимание на статью Олгу Окумуш – эксперта по энергетической политике, в которой рассказывается о российских инвестициях в иракские нефтегазовые проекты. Как утверждает автор статьи, Россию и Ирак связывают общие стратегические интересы. Ираку

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА implemented. And whether the news media report it or not, I’m sure that Russia and Saudi Arabia will have played major roles (certainly behind the scenes).

And this brings me to my next point. Oil&Gas Eurasia’s September issue. I’d like to draw your attention to one story in particular: energy diplomacy strategist Olgu Okumus’ report from Paris on Russian oil and gas investment in Iraq. Okumus asserts that Russia and Iraq have strategic common interests. Iraq needs Russia to insure transit corridors for Iraqi hydrocarbons through Syria to the west and Iran to the east.

Russia needs its companies to control enough Iraqi production so as to offset the negative effect any upswing in Iraqi production might have on Russian hydrocarbon sales. It is no secret that after Saudi Arabia, Iraq has the capability (if it wasn’t such a mess) to raise and lower global oil prices by simply turning on the tap. And Iraq could easily at any time replace Russia as the world’s No. 2 oil producer and No. 1 exporter of crude oil.

So read why Gazpromneft, LUKOIL and Rosneft are digging themselves in for the long-term in Iraq and why there is so much diplomatic shuttling going on between Baghdad and Moscow. There is even reportedly a new Moscow to Baghdad commercial air route opening this month (September). And I wouldn’t be at all surprised if this need for Russian assistance in guaranteeing transit east and west isn’t part of the Syrian talks as well.

The last thing anyone wants is a civil war being waged on top of their pipeline! “Anyone” refers to any of the countries represented by any of the oil companies from a “bazillion” countries (I say “bazillion” with apologizes to George W. Bush – look that one up on the Internet) with some sort of claim to an oil or gas field in Iraq. ‘Nuf said?

In this issue we’d like to greet all our friends in Kazakhstan who will be reading our September issue at KIOGE 2013 in Almaty. To my mind, Kazakhstan has more or less slipped back into an orbit around Russia.

The roots of this are historical, dating from well before the Russian Revolution. And there’s the matter of Kazakhstan’s oil and gas wealth being landlocked and sandwiched between two giants – Russia and China.

The action as I see it, is far less these days in analyzing Caspian resources. For whatever reason, there has been no political will on the part of any Caspian nation to pump enough oil to justify any of the trans-Caspian pipelines that have been talked about (ad nauseum) for the last 20 years. If I’m wrong, please write me at p.szymczak@eurasiapress.com. I love to be wrong if it means I’ll get answers from someone who knows better.

Meanwhile, what does matter is the emerging energy independence of the U.S. and its emerging export capability; Russia’s stable and preeminent role in the Eastern Hemisphere, and the continuing muddle in the Middle East and it’s “MessUpPotemia” (get the joke?

Mesopotamia?) with China ready to buy any hydrocarbons that are rerouted in their direction.

So stay with OGE in the coming months. And if you don’t mind, I’d like to make a bit of an advertising pitch for Oil&Gas Eurasia readers to start booking their delegate registrations for the SPE Arctic & Extreme Environments (AEE2013) conference October 15-17 in Moscow. Go to www.arcticoilgas.com for the latest information. Oil&Gas Eurasia is the Official Publication of the SPE event and we still have plenty of opportunities for advertising or proposing articles in our October issue, or in either of the two event-related publications – the Official Catalogue and or Show Daily Newspaper. Contact sales@eurasiapress. com for more information.

2

#9 September 2013

необходимо, чтобы Россия обеспечила транзитные коридоры для иракских углеводородов через Сирию в западном направлении и через Иран – в восточном. Что касается России, ее компании должны контролировать объемы добычи углеводородов в Ираке, чтобы, в случае их роста, нивелировать негативное влияние на продажи российских углеводородов. Ведь ни для кого не секрет, что, после Саудовской Аравии, вторая страна, способная (если бы не творящийся там «беспредел») изменять мировые цены на нефть, просто «открывая или закрывая кран» – это Ирак. И в любой момент Ирак может «потеснить» Россию со второго места среди стран-экспортеров нефти и с первого – среди поставщиков неочищенной нефти. Вы также узнаете, почему «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ» и «Роснефть» так надолго «окопались» в Ираке, и почему Багдад и Москва придерживаются политики «челночной дипломатии». По последним данным, в этом месяце (сентябре) открывается новый коммерческий авиарейс из Москвы в Багдад. И я вовсе не удивлюсь, если необходимость российской поддержки для обеспечения западного и восточного транзита также станет предметом обсуждения на сирийских переговорах. Ни одна из стран не хочет, чтобы ее трубопроводы оказались в зоне военных действий. И в данном случае «ни одна» означает любую из стран, чьи нефтяные компании претендуют хотя бы на одно нефтяное или газовое месторождение в Ираке. Думаю, больше ничего объяснять не надо? В этом выпуске мы передаем привет нашим казахстанским коллегам, которые прочтут сентябрьский номер НГЕ во время KIOGE-2013, которая пройдет в Алматы. Мне кажется, Казахстан, если можно так выразиться, вновь «пошел на сближение» с Россией. На это есть причины, берущие начало еще в дореволюционные времена. Кроме того, не имея выхода к морю, Казахстан со своими углеводородными «сокровищами» оказался «зажат» между двумя гигантами – Россией и Китаем. Вряд ли можно говорить о том, что каспийские ресурсы сегодня находятся в центре внимания – непонятно почему, но ни одно из государств Каспийского региона не проявило достаточно политической воли, чтобы качать нефть в объемах, оправдывающих существование транскаспийских трубопроводов, о которых за последние 20 лет писали и говорили неоднократно. Если я ошибаюсь, можете написать мне по адресу: p.szymczak@ eurasiapress.com. Будет приятно получить ответ на интересующий меня вопрос от более осведомленных людей. Что сегодня действительно имеет значение, так это рост энергетической независимости и экспортного потенциала США, стабильное лидерство России в Восточном полушарии, продолжающийся хаос на Ближнем Востоке, включая «Беспределопотамию» (простите, Месопотамию), а также Китай, готовый купить любые нефтегазовые продукты, перенаправленные в его сторону. Оставайтесь с нами и в следующие месяцы. И, если вы не возражаете, закончу небольшим рекламным объявлением, которое, возможно, заинтересует наших читателей: началась регистрация делегатов на Конференцию и выставку SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике – 2013 (AEE2013). Мероприятие пройдет в Москве 15-17 октября, подробная информация представлена на сайте: www.arcticoilgas.com. «Нефть и газ Евразия» является официальным СМИ, освещающим данную конференцию. Более того, в нашем октябрьском номере или в одном из двух изданий, приуроченных к проведению конференции, официальном каталоге мероприятия и ежедневной газете, мы предлагаем широкий спектр рекламных услуг и публикуем статьи, посвященные конференции. За более подробной информацией обращайтесь по адресу: sales@eurasiapress.com.

Oil&GasEURASIA

Calypso

Äîííàÿ êîñà íîâîãî ïîêîëåíèÿ Äîñòèãàÿ íîâûõ ãëóáèí äîííîé ñåéñìîðàçâåäêè

Òàêîå æå íåïðåâçîéäåííîå êà÷åñòâî èçîáðàæåíèé. Ãëóáèíà âäâîå áîëüøå. Ýôôåêòèâíîñòü âäâîå âûøå.

ION ïðåäñòàâëÿåò ñèñòåìó Calypso™, ñîçäàííóþ íà îñíîâå äîííîé òåëåìåòðè÷åñêîé êîñû íîâîãî ïîêîëåíèÿ äëÿ ïîñòðîåíèÿ ïîëíîâîëíîâûõ èçîáðàæåíèé ïðè ïëîòíîì øàãå êâàíòîâàíèÿ ïðè ãëóáèíå âîäû îò 5 äî 2 000 ì. Ñèñòåìà Calypso ðåãèñòðèðóåò äàííûå â øèðîêîì äèàïàçîíå ÷àñòîò, ïîìîãàÿ îñâàèâàòü íîâûå ïëîùàäè, èññëåäîâàòü ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì è ïðèíèìàòü âåðíûå ðåøåíèÿ ïðè ðàçðàáîòêå ìåñòîðîæäåíèé, ñîõðàíÿÿ íèçêóþ ñåáåñòîèìîñòü ðàáîò. Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.ru/calypso.

MARINE IMAGING SYSTEMS

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû >

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

>

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Russia, Syria, Saudi Arabia and the “MessUpPotamia” in Iraq – Who’s Who and What’s What? Россия, Сирия, Саудовская Аравия и «Беспределопотамия» в Ираке – кто за кем и что за чем стоит?

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

8

INVESTMENT | ИНВЕСТИЦИИ

Iraq Seeks Rus Upstream Investment Российские инвесторы в Ираке

16

This summer Iraq’s federal and regional leaders paid subsequent visits to Russia and strengthened oil contracts with the leading Russian companies. Этим летом иракские федеральные и региональные руководители вновь посетили Россию для закрепления нефтяных контрактов с ведущими российскими компаниями.

THERMAL MANAGEMENT | ТЕРМОУПРАВЛЕНИЕ

Gazprom Relies on Pentair Thermal Management to Keep Gas Flowing «Газпром» выбирает Pentair Thermal Management для своей газотранспортной системы

20

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ

ТМК Improves Oil Services Efficiency ТМК повышает эффективность нефтесервиса Shneider Electric Considers Russia Number One Market in Terms of Equipment and Various Systems for Oil&Gas Industry Россия становится для Schneider Electric рынком номер один по оборудованию и системам нефтегазовой отрасли

24

28

COMPANY | КОМПАНИЯ

Transoil Summarizes Its Performance Results For the Six Months Ended 30 June 2013

«Трансойл» подвел итоги работы

27

за первое полугодие 2013 года

FOREIGN OUTLOOK | ЗАРУБЕЖЬЕ

Going Into a Higher Gear Переход к активной фазе Going On Up Успешное развитие

4

34

38

Oil&GasEURASIA

GO THINK GREEN‌ BLUE Think Magnetrol

ÂŽ

To meet increasing regulatory, environmental, social and bottom line demands, rely on Thermatel TA2 for your energy management solutions. ĂŠ UĂŠ Natural Gas ĂŠ UĂŠ Air Flow ĂŠ UĂŠ Flare Gas ĂŠ UĂŠ Digester, LandďŹ ll and Bio Gases Visit our new portal at magnetrol.com/thermalmassow for more information on energy management and thermal ow metering technology.

MAGNETROL COM s s INFO MAGNETROL RU

#7-8 July-August 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ WELL OPERATION | ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ

ICP Prevention in Wells.

Controlling the Leak Integrity of Casing Wellhead Seals

44

Технология предупреждения МКД в скважинах. Контроль герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION POWER GENERATION | ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

MOTOR SICH Upgrades Its Power Plants «МОТОР СИЧ» модернизирует установки для производства электроэнергии

54

PIPELINES | ТРУБОПРОВОДЫ

Трубопроводы нового поколения FlexSteel

56

CHEMICAL | ХИМИЯ

Zirax-Nefteservice Offers High-performance Oilfield Chemical Engineering and Enhanced Oil Recovery Methods Высокоэффективная нефтепромысловая химия и технологии повышения нефтеотдачи пластов ООО «Зиракс-Нефтесервис»

58

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «Трансойл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

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 CONTRIBUTING EDITOR – MIDDLE EAST Olgu Okumuş CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex GUEST CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

6

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

Smit lamnalco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

INGEOSERVICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . «Бурсервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . «ВМЗ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . «БКО». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

13 19 23 31 33 53

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

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОРРЕСПОНДЕНТ – БЛИЖНИЙ ВОСТОК Олгу Окумуш РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина sales@eurasiapress.com

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

8 Shlyuzovaya emb, Suite 201, Moscow 117152, Russia.

Tel./Fax: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54.

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2013, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз.

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

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Oldham выпускает стационарный газоанализатор iTrans 2

Oldham (company belonging to the Industrial Scientific Corporation) announced recently the release of the second generation of a product which had gained great popularity among the users, a stationary gas analyzer for detection of explosive, toxic gases or oxygen iTrans 2. The gas analyzer iTrans 2 has CSA and NEPSI certificates of compliance and has come on the markets in the North and South America, and also in the Asia-Pacific region. In September iTrans 2 is supposed to receive the ATEX and IECEx conformance certificates, and soon after that – the GOST and InMetro compliance certificates.

The stationary gas analyzer iTrans 2 uses intelligent electronics making it possible to monitor one or two points of detection using one cell, which ensures the maximum flexibility, high efficiency of the device and reduced installation cost. A three- or four-wire connection makes it possible to connect over 200 transmitters to the digital network RS485, which enables monitoring of any gas combinations under particular environmental conditions.

Oldham (компания корпорации Industrial Scientific) недавно сообщила о выпуске второго поколения изделия, завоевавшего популярность среди пользователей, – стационарного газоанализатора для обнаружения взрывоопасных, токсичных газов или кислорода iTrans 2. Газоанализатор iTrans 2, имеющий сертификаты соответствия CSA и NEPSI, поступил в продажу в Северной и Южной Америке, а также Азиатско-Тихоокеанском регионе. В сентябре iTrans 2 должен получить сертификаты соответствия ATEX и IECEx, а вскоре после этого – сертификаты соответствия ГОСТ и InMetro. В стационарном газоанализаторе iTrans 2 применяется интеллектуальная электроника, позволяющая контролировать одну или две точки обнаружения при помощи одной ячейки, что обеспечивает максимальную гибкость, высокую эффективность устройства и снижение стоимости монтажа. Трехили четырехпроводниковое соединение позволяет подключать в цифровую сеть RS485 более 200 передатчиков, что обеспечивает возможность контроля любых сочетаний газов в особых условиях окружающей среды.

Other Features and Advantages of the Stationary Gas iTrans 2:

Другие характеристики и преимущества стационарного газоанализатора iTrans 2:

● Possibility of calibration without tampering with the device; ● The well-reputable technology of Oldham intelligent sensors, and such safety means as automatic sensor identification, protection against failure of return to zero and calibration failure, and access code protection; ● Communication over the MODBUS and HART buses; ● New technology based on IR-sensors; ● Programmable relays; ● Explosion-proof body made of aluminum and stainless steel.

● калибровка без вскрытия прибора; ● хорошо зарекомендовавшая себя технология интеллектуальных сенсоров компании Oldham и такие средства обеспечения безопасности, как автоматическое распознавание сенсора, защита от отказа возврата к нулю и отказа калибровки, защита кода доступа; ● связь по шине MODBUS и HART; ● новая технология на основе ИК-сенсоров; ● программируемые реле; ● взрывозащищенный корпус из алюминия и нержавеющей стали.

Sandvik SAF 2507 Helps Overcome Corrosion Problems

Решение проблем коррозии с помощью стали Sandvik SAF 2507

Sandvik is using its capabilities to supply high quality stainless steel tubing for hydraulic and instrumentation applications in the oil and gas industry and thereby helping to reduce the increasing number of corrosion-related failures.

Its products include Sandvik SAF 2507TM, a superduplex (austenitic-ferritic) stainless steel specially designed for service in highly corrosive conditions. The material offers excellent resistance to pitting corrosion and stress corrosion cracking (SCC) in chloride-bearing environ-

Используя свои возможности, компания Sandvik поставляет высококачественную трубную продукцию из нержавеющей стали для гидравлических операций и для использования в приборах в нефтегазовой промышленности, помогая, таким образом, снизить количество отказов, связанных с коррозией. Продукция компании включает Sandvik SAF 2507TM, супердуплексную (аустенитно-ферритную) нержавеющую сталь, разработанную специально для использования в высоко-коррозионных условиях. Данный материал облада-

SOURCE / ИСТОЧНИК: OLDHAM

Oldham Manufactures a Stationary Gas Analyzer iTrans 2

8

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

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

ments, which has been verified by tests and service experience.

Industry standard corrosion tests conducted by Sandvik, including ASTM G48 and ASTM A923, have shown that Sandvik SAF 2507 is one of the best materials to replace ASTM 316L for hydraulic and instrumentation tubing on offshore platforms. This follows strong concerns, expressed by leading energy and petrochemical suppliers worldwide, that the quality of austenitic stainless steels has deteriorated in the last decade.

Optimized to Fight Corrosion

SOURCE / ИСТОЧНИК: SANDVIK

Multinational energy and petrochemical companies are concerned that pricewise-aggressive suppliers are changing the amounts of certain alloying elements in stainless steels to reduce costs, meet competition and satisfy growing global demand for the material. The widely used standard stainless steels, like ASTM 316L, are prone to corrosion in exposed locations.

Tests and service experience demonstrate that Sandvik SAF 2507 is less prone to corrosion than most commonly used steels in chloride-heavy environments. The pitting resistance equivalent (PRE) number is calculated from the content of Cr, Mo and N present in an alloy and is regarded as an ideal reference point defining a material’s resistance to pitting corrosion. For aggressive topside applications a high PRE number of 40 is considered suitable. For example, the minimum PRE number for subsea applications, such as seawater injection systems and umbilical tubes, is 40 and 42.5 respectively.

While ASTM 316L and its variants like ASTM 317L have insufficient PRE values to withstand such corrosive environments, even working at the upper limits of their stan-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ет прекрасной устойчивостью к точечной коррозии и коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН) в хлорсодержащей среде, что было подтверждено испытаниями и опытом применения. Проведенные компанией Sandvik соответствующие промышленным стандартам испытания на коррозионную устойчивость, включая ASTM G48 и ASTM A923, показали, что сталь Sandvik SAF 2507 – это один из лучших материалов, который может заменить ASTM 316L в гидравлических трубах и трубах, используемых в приборах на морских платформах. Это стало ответом на серьезную озабоченность, выражаемую ведущими мировыми поставщиками в энергетическом и нефтехимическом секторе по поводу того, что в последнее десятилетие качество аустенитно-ферритных сталей ухудшилось.

Оптимизация продукции для борьбы с коррозией Транснациональные энергетические и нефтехимические организации обеспокоены тем, что агрессивные в отношении цен поставщики изменяют количество некоторых компонентов сплавов в нержавеющих сталях для снижения затрат, повышения конкурентоспособности и удовлетворения растущего мирового спроса на материалы. Такие широко используемые стандартные нержавеющие стали как ASTM 316L, подвержены коррозии в незащищенных участках. Проведенные испытания и опыт эксплуатации показывают, что сталь Sandvik SAF 2507 менее подвержена коррозии в средах с высоким содержанием хлора, чем обычно используемые стали. Эквивалентный показатель устойчивости ЭПУК к точечной коррозии рассчитывается из количества Cr, Mo и N, содержащихся в сплаве, и считается идеальной контрольной точкой, определяющей устойчивость материала к точечной коррозии. Для агрессивных условий работы на поверхности высокое значение ЭПУК, равное 40, считается приемлемым. Так, минимальное значение ЭПУК для подводного применения, например, в системах закачки морской воды и подводных шланг-кабелях, равно соответственно 40 и 42,5. В то время как ASTM 316L и его разновидности, например, ASTM 317L характеризуются недостаточными значениями ЭПУК для эксплуатации в таких коррозионных средах, даже при работе на верхнем пределе их стандартов, сталь Sandvik SAF 2507 имеет минимальное значение ЭПУК, равное 42,5. Оно заметно превышает минимально требуемое значение, равное 40. Значение ЭПУК стали Sandvik SAF 2507 значительно выше аналогичных показателей среднелегированных дуплексных нержавеющих сталей, таких как UNS S31260, которая имеет минимальное значение ЭПУК, равное 33. Эксплуатационные характеристики сравнимы с содержащими 6,0% Mo аустенитными нержавеющими сталями, такими как 254 SMOTM и AL-6XN. Однако сталь Sandvik SAF 2507 имеет определенные преимущества по сравнению с этими сталями с 6,0% Mo: она более доступНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

#9 September 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ dards, Sandvik SAF 2507 has a minimum standard PRE of 42.5. This is easily above the minimum PRE requirement of 40. The PRE value of Sandvik SAF 2507 is also significantly higher than that of medium-alloy duplex stainless steels, like UNS S31260, which has a minimum PRE of 33.

The performance levels are comparable to 6.0 percent Mo austenitic stainless steels like 254 SMOTM and AL-6XN. Yet Sandvik SAF 2507 has distinct advantages over these 6.0 percent Mo steels: it is more readily available and therefore offers lower initial costs.

на и, следовательно, цены.

имеет более низкие начальные

Прочность означает экономию затрат

Strength Equals Cost-Savings

Другим ценным преимуществом стали Sandvik SAF 2507 является ее минимальный технический предел прочности, равный 550 МПа (Н/мм2), что почти в два раза превышает этот показатель высоколегированных аустенитных сталей благодаря сочетанию аустенитной и ферритной фаз. Механическая прочность этой стали позволяет использовать более легкие конструкции с экономией веса до 50% по сравнению со стандартными видами стали.

Other valuable advantages of Sandvik SAF 2507 is its minimum proof strength of 550 MPa (N/mm2) which is nearly twice that of high-alloy austenitic steels due to its combination of austenitic and ferritic phases. Its mechanical strength can also enable lighter constructions with weight savings of up to 50 percent over standard steels.

Компания Smith Bits выпустила резец PDC ONYX 360 для увеличения срока работы бурового долота

Компания Smith Bits, принадлежащая Schlumberger, объявила о выпуске поликристаллических алмазных (PDC) резцов ONYX 360*. Впервые в промышленности, эта уникальная технология позволяет PDC резцу вращаться в процессе бурения на 360°, за счет чего значительно увеличивается срок работы долота в абразивных породах при общем увеличении ресурса Smith Bits, a Schlumberger company, announced the долот и проходки за рейс. release of the ONYX 360* rolling polycrystalline diamond Размещаемый в области наибольшего износа режущей compact (PDC) cutter. An industry first, this unique tech- поверхности долота, резец ONYX 360 использует всю алмазnology enables a PDC cutter to rotate 360° while drilling, ную кромку для срезания породы по мере вращения долота, significantly improving drillbit durability in abrasive for- таким образом, износ распределяется по всей окружности. mations and extending drillbit life and footage drilled per Для сравнения, в традиционных PDC долотах используетrun. ся лишь небольшая часть режущего края. Такое вращение Strategically positioned in the highest wear areas of позволяет алмазному краю резца оставаться острым дольше, a drill bit’s cutting structure, the ONYX 360 rolling cutter с повышением механической скорости бурения и увеличениuses its entire diamond edge to shear the formation as the ем срока работы долота по сравнению с технологией долот bit rotates, thereby distributing wear over its full circum- премиум-класса с запрессованными поликристаллическими ference. Comparatively, only a small fraction of the cutter алмазными резцами. Вращение нового PDC резца на 360° edge is used in a conventional PDC bit. This rotation allows также уменьшает образование тепла при трении, что споthe cutter’s diamond edge to stay sharp longer, increasing собствует уменьшению износа и меньшему числу СПО для penetration rates and extending drillbit life compared to замены долота. premium fixed PDC cutter technology. The new PDC cutВ ходе лабораторных испытаний, резец ONYX 360 оцеter’s 360° rotation also reduces frictional heat buildup, нивался в сравнении с долотом премиум-класса с запрессоresulting in less wear and fewer bit replacement trips. ванными поликристаллическими алмазными резцами при In laboratory tests, the бурении блока твердого гранита.

ONYX 360 rolling cutter was После 90 проходов в данной пороevaluated against a premium де, у долота с запрессованными fixed PDC cutter drilling a поликристаллическими алмазblock of hard granite. After ными резцами отмечено полное 90 passes on this test forпритупление режущего края, в то mation, the premium fixed время как у резцов ONYX 360 не cutter developed an extreme было замечено никаких признаков wear flat compared to the износа даже после 540 проходов, ONYX 360 rolling cutters, что говорит о значительном улучwhich showed virtually no шении срока службы резцов. sign of wear even after 540 В ходе полевых испытаний passes indicating a signifiбыло проведено более 80 рейсов cant improvement in cutter инструмента и пробурено 130 durability. тыс. футов породы. При бурении в During field test- ● Industry-first rolling PDC cutter stays sharp longer, extending гранитных наносах Центральной run length in abrasive formations. ing, more than 80 runs части США (Midcontinent Granite ● Первые в промышленности вращающиеся PDC and 130,000 feet were Wash), буровые долота PDC были резцы остаются острыми дольше, с увеличением drilled. In the United States оснащены резцами ONYX 360 для продолжительности рейса в абразивных породах.

Midcontinent Granite Wash, повышения проходки. В ходе одноSOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Smith Bits Releases ONYX 360 Rolling PDC Cutter for Improved Drillbit Durability

10

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

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

PDC drill bits were fitted with the ONYX 360 rolling cutters to increase the amount of footage drilled. In one field test, footage was extended by 57 percent in the abrasive sandstone formation while ROP increased 26 percent. The new rolling cutters also exhibited uniform wear with no cutter loss and 100 percent cutter rotation compared to premium PDC fixed cutters that showed greater wear with less footage drilled

го полевого испытания проходка в абразивном песчанике была увеличена на 57%, а механическая скорость бурения выросла на 26%. У новых резцов также отмечен равномерный износ без потери режущих элементов, а также вращение 100% резцов в отличие от долот премиум-класса с запрессованными поликристаллическими алмазными резцами, которые показали более высокий износ при меньшей проходке.

Компания Siemens получила заказ от ТПЭ

Siemens Received a TPE’s Order

SOURCE / ИСТОЧНИК: SIEMENS

Siemens will deliver the key components for a power station that is going to supply the future Yamal LNG (Liquified Natural Gas) production plant in Northern Russia with electricity and heat. The Siemens scope of supply comprises the design, manufacture, factory testing, delivery, installation and commissioning of eight SGT-800 industrial gas turbines as well as nine step-up transformers. Four of these turbines will additionally be equipped with waste heat recovery units. The power plant will have an electrical output of 376 megawatts (MWe). The order has been placed by the Russian engineering company Technopromexport (TPE), which is a wholly owned subsidiary of Rostec State Corporation. TPE is an EPC company which is recognized as the winner for the above project based on the results of the tender. Located onshore, in the Arctic area of the Yamal Peninsula in the North of Western Siberia, the Yamal LNG project is to develop the wet gas resources of the YamalNenets region. Shareholders of the plant operator OJSC Yamal LNG are the Russian electric company NOVATEK (60 percent) and the French Total (20 percent), Chinese CNPC (20 percent).

The Siemens SGT-800 industrial gas turbine combines a reliable robust design with high efficiency and low emis-

● The photo shows the Siemens gas turbine SGT-800. ● Газовая турбина компании Siemens SGT-800.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания Siemens поставит основные компоненты для силовой установки, которая будет обеспечивать электричеством и теплом будущий ямальский завод по производству СПГ (сжиженного природного газа) на севере России. Объем работы компании Siemens включает проектирование, изготовление, заводские испытания, доставку, установку и ввод в эксплуатацию восьми SGT-800 промышленных газовых турбин, а также девяти повышающих трансформаторов. Четыре из восьми турбин будут дополнительно оснащены установками утилизации отходящего тепла. Электрическая мощность силовой установки составит 376 мегаватт (МВт). Заказ был размещен российской инженерно-технической компанией «Технопромэкспорт» (ТПЭ), стопроцентной дочерней компанией государственной корпорации «РОСТЕХ». ТПЭ – это компания, занимающаяся проектированием, закупками и строительством, которая выиграла тендер на вышеупомянутый проект. Располагающийся на суше, в арктическом районе полуострова Ямал на севере Западной Сибири, ямальский завод СПГ должен перерабатывать конденсатный газ ЯмалоНенецкого округа. Акционерами оператора завода ОАО «Ямал СПГ» являются российская газодобывающая компания ОАО «НОВАТЕК» (60%), французская компания Total (20%) и китайская компания CNPC (20%). Промышленную газовую турбину SGT-800 компании Siemens отличает сочетание надежной прочной конструкции с высокой эффективностью и низким уровнем выбросов; она соответствует требованиям эксплуатации в таких суровых климатических условиях, какие существуют к северу от Полярного круга.

Негерметичность колонн ликвидируют с применением полимерцемента Специалистами «ТатНИПИнефти» разработана новая технология крепления скважин и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с использованием полимерцемента. Предложенная технология защищена патентом РФ N.2382172. Суть метода заключается в том, что за эксплуатационную колонну последовательно закачивают полимерный состав, цементный раствор и на завершающей стадии Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

11

#9 September 2013

sions and is qualified especially for such harsh climate conditions like in the area north of the Arctic Circle.

Polymer Slurry to Help with Production Tubing Leaks Elimination Professionals of TatNIPIneft have developed a new technology of well casing and elimination of production tubing leaks using polymer/cement slurry.

The proposed technology is protected by RF patent No.2382172. The method implies that a polymer composition, cement slurry and at the final stage of cementing a polymer/ cement mixture are sequentially injected in the amount sufficient to fill the annular space in the productive layer interval.

Fragility of the resulting synthetic resin based polymer/cement stone is lower in comparison with the cement stone. This increases the resistance of the polymer/cement stone to alternating loads, which the cement sheath in the annulus of the pay zone is constantly exposed to in the process of perforation and operation of wells. The cured polymer/cement stone demonstrates high corrosion resistance in corrosive reservoir fluids.

Various synthetic resin based polymer/cement compositions are used as a plugging material, which cure in the cement slurry environment.

A Center for Oil Spill Response Technology Transfer Will be Set Up in Russia

12

SOURCE: TATNIPINEFT / ИСТОЧНИК: ТАТНИПИНЕФТИ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

цементирования – полимерцементный раствор в том объеме, который необходим для заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта. Образующийся полимерцементный камень на основе синтетических смол обладает пониженной по сравнению с цементным камнем хрупкостью. В результате повышается стойкость полимерцементного камня к знакопеременным нагрузкам, которым в процессе перфорации и эксплуатации скважин постоянно подвергается цементное кольцо в заколонном пространстве продуктивной зоны. Отвердевший полимерцементный камень обладает повышенной коррозионной стойкостью в агрессивных пластовых жидкостях. В качестве тампонажного материала применяются различные полимерцементные растворы на основе синтетических смол, которые отвердевают в среде цементного раствора. Закачивание полимерного состава перед цементным раствором необходимо для того, чтобы полимерный состав, проникая в породу и глинистую корку, равномерно распределялся и отвердевал, образуя прочный непроницаемый экран в приствольной части породы. Разработанный метод улучшает структурно-механиче-

В России создадут центр обмена технологиями ликвидации нефтяных разливов

An oil spill response technology transfer center could be set up in Russia within a year for technological exchange with other countries. This was reported to ITAR-TASS by Sergei Donskoi, Head of the RF Ministry of Natural Resources and Ecology in midAugust.

“There is an initiative of Gazprom on setting up a training center aimed at exchange of technologies and procedures for oil spill responses. It can appear in the near future. As drilling operations in the Arctic region will start in 2014, this center can be established within a year,” said the Russian Minister.

According to him, “At present, large-scale operations are initiated aimed at development of this (Arctic – note of ITAR-TASS) territory; therefore it is necessary to develop actions of international cooperation on reduction of oil spill risks.”

The Latest Large Oil Spills In January of 2013, an oil pipeline rupture took place in the Rostov Region, with a crude oil spill on the territory of approximately 1.5 hectares. There was no threat to the population.

In June, an oil spill took place at the coast of Northern Cyprus during oil transfer from a tanker to the thermal power station tanks. In the result of this accident, 40 tons of oil was spilled into the Mediterranean Sea. On the 9th of July, as a result of a cargo train accident in the Canadian province of Quebec, nearly 100,000 liters of crude was spilled. It caused the danger of pollution of a large waterway, the Saint Lawrence River, which flows also on the U.S. territory.

In August, a large spill of diesel fuel happened in the Philippines.

500 liters of fuel was spilled into Manila Bay.

В течение года в России может быть создан центр по обмену с другими странами технологиями ликвидации разливов нефти. Об этом сообщил в середине августа ИТАР-ТАСС глава Министерства природных ресурсов и экологии РФ Сергей Донской. «Есть инициатива „Газпрома“ о создании учебного центра по обмену технологиями, механизмами по ликвидации нефтеразливов. В ближайшее время он может появиться. Поскольку бурение в Арктике начнется с 2014 года, в течение года такой центр может быть создан», – сказал российский министр. По его словам, «сейчас разворачиваются масштабные работы по освоению этой (арктической – прим. ИТАР-ТАСС) территории, поэтому необходимо выработать меры международного сотрудничества по снижению рисков разлива нефти». Последние крупные разливы нефти В январе 2013 года в Ростовской области прорвало нефтепровод, произошел разлив сырой нефти на площади около 1,5 га. Угрозы населению не было. В июле разлив нефти произошел у побережья северного Кипра, при ее перекачке с танкеры в резервуары теплоэлектростанции. В Средиземное море в результате аварии вытекло 40 т нефти. В результате аварии товарного поезда в канадской провинции Квебек 9 июля произошел разлив примерно 100 тыс. л сырой нефти. Возникла угроза загрязнения крупной водной артерии – реки Святого Лаврентия, протекающей также по территории США. В августе на Филиппинах произошла крупная утечка дизельного топлива. В Манильский залив вылилось около 500 л горючего.

ITAR-TASS

ИТАР-ТАСС

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

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

The injection of the polymer composition prior to the cement mortar is necessary for the polymer composition to evenly distribute and solidify after penetration into the rock and the mud cake, forming a solid impermeable barrier in the near-wellbore part of the rock. The developed method improves the structural and mechanical properties of the filter cake and the rock contacting with the cake. This saves the reservoir properties due to the formation of the impermeable polymer based barrier in the near-wellbore part. Filling of the reservoir interval annulus with 10-20 m of polymer/cement material overlap in the final stage of cementing provides for high sealing contact of the polymer/cement slurry with the polymer/cement cake crust and the casing metal.

Application of the polymer/cement slurry for the production string sealing will allow the Company’s professionals to effectively carry out both sealing and additional sealing of production strings as the resulting polymer/cement slurry filtrate has a high penetrating power, while the cement slurry does not penetrate into the formation pores and fractures. Therefore, the filtrate containing resin penetrates and cures in tight channels and eliminates leakage, while the formed polymer/cement stone prevents squeezing of the filtrate in the process of its curing. Moreover, the resin specifically gets into the leak channels and is not diluted with the reservoir fluids on the way to the wellbore, which typically occurs when pumping pure resins as their density is less than the density of the reservoir fluids.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ские свойства глинистой корки и контактирующей с ней породы. При этом сохраняются коллекторские свойства пласта благодаря формированию в приствольной части скважины непроницаемого экрана из полимерного материала. Заполнение интервала продуктивного пласта в заколонном пространстве с перекрытием его на 10-20 м полимерцементом на завершающей стадии цементирования обеспечивает высокую герметичность контакта полимерцементного раствора с полимерглинистой коркой и металлом обсадной колонны. Использование полимерцементных растворов при герметизации эксплуатационных колонн позволит специалистам компании эффективно проводить как герметизацию, так и догерметизацию эксплуатационных колонн, поскольку выделяющийся фильтрат полимерцементного раствора обладает высокой проникающей способностью, тогда как цементный раствор не проникает в поры и трещины пласта. Таким образом, фильтрат, содержащий смолу, проникает и отвердевает в малопроницаемых каналах и ликвидирует негерметичность, а сформировавшийся полимерцементный камень не дает возможности выдавить фильтрат в процессе его отверждения. Причем смола адресно попадает в каналы негерметичности и не разбавляется пластовыми жидкостями при доставке ее по стволу скважины, что обычно происходит при закачке чистых смол, так как их плотность меньше плотности пластовых жидкостей.

What we do

Leading provider of marine services in the following areas: • Oil & gas terminals • LNG terminals • SPM terminals • Floating Production (FLNG, FPSO, FSO) • Mining logistics

The leading provider of marine support services

Head office The Netherlands T +31 10 454 9911 (24/7)

Russia T +7 8617 300 630 info@smitlamnalco.com

SMITLAMNALCO.COM

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

13

#9 September 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Damen’s World Diamond Shines Through

Блеск бриллианта – судно компании Damen World Diamond

World Diamond, the platform supply vessel delivered to Norwegian owner World Wide Supply is the first of six such vessels built to a completely new and distinctive design from Damen.

The 80.1-meter length PSV 3300 will undertake crew and materials transport under Remøy Management operation to and from offshore platforms but also offers firefighting and oil pollution recovery capability. Main duties will involve the transport of different cargo (fuel, potable water, salt brine, cement, barite, drilling mud, drilling pipes, etc.) and crews to and from offshore drilling rigs and production platforms in support of hydro carbon exploration and production activities. The vessel can also carry ISO container on deck for diverse cargo.

World Diamond has been offered for spot charter in the North Sea market, as will a second vessel in the series.

Equipped with azimuthing thrusters and for dynamic positioning (DP2), the design is distinguished by slender hull lines to meet challenging conditions and minimised fuel consumption, as well as enhanced crew comfort.

Судно для обеспечения нефтяных платформ World Diamond, доставленное норвежскому владельцу World Wide Supply, – первое из шести подобных судов, построенных компанией Damen по совершенно новому проекту. Судно типа PSV 3300 длиной 80,1 м будет осуществлять перевозку персонала и материалов под руководством компании Remøy Management к морским платформам и обратно. Судно также оснащено оборудованием, обеспечивающим возможность пожаротушения и ликвидации разливов нефти. Основные функции включают перевозку различных грузов (топлива, питьевой воды, соляного раствора, цемента, барита, бурового раствора, бурильных труб и пр.) и персонала на морские буровые установки и добычные платформы и обратно для поддержки работ по разведке и добыче углеводородов. На палубах судов могут также устанавливаться стандартные контейнеры ISO для других грузов. Судно World Diamond предложено для срочного фрахта на рынке Северного моря; второе судно данной серии будет использоваться там же. Оно будет оснащено азимутальными винторулевыми колонками и движителями системы динамического позиционирования (DP2). Его конструкцию отличают острые обводы корпуса – для сложных условий движения, снижения потребления топлива и обеспечения повышенного комфорта для команды.

Diamond Triple E Developed after extensive CFD studies and hull testing at Maritime Research Institute Netherlands (MARIN) to verify the results, the PSV 3300 is built to Damen’s “E3” principles – environmentally friendly, efficient in operations and economic – the vessel is distinguished by its sleek bow, slender hull lines and diesel electric propulsion with azimuth stern drives. This combination has been developed to minimise slamming and to balance a relatively high cargo intake with low fuel consumption, not only in calm water but also in rough seas. The azimuthing thrusters with ducted propellers in conjunction with the bow thrusters provide a very accurate station keeping performance.

The vessel features DP2 capability as well as newly designed anti-roll tanks, while smooth surfaces and a distinct lack of angles, lines and recesses also have a positive effect on the durability of coatings. Other notable features of design include a new sheltered foredeck and an optimised superstructure for crew comfort, while the steelwelded wheelhouse is mounted on top of the deckhouse to ensure an optimal view in all directions.

The design includes Damen’s unique bow, conceived to achieve superior sea-keeping, reduce slamming over conventional designs by as much as 70 percent and optimise crew comfort. Safety and comfort come first.

The vessel features a large 728 sq. meter main deck and can carry 10 percent more cargo than Damen’s former PSV. Even though it has a larger cargo capacity, the new vessel has the same speed performance with the same engine size, facilitating significant savings in fuel costs and emissions per ton of transported cargo.

The vessel offers an endurance of 28 days, calculated on the basis of 80 percent of operations being in transit, 15 percent in DP mode and 5 percent as time in port. The design has benefited from operational studies carried out on earlier generations of Damen PSV 3000 vessels operating in the North Sea and in Brazilian waters.

14

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

Преимущества судна Судно разработано на основе полномасштабных гидродинамических исследований и испытаний корпуса, проведенных в Морском исследовательском институте Нидерландов (MARIN), и построено в соответствии с тремя важными принципами компании Damen «Э3» – экологической безопасностью, эффективностью работы и экономичностью; оно отличается обтекаемой носовой частью, острыми обводами корпуса и наличием дизель-электрической гребной установки с азимутальными поворотно-откидными колонками. Такое сочетание обеспечивает минимизацию так называемого слеминга и поддержание в равновесии относительно большого поступающего груза при низком потреблении топлива не только в спокойной воде, но и при большом волнении моря. Азимутальные винторулевые колонки с гребными винтами в направляющих насадках, в сочетании с носовыми подруливающими устройствами, обеспечивают высокую точность при удержании судна в заданной точке. Судно оснащено системой динамического позиционирования DP2 и недавно разработанными успокоительными цистернами; гладкие поверхности и очевидное сокращение числа углов, линий и углублений положительно влияют на долговечность покрытий. Другие конструктивные особенности включают новый закрытый бак и улучшенную надстройку для повышения комфорта для команды, а сварная стальная рулевая рубка установлена в верхней части надстройки, что обеспечивает оптимальный обзор во всех направлениях. Компания Damen разработала уникальную носовую часть, созданную для обеспечения превосходных мореходных качеств, при этом слеминг снижается в сравнении с традиционными конструкциями на 70%, и оптимизируется комфорт для команды. Безопасность и комфорт стоят на первом месте. У судна большая главная палуба (728 м²), вмещающая на 10% больше груза, чем предыдущее поколение PSV компании Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: DAMEN

№9 Сентябрь 2013

● A multi-functional World Diamond vessel offers a wide range of offshore support duties. ● Судно World Diamond может выполнять широкий спектр задач по поддержке морских работ.

Particular attention has been paid to accommodation in the design and construction of World Diamond, in line with the 24/7 offshore industry. Outfitting is according to high comfort standards. Each cabin has access to the Internet, radio and television. The vessel offers accommodation for 16 crew plus six passengers.

Although World Diamond is primarily designed as a PSV, the platform can also fulfil other offshore support duties, such as diving support (Remotely Operated Vehicles), drilling or well stimulation. The vessel is also suitable for firefighting operations, while the aft part of the maindeck foundations can accommodate oil recovery equipment.

The vessel is powered by a diesel electric solution with Tier II-compliant Caterpillar engines; two C3512 generator sets in combination with two C32 TTA generator sets. It is also equipped with two Schottel azimuth propellers and two tunnel thrusters.

Integrated Thinking World Diamond also features a state-of-the-art Integrated Automation System (IAS) that incorporates a redundant topology reflecting the vessels design intent (half-ship design philosophy). This applies to controllers, communication, IOs and power supply. The system is provided with monitoring and control mimics for alarms, Power Management, all kinds of auxiliary systems, ballast system and cargo systems.

Also notable is the wheelhouse, whose ergonomic design offers closed bridge wings, sun awn protection by top head extension, inclined windows and uniformity in the lay-out and execution of the control panels. Large network-connected multi-function displays provide a very user-intuitive and flexible presentation and control of all equipment. The wheelhouse conforms to the latest Class requirements such as NAV1, IBS and NAUT-OSV (A). This ensures a panoramic view, ergonomic consoles and chairs, intuitive operation of equipment, bridge alarms which are included in the IAS and many other features.

The dynamic positioning system, delivered by Marine Technologies LLC, is designed according to Lloyds Register DP (AA) and DNV DYNPOS AUTR. It offers two operator stations in aft bridge and DP Joystick terminals in aft bridge and in bridge wings.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Damen. При более высокой грузоподъемности, новое судно имеет такие же скоростные характеристики и такой же размер двигателей, таким образом обеспечивается существенное сокращение затрат на топливо и выбросов на тонну перевозимого груза. Продолжительность автономного плавания судна – 28 дней, она рассчитана на основе 80% работы в транзитных условиях, 15% в режиме динамического позиционирования и 5% – время в порту. При проектировании использовались эксплуатационные исследования предыдущих поколений судов Damen PSV 3000, работающих в Северном море и водах Бразилии. При проектировании и строительстве World Diamond особое внимание уделялось жилым помещениям, в соответствии с режимом работы в морском секторе 24/7. Отделка блоков судна соответствует высокими стандартам удобства. В каждой каюте есть доступ к Интернету, радио и телевидение. Судно рассчитано на 16 членов команды и шесть пассажиров. Судно изначально проектировалось как PSV, но может выполнять и другие задачи по поддержке морских работ: обеспечение водолазных работ (подводные аппараты дистанционного управления), бурение или интенсификацию притока. Судно пригодно и для операций по пожаротушению, а в кормовой части фундамента основной палубы может размещаться оборудование для добычи нефти. Работу судна обеспечивает дизель-электрическая система с установками Caterpillar, соответствующими стандарту по выбросам Tier II; два комплекта генераторов C3512 в сочетании с двумя комплектами генераторов C32 TTA. Оно также оснащено двумя two азимутальными движителями Schottel и двумя туннельными подруливающими устройствами.

Комплексное мышление На судне установлена новейшая комплексная система автоматизации (КСИ), предусматривающая резервную топологию, отражающую конструкторский замысел. Это касается контроллеров, системы связи, вводов/выводов и энергообеспечения. В системе предусмотрен мониторинг и мнемосхемы управления для аварийной сигнализации, управление энергопотреблением, всевозможные вспомогательные системы, балластные и грузовые системы. Эргономичная конструкция рулевой рубки предусматривает закрытые крылья мостика, защиту от солнца вытягивающейся частью крыши, наклонные окна и равномерное размещение панелей управления. Большие многофункциональные экраны обеспечивают простое для пользователя, гибкое отображение и управление всем оборудованием. Рулевая рубка соответствует всем последним требованиям для данного класса, таким как NAV1, IBS и NAUT-OSV (A). В ней предусмотрен панорамный вид, эргономичные пульты управления и рабочие кресла, простое управление оборудованием, системы сигнализации на мостиках, входящие в КСИ, а также много других особенностей. Система динамического удержания судна в заданной точке, поставленная компанией Marine Technologies LLC, разработана в соответствии с требованиями Регистра Судоходства Ллойда Lloyds Register DP (AA) и DNV DYNPOS AUTR. Она предусматривает два пульта управления на кормовом мостике и пульты рычагов дистанционного управления динамическим позиционированием (DP Joystick) на кормовом мостике и на крыльях мостика.

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

15

INVESTMENT

Iraq Seeks Rus Upstream Investment Российские инвестиции в Ираке Olgu Okumuș

Олгу Окумуш

his summer Iraq’s federal and regional leaders paid subsequent visits to Russia and strengthened Russian Gazprom Neft, LUKOIL, and Rosneft oil contracts, while Iraq’s internal dispute over hydrocarbon revenue sharing continues to force international investors to choose either central or regional governments’ fields to exploit but not both. Maintaining equilibrated relations with Moscow secures Baghdad’s cross-border oil transport in Iran and Syria and benefits Erbil with generous offers. Meanwhile, Russian investors anticipate the risk of a degrading Russian monopoly if the Iraqi market operates in full capacity, and seek to control this ascending concurrent.

тим летом иракские федеральные и региональные руководители в очередной раз посетили Россию для закрепления нефтяных контрактов с такими российскими компаниями как «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ» и «Роснефть»; при этом внутренний иракский конфликт по поводу распределения доходов от продажи углеводородов по-прежнему вынуждает международных инвесторов выбирать месторождения либо центрального правительства, либо региональных, но не те и другие. Поддержание уравновешенных отношений с Москвой позволяет Багдаду транспортировать нефть через границу в Иран и Сирию и обеспечивает провинцию Эрбил выгодными предложениями. В то же время, российские инвесторы опасаются риска разрушения российской монополии, если иракский рынок будет работать на полную мощность, и ищут пути контроля этого усиливающегося фактора.

T

Э

Iraqi Authorities Favored Russia as a Summer Destination This year in June, Kurdistan Regional Government (KRG) President Massoud Barzani accompanied by Falah Mustafa, head of the KRG’s foreign relations, and Hersh Muharam, head of the Investment Board of the KRG met Gazprom’s chairman Alexei Miller in St. Petersburg. In July, Iraqi Prime Minister Nuri al-Maliki and Iraqi Oil Minister Abdul Karim Luaibi held talks in Moscow with Russia’s second-largest oil producer, LUKOIL Holdings. To enhance this impetus, Russian and Iraqi authorities have even agreed on the opening of a direct air route between Baghdad and

16

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

● Gazprom Neft signed a contract to develop Iraqi Badra field at the beginning of 2010. ● «Газпром нефть» подписала контракт на разработку месторождения Бадра в Ираке еще в начале 2010 года.

Планируя летние поездки, иракские власти предпочли Россию В июне этого года, президент регионального правительства Курдистана (КРГ) Масуд Барзани в сопровождении Фалаха Мустафы, министра иностранных дел, и Херша Мухарама, главы инвестиционного управления КРГ встретились с главой компании «Газпром» Алексеем Миллером в Петербурге. В июле Премьер-министр Ирака Нури АльМалики и Министр нефтяной промышленности Ирака Абдул Карим Луайиби провели переговоры в Москве со вторым по значимости российским производителем нефти, ОАО «ЛУКОЙЛ». Для усиления этого импульса российское и иракское руководство даже договорились об открытии в сентябре 2013 года прямой авиалинии между Багдадом и Москвой. По информации, предоставленной полуофициальным агентством Аль-Иракийя, руководители также договорились о содействии въезду бизнесменов в Россию. На обеих встречах российские инвесторы подробно остановились на достижениях в сотрудничестве по разведке, разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений как на севере, так и в остальной части страны, в то время как международные нефтяные компании (МНК) активно перемещаются с южных месторождений, контролируемых федеральным правительством, на северные месторождения, контролируемые КРГ.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

● Gasprom Neft started drilling the first appraisal well at

Badra field in Iraq in November 2011. ● «Газпром нефть» приступила к бурению первой оценочной скважины на иракском месторождении Бадра в ноябре 2011 года

Moscow, beginning after September 2013. According to a report by the semi-official press agency Al-Iraqiya, authorities have also agreed to facilitate the entry of businessmen to Russia. In both meetings Russian investors elaborated on progress with interactions in oil and gas field exploration, development, and operation in the north as well as in the rest of the country, while international oil companies (IOCs) are shifting progressively from southern fields controlled by the federal government to northern fields controlled by the KRG.

North vs. South When Baghdad held its first postwar oil licensing round in June 2009, giant IOCs like ExxonMobil, Royal Dutch Shell, and BP showed eager interest, but by May 2103 (the fourth round) no IOC was present. Not all Iraq lost its appeal, however, 2012’s trend was contracting with the semi-autonomous KRG, rather than the federal government. The US’ Exxon and Chevron, France’s Total SA, and Russia’s Gazprom Neft led this move, expecting to increase production from 200,000 barrels a day to 1 million by 2015, equivalent to one-tenth of Russia’s entire production (10.4 ● Iraq Crude Oil Exports, 2012. ● Экспорт сырой нефти Ираком в 2012 году.

Other / Другие

Europe / Европа

10%

20%

USA / США

China / Китай

19%

13%

Other Asia / Остальная Азия

19% India / Индия

19%

India / Индия

19% SOURCE: LLOYD'S LIST INTELLIGENCE – APEX DATABASE

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

ИНВЕСТИЦИИ

Север против юга Когда в июне 2009 года Багдад проводил первый послевоенный нефтяной лицензионный аукцион, гигантские МНК, такие как ExxonMobil, Royal Dutch Shell и BP проявляли активный интерес, но на четвертом аукционе в мае 2103 года уже не присутствовало ни одной МНК. Однако не весь Ирак утратил свою привлекательность, тенденция 2012 года состояла в заключении контрактов с полу-автономным КРГ, а не с федеральным правительством. В этом направлении двигались американские компании Exxon и Chevron, французская Total SA и российская «Газпром нефть», рассчитывая к 2015 году увеличить добычу с 200 тыс. барр./сут. до 1 млн барр., что эквивалентно одной десятой всего объема российской добычи (10,4 млн барр./сут.) и половине объема добычи Алжира (1,9 млн барр./сут.). Снижение привлекательности Багдада стало результатом целого ряда экономических, политических, юридических проблем, а также проблем, связанных с безопасностью в нефтяном секторе. В 2005 году иракский парламент принял новую конституцию, но до сих пор не пришел к единому мнению в отношении закона о разделе доходов от продажи углеводородов. Этот пробел в законодательстве создает политическую напряженность между федеральным и региональными правительствами и подрывает инвестиционную надежность. Багдад считает курдские сделки незаконными и отказывается выплачивать нефтяным компаниям, работающим в Курдистане, их долю экспортных доходов. В ответ КРГ прекратило экспорт нефти по иракскому магистральному нефтепроводу Киркук-Юмурталик. Фактически Багдад дал понять нефтяным компаниям, что они могут работать на юге или на севере, но не в обеих частях страны. Щедрость контрактов по долевому распределению добычи, предлагаемых КРГ, в сравнении с ограниченным доходом, предусматриваемым сервисными контрактами, заключаемыми с федеральным правительством, делает инвестиции в северные месторождения значительно более выгодными и привлекательными.

Россия в Ираке: лучшая конкуренция – это сотрудничество В неспокойной обстановке Ирака, российские энергетические гиганты «Газпром нефть» и «ЛУКОЙЛ» работают с обеими сторонами, а недавно переговоры с Багдадом начала также компания «Роснефть» Возникает вопрос: что же делает Ирак таким привлекательным для российских инвесторов? Застой российского энергетического сектора подтолкнул российских инвесторов к поиску новых рынков, а потенциал Ирака в разрушении доминирующего положения России на евразийском рынке и занятии места в мировой конкуренции с Саудовской Аравией толкает их к завоеванию этого рынка, пока не станет слишком поздно. По данным Международного энергетического агентства, у Ирака есть возможность обеспечивать к концу следующего десятилетия 45% мировой добычи нефти. В этом случае, Россия может потерять лидерство среди экспортеров нефти. Кроме того, КРГ располагает запасами газа в объеме 2,8 трлн м3, что превышает газовые запасы Азербайджана почти в пять раз. Таким образом, эффективная эксплуатация курдских залежей газа может поставить под угрозу восходящую звезду газодобычи в Азербайджане. Инвестируя в месторождения Ирака в обеих частях страны, Россия рассматривает их в долгосрочной перспективе. Она стремится не конкурировать, а сотрудничать

17

#9 September 2013

INVESTMENT PHOTO: LUKOIL / ФОТО: ЛУКОЙЛ

millions barrels per day) and half с потенциальным энергетическим лидером ● Lukoil shows interest in the Kirkuk oil of Algeria’s production (1.9 milрегиона. field development. lion barrels per day). ● «Лукойл» проявляет The decline of Bagdad’s Компания «ЛУКОЙЛ» проводит заинтересованность в разработке attractiveness is a result of ecoразведку на юге; Ирак защищает месторождения Киркук. nomic, political, juridical, and иранский и сирийский security challenges in its oil secэкспортные пути tor. The Iraqi parliament accepted a new constitution in 2005, В июле аль-Малики заявил, что «его праbut has still not been able to build вительство относится с доверием ко втоa consensus on a hydrocarbon рой по величине нефтедобывающей компаrevenue sharing law. This juridiнии России ОАО «ЛУКОЙЛ», как к надежной cal gap creates political tension фирме». Глава компании «ЛУКОЙЛ» Вагит between regional and federal Алекперов выразил большой интерес к нефтяgovernments and jeopardizes ному месторождению Киркук, запасы котоinvestment reliability. Baghdad рого оцениваются в 2 млрд т. Он сказал, что considers the Kurdish deals illeроссийские компании планируют удвоить gal and refuses to pay oil comинвестиции в сектор извлечения нефти и panies operating in Kurdistan нефтехимическую промышленность за счет their share of export revenues. In вложений в месторождение Западная Курнаretaliation, the KRG has stopped 2 и Блок 10, а также в работы по дополниoil exports through Iraq’s Kirkukтельной разработке гигантского нефтяного Yumurtalik oil transit pipeline. месторождения Ирака Киркук. Консорциум Baghdad has, in effect, told oil companies they can work компаний «ЛУКОЙЛ» и Statoil заработает $1,15 на баррель either in the south or in north, but not in both. The gen- запасов нефти на месторождении, которое будет давать 1,8 erosity of production-sharing contracts offered by the млн барр./сут. – Западная Курна-2.

KRG compared to the restricted income of technical serВ 1997 году Саддам Хусейн дал компании «ЛУКОЙЛ» vice contracts signed with the federal government makes права на разработку нефтяных месторождений, но когда investments in northern fields more lucrative and attrac- «ЛУКОЙЛ» отказался нарушать санкции ООН в отношении tive. Ирака, тогдашний режим аннулировал контракт. «ЛУКОЙЛ» возобновить эту сделку с 2003 года, после того как Москва списала большую часть долга Ирака в $12,9 млрд.

Russia in Iraq: Cooperation Is the Best

Competition In Iraq’s troubled environment, Russian energy giants Gazprom Neft and LUKOIL have been operating on both sides, and Rosneft has also begun talks with Baghdad.

A question emerges: what makes Iraq so attractive for Russian investors? The Russian energy sector’s stagnation pushed Russian investors to explore new markets, Iraq’s potential to overthrown Russia’s dominant position in Eurasian market, and to take its place in its global competition with Saudi Arabia, attracts them to conquer this market before it becomes too late.

According to the International Energy Agency, Iraq will have the capacity to produce 45 percent of global oil supply by the end of the next ten years. This could put Russia at risk to become the world’s second-largest exporter. In addition, the KRG holds 2.8 trillion cubic meters of gas reserves – some five times more than Azerbaijani reserves. So efficiently exploited Kurdish gas can also threaten Azerbaijan’s rising gas star.

By investing in both sides of Iraqi fields, Russia is looking at the long term. It is aiming not to compete but to cooperate with the region’s potential energy leader.

LUKOIL Explores the South; Iraq Secures Iranian and Syrian Export Roads In July al-Maliki said “his government trusts Russia’s second-largest oil producer, LUKOIL Holdings, as a reliable firm.” The head of LUKOIL, Vagit Alekperov, has shown keen interest in the Kirkuk oil field, the reserves of which are estimated at 2 billion tons. He has said Russian com-

18

«Газпром нефть» концентрирует свое внимание на севере и на блоке Бадра Встреча Барзани с представителями компании «Газпром» завершила серию переговоров, начатых в феврале 2013 года в ходе последнего визита Барзани в Россию. В феврале компания «Газпром нефть» подписала соглашение о разделе продукции (СРП) с КРГ по разработке 80% блока Халабья; это третий проект компании в Курдистане после СРП по блокам Шакал и Гармиан, подписанных в августе 2012 года. «Газпром» стал третьей ведущей нефтяной компанией (после шагов, предпринятых компаниями Exxon-Mobil и Total), заключающей прямые сделки с КРГ, несмотря на противодействие федерального правительства. При этом, «Газпром нефть» уже участвует в разработке месторождения Бадра на юге страны. Продолжаются разногласия по распределению доходов по блоку Шакал, где 80%-я доля «Газпрома» распространяется на участки, которые считаются в мире спорными территориями между федеральными и региональными властями. На блоке Гармиан «Газпром» получил долю в 40%, а канадская компания WesternZagros и КРГ сохранили за собой 40 и 20% соответственно. По оценкам компании «Газпром нефть», ресурсный потенциал этих двух блоков превышает 500 млн т нефтяного эквивалента. Нефтяное месторождение Бадра расположено на юго-востоке Ирака. В 2009 году консорциум компаний «Газпром нефть», Kogas, Petronas и TPAO выиграл лицензию на бурение на участке Бадра и предполагал начать промышленную добычу объемом 15 тыс. барр./сут. на этом месторождении к концу 2013 года. В ноябре 2012 Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

panies intend to double their investments in fields of oil extraction and in the petrochemical industry thank to investments in West Qurna-2 and Block 10, and with the redevelopment of Iraq’s giant Kirkuk oil field. The LUKOIL’s consortium with Statoil will earn $1.15 per barrel in a field that will produce 1.8 million barrels a day in West Qurna-2 oil reserves.

Saddam Hussein granted LUKOIL in 1997 rights to develop oilfields, but when LUKOIL refused to violate UN sanctions against Iraq the regime cancelled the contract.

LUKOIL had been trying to revive the deal since 2003, after Moscow wrote off most of Iraq’s $12.9 billion in debts.

Gazprom Neft’s Focus in the North and the Badra Block Barzani’s Gazprom meeting completed series of talks begun in February 2013 during Barzani’s last visit to Russia.

In February, Gazprom Nefts signed a product sharing agreement (PSA) with the KRG to develop 80 percent of the Halabja block – the company’s third project in Kurdistan after the PSA of Shakal and Garmian blocks signed in August 2012. Gazprom is now the third oil major (following moves by Exxon-Mobil and Total) to conclude direct deals with the KRG despite the federal government’s resistance. Gazprom Neft is already participating in the development of the Badra field in the south.

Furthering the revenue sharing dispute is the Shakal block, where Gazprom’s 80 percent share extends into areas that are internationally recognized as disputed territories between the federal and regional authorities. At the Garmian block, Gazprom took a 40 percent stake, while the Canadian company WesternZagros and the KRG retained stakes of 40 percent and 20 percent each, respectively. As appraised by Gazprom Neft, the resource potential of both blocks exceeds 500 million tons of oil equivalent.

The Badra oilfield is located in southeast Iraq. In 2009 a consortium of Gazprom Neft, Kogas, Petronas, and TPAO won Badra’s drilling license and expected to start commercial production of 15,000 barrels per day at the field by late 2013. In November 2012 the BBC reported that the Iraqi government was pressuring Gazprom to give up their oil deals in Kurdistan or face losing their contract for the southern Badra field. In an interview with Iraq Oil Report, Deputy Prime Minister for Energy Hussein Shahristani commented that the company will be forced to decide between their contracts in the north and the south, just as ExxonMobil had. But since then, not only has nothing changed, but another Russian giant, Rosneft, came to join Exxon’s investments.

ИНВЕСТИЦИИ года BBC сообщила, что иракское правительство вынуждало «Газпром» отказаться от нефтяных сделок в Курдистане, угрожая, что они могут потерять контракт на южное месторождение Бадра. В интервью агентству Iraq Oil Report, вице-премьер по энергетике Хусейн Шахристани заявил, что компании придется делать выбор между контрактами на севере и юге, подобно выбору, с которым столкнулась компания ExxonMobil. Но с тех пор не только ничего не изменилось, но другой российский нефтяной гигант «Роснефть» присоединилась к инвестициям компании Exxon.

Начальный этап переговоров компании «Роснефть» В апреле Игорь Сечин, президент и председатель правления компании «Роснефть», совместно с Сергеем Чемезовым, генеральным директором государственной корпорации «Ростех», провели переговоры с премьерминистром Ирака Нури аль-Малики в рамках рабочего визита в Ирак. Во время этих переговоров «Роснефть» предложила провести технические инспекции эксплуатируемых промыслов и предоставить поддержку в разведке и разработке нефтяных. Крупнейшая российская нефтедобывающая компания «Роснефть» проводит переговоры с компанией ExxonMobil о возможном присоединении к группе американских компаний для начала работ на огромном иракском нефтяном месторождении Западная Курна-1. В прошлом году компания Exxon вызвала гнев правительства подписанием с КРГ контракта на геологоразведочные работы, который федеральное правительство считает незаконным.

Rosneft’s Talks are at an Early Stage In April, Igor Sechin, Rosneft’s president and chairman of the management board, along with Sergei Chemezov, Rostec State Corporation’s director-general held talks with Iraqi Prime Minister Nouri al-Maliki as part of a working visit to Iraq. During the talks Rosneft offered to conduct technical audits of facilities in operation and to provide support in the exploration and development of oilfields. Russia’s top crude oil producer, Rosneft, has been in talks with ExxonMobil about teaming up with the U.S. group to tap Iraq’s huge West Qurna-1 oilfield. Exxon angered the government last year by signing an exploration deal with the KRG, which the national government considers illegal. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

THERMAL MANAGEMENT

Gazprom Relies on Pentair Thermal Management to Keep Gas Flowing

«Газпром» выбирает Pentair Thermal Management для своей газотранспортной системы Evgeny Lebedev, Marketing Manager Russia/CIS, Pentair Thermal Management

T

he efficient and fast movement of natural gas from gas fields to processing regions requires a complex transportation system. For many years, pipelines have been the preferred method of transport, favoured for their ability to deliver gas to processing plants quickly across substantial distances.

However, the movement of natural gas by pipeline still poses challenges. As such, when designing extended pipelines for natural gas, there are a number of considerations for engineers. Safeguarding the delicate conditions of the pipeline is a vital concern. An efficient heat-tracing solution is essential to keep gas flowing safely as it ensures consistent circumstances along the length of a pipeline. Even a minimal change in temperature can cause irreversible damage to the product and create dangerous conditions, leading to, among other things, a risk of a pipeline fracturing or even an explosion.

Another concern is the creation of regular compressor stations along the length of the line. When transported in pipelines, natural gas needs to be constantly pressurised, ideally at intervals of 40 to 100 miles. This pressure provides the energy required to keep gas moving through the pipeline.

The challenges faced by plant owners and engineers are often compounded by external environmental factors.

More and more energy producers are exploring increasingly remote areas to take advantage of newly discovered

20

Евгений Лебедев, директор по маркетингу в России и СНГ, компания Pentair Thermal Management

Н

адежная и бесперебойная транспортировка природного газа от газовых месторождений к центрам переработки требует сложной газотранспортной системы. В настоящее время самым распространенным способом доставки газа является его транспортировка по газопроводам. Сооружение газопроводов – весьма дорогостоящая и технически сложная задача. Существует ряд факторов, которые необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации протяженных магистральных газопроводов. Одним из них является необходимость строительства компрессорных станций для поддержания давления в газопроводе на протяжении всего маршрута, в идеале каждые 60-160 км для обеспечения надлежащей пропускной способности газопровода. Другим важнейшим фактором является защита от замерзания и поддержание необходимых температурных режимов трубопроводов и технологического оборудования на объектах газотранспортной системы. Все больше и больше добывающих компаний вынуждены разрабатывать месторождения, удаленные от центров переработки и конечных потребителей, чтобы воспользоваться сравнительно недавно открытыми запасами. Удаленное местоположение часто означает экстремальные климатические условия, которые могут создать значительные сложности для всей системы добычи, подготовки и транспортировки газа. К примеру, перемерзание трубопроводов на компресOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

natural resources. With remote locations often comes extreme weather or environmental conditions which can bring substantial additional strain to pipeline systems.

Remote Reserves Siberia is well known for its vast natural gas reserves, but the Yamal peninsula in the far north of Russia is home to the largest reserve in the country. Developing this corner of Siberia has been a long-term strategic aim of global energy company Gazprom, which recently began operations in the area.

Home to 11 gas and 15 oil, gas and condensate fields, the Yamal peninsula and its offshore regions are rich in natural resources. Located in the far north-western corner of Siberia, this arctic peninsula is predicted to hold up to 22 trillion cubic metres of reserves. The region’s most significant gas field is Bovanenkovo. Predicted to hold up to 4.9 trillion cubic metres of natural gas, Bovanenkovo is expected to produce 46 billion cubic metres of gas in 2013, rising to 115 billion cubic metres by 2017.

The extraction of natural gas from the Bovanenkovo gas field is the largest energy project in Russia’s history.

Operated through Gazprom’s subsidiary Yamalgazinvest, the company’s plans include the construction of a 1,100kilometer pipeline from the Bovanenkovo gas field to the gas processing hub in the city of Ukhta.

Feeling the Cold From Bovanenkovo, the pipeline crosses the Arctic Circle and traverses Russia’s subarctic Yamal-Nenets Autonomous District to Ukhta, capital of the Komi Republic.

The extended pipeline is located in an exposed region where permafrost is common and temperatures can reach as low as -58 C in winter and as high as 33 C in summer.

Heat-tracing is vital in such extreme conditions to protect against freezing, which can cause structural harm to a pipeline or negatively impact the condition of the product. Maintaining a consistent temperature throughout the length of the pipeline is also a priority to ensure gases or chemicals being transported do not change state.

This is particularly important in any application where a small change in temperature may damage the product or lead to an increased chance of explosion. An electric heattracing network can be managed by a centralised control and monitoring system to ensure safe, reliable and energyefficient protection of a pipeline.

Control and Monitoring in Practice Gazprom’s project called for a complex electric heattracing solution to monitor a range of pipes and equipment.

Pipes and vessels for water, sewage and anti-condensate gas need to be kept at temperatures between 5 C and 8 C in a region where winter temperatures regularly drop to -39 C. Pipelines at the site also vary in size, meaning effective solutions were required for pipelines with diameters from 15 to 400 mm and lengths ranging from less than one metre to several kilometers. Heat-tracing was needed for vessels both above and below ground.

Local Experience, International Expertise Drawing on its international and local expertise, Pentair Thermal Management provided the solution based on a wide range of proven technologies.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТЕРМОУПРАВЛЕНИЕ сорных станциях может создать опасные условия, ведущие, помимо всего прочего, к серьезным авариям. Для решения задач обогрева трубопроводов и технологического оборудования наилучшим образом подходят системы кабельного электрообогрева, которые обеспечивают поддержание температуры в заданном диапазоне, а также обеспечивают нормальный ход технологического процесса и предотвращают аварийные ситуации.

Северные запасы Сибирь широко известна своими огромными запасами природного газа, но наибольшие запасы газа в России сосредоточены на полуострове Ямал на Крайнем Севере. Промышленное освоение месторождений Ямала и прилегающих акваторий является долгосрочной стратегической задачей компании «Газпром», которая сравнительно недавно начала свою деятельность в этом регионе. На полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений, запасы газа которых составляют порядка 22 трлн м3. Наиболее значительным по запасам газа месторождением Ямала является Бованенковское — 4,9 трлн м3. Добыча газа на этом месторождении планируется на уровне 46 млрд м3 в 2013 году, с ростом до 115 млрд м3 к 2017 году. Добыча природного газа на Бованенковском месторождении является крупнейшим энергетическим проектом в истории России. Проект, реализуемый дочерним обществом «Газпрома» компанией «Ямалгазинвест», предусматривал строительство газопровода протяженностью около 1 100 км от месторождения к центру газопереработки в городе Ухте.

Испытания холодом Из Бованенково газопровод пересекает Полярный круг и Ямало-Ненецкий автономный округ с его субарктическими условиями и доходит до столицы республики Коми – города Ухты. Этот протяженный газопровод расположен в суровом регионе, где повсеместно присутствует вечная мерзлота и температура может опускаться до -58 °С зимой и подниматься до +33 °С летом.

Управление и контроль на практике Система электрообогрева для дочерних компаний «Газпрома» требовала комплексного решения для обогрева трубопроводов различного диаметра и другого технологического оборудования на различных объектах обустройства месторождений и газотранспортной системы. Температура трубопроводов, резервуаров и другого технологического оборудования должна была поддерживаться в диапазоне от +5 до +60 °С, и необходимо было найти эффективное решение для обогрева трубопроводов диаметром от 15 до 400 мм и длиною от метра до нескольких километров, а также для обогрева наземных и подземных резервуаров.

Локальный и международный опыт Полагаясь на свой обширный международный опыт, компания Pentair Thermal Management разработала предложение, основанное на широком диапазоне зарекомендовавших себя технологий. С помощью программного обеспечения TraceCalc Pro инжиниринговый центр в Санкт-Петербурге разработал

21

#9 September 2013

THERMAL MANAGEMENT

● Pipelines freezing at compressor stations is able to create emergency conditions. ● Перемерзание трубопроводов на компрессорных станциях может создать аварийные условия.

Using TraceCalc Pro software, the Pentair Thermal Management engineering centre in St. Petersburg created a design that combined a variety of Raychem self-regulating and polymer-insulated heating cables to provide heat-tracing for the majority of the system. Raychem self-regulating heating cables were also specified for the vessels. For the longest pipelines, Pentair Thermal Management’s UK office provided specialist expertise on Raychem STS skin-effect systems, over 200 kilometers of which were specified in multiple circuits of between 10 and 20 kilometers spread over the nine compressor stations. In total, the system comprises 4,050 circuits, resulting in between 400 and 500 circuits per compressor station.

Control and monitoring of the complete heat-tracing system on the compressor stations was provided

by DigiTrace NGC-30 systems, with central control via DigiTrace user interface terminals, and remote configuration and monitoring via DigiTrace Supervisor software.

The Benefits Pentair Thermal Management’s involvement in the project combined local experience in the Russian market and international expertise to supply a specialised and consistent heat-tracing solution for a complex application in a challenging environment. The company’s wide range of proven electric heat-tracing technologies, coupled with an advanced control and monitoring programme, guarantee a safe, reliable and energy-efficient operation.

Commenting on the successful design, construction expert contractor Stroigazconsulting commented, “Pentair Thermal Management’s broad range of proven technologies has enabled them to provide a robust solution to meet our complex needs.” They continued, “Their design has created a system that we’re confident will prove highly effective once it is implemented.”

22

проект, который объединил возможности саморегулирующихся греющих кабелей и греющих кабелей с полимерной изоляцией, чтобы обеспечить электрообогрев для большей части системы. Саморегулирующиеся кабели Raychem были также использованы для обогрева резервуаров. Для разработки системы электрообогрева протяженных внеплощадочных трубопроводов представительство Pentair Thermal Management в Великобритании привлекло специалистов по системам на основе скинэффекта. На базе этой технологии были предложены решения для обогрева трубопроводов суммарной протяженностью свыше 200 км на девяти компрессорных станциях. Обогрев был реализован цепями электрообогрева «скин-эффект», которые позволили обогревать участки длиной до 20 км с одной точкой запитки. Общее количество греющих цепей на базе различных технологий по данному проекту составило порядка 4 050, то есть по 400-500 греющих цепей на каждую компрессорную станцию. Управление и контроль комплексными системами электрообогрева на компрессорных станциях реализованы с помощью систем DigiTrace NGC-30 и NGC-40 с централизованным управлением через терминалы пользовательского интерфейса DigiTrace и возможностями по удаленной настройке и управлению с помощью программы DigiTrace Supervisor.

Преимущества Привлечение к проекту компании Pentair Thermal Management позволило объединить российский и международный опыт поставок интегрированных решений в области электрообогрева для комплексного проекта в суровых климатических условиях. Широкий диапазон используемых компанией технологий электрообогрева вместе с продвинутой системой управления гарантируют безопасное, надежное и энергоэффективное решение. Комментируя разработанный Pentair Thermal Management проект, специалист по строительству из компании «Стройгазконсалтинг» – одного из подрядчиков по данному проекту – отметил: «Широкий спектр проверенных временем технологий компании Pentair Thermal Management позволил обеспечить надежное решение, соответствующее высоким требованиям проекта. Они спроектировали систему, которая обеспечит надежную и безаварийную эксплуатацию объектов газотранспортной системы в суровых климатических условиях на долгие годы».

Oil&GasEURASIA

INTERVIEW

ТМК Improves Oilfield Service Efficiency ТМК повышает эффективность нефтесервиса Ivan Dolzhenko

B

uilding on service: TMK NGS becomes a full-service option for oil and gas customers worldwide. With technologies advancing rapidly, it is not enough to make quality products. Helping customers maximize use of those products is critical. Offering products, service and post-service supervision in one package was a primary goal in creating the TMK Oil and Gas Field Service Division (TMK NGS).

Иван Долженко

П

ринцип «одного окна» в работе с потребителями стал одним из основных в развитии сервисного бизнеса ТМК. В современных условиях, при стремительном развитии технологий, недостаточно только произвести качественную продукцию. Важно помочь потребителю оценить и полностью использовать ее уникальные свойства. Предложение продукции, в комплексе с сервисным и постсервисным сопровождением, стало главной целью при создании дивизиона «ТМК Нефтегазсервис» (ТМК НГС). О стратегии развития нефтесервисного дивизиона рассказывает его генеральный директор, заместитель генерального директора ТМК по премиальным видам продукции и сервису Сергей Билан.

Иван Долженко: Сергей Иванович, какое место занимает нефтесервисный дивизион в структуре ТМК? Сергей Билан: Появлению нефтесервисного направления в бизнесе ТМК во многом способствовала ситуация в отрасли. «Легкой» нефти в мире становится все меньше – старые месторождения уже исчерпали свой ресурс или близки к этому. В этих условиях увеличивать добычу углеводородов компании могут двумя способами: бурить новые скважины или разрабатывать трудноизвлекаемые залежи. Оба эти направления способствуют увеличению спроса на высокотехнологичную продукцию со специальными свойствами и развитию сервисного рынка. ТМК изначально нацеливалась на производство инновационных продуктов, внедрение в производство собственных разработок, импортозамещающей продукции. Мы довольно быстро поняли, что развиваться по этому пути, не оказывая сервисные услуги, невозможно. Можно выпускать самую современную продукцию, отвечающую всем мировым стандартам, но всегда есть риск, что она будет неправильно использоваться и ее основные свойства, останутся нераскрытыми. Поэтому наша деятельность разворачивается в непосредственном контакте с заказчиком, на территориях нефтегазодобычи, и этим она ценна. Долженко: Как в России организовано сервисное обслуживание продукции ТМК? Билан: В организации сервиса премиальных соединений ТМК НГС взаимодействует с компанией «ТМК-Премиум Сервис» и постоянно сотрудничает с Торговым домом ТМК, который частично обеспечивает нас заказами.

24

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

ИНТЕРВЬЮ

● Orsky Machine Building Plant ● Орский машиностроительный завод

Sergei Bilan, TMK NGS general director for premium products and oilfield service, gives an inside look at the division.

Ivan Dolzhenko: How does the Oil and Gas Field Service Division fit into the structure of TMK? Sergei Bilan: TMK developed its Oil and Gas Field Service Division in response to a growing industry challenge – there is less “easy oil” in the world, with many oil fields already pumped dry or close to it. To increase hydrocarbon production, companies can either drill new wells or develop hard-to-reach formations. Both options are driving demand for high-tech products with special features and the creation of a service market.

TMK originally focused on producing innovative products, introducing breakthroughs into the production line and making products to replace imports. However, progressing without providing customer service was difficult. We can produce state-of-the-art products that meet all international standards, but there is always the risk that they will be used incorrectly and key features will remain unutilized. Uniting company and customer interests through service is the final stage in creating our product.

Dolzhenko: How are TMK’s product service operations set up in Russia?

Bilan: To manage service for premium connections, TMK NGS works with TMK Premium Service and collaborates on orders with TMK’s trade house. We work in cooperation with TMK plants. They deliver pipe products, then we cut threads, apply coatings and perform additional service operations.

For manufacturing technology and sales, we work with TMK’s Russian and American divisions. For instance, we are licensed to cut threaded connections developed by Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Мы сотрудничаем с заводами ТМК: они поставляют трубную продукцию, на которую мы затем нарезаем резьбы, наносим покрытия, проводим ряд дополнительных сервисных операций. В производственно-технической и коммерческой сферах мы работаем с предприятиями российского и американского дивизионов. Так, мы являемся лицензиатами по нарезке резьбовых соединений американского дивизиона на российские трубы здесь, на российском рынке. Это позволяет нам изготавливать продукцию с линейкой резьбовых соединений ULTRA без транспортировки труб из Америки и оплаты ввозных пошлин.

Долженко: Развитие премиального направления – приоритет ТМК НГС? Билан: В премиальном сегменте ТМК действительно крупный игрок как на российском рынке, благодаря разработкам собственных резьбовых соединений, так и на рынке США за счет соединений ULTRA, разработанных американским дивизионом компании ТМК IPSCO. В 2011 году мы запустили производство премиальных резьбовых соединений ULTRA на ОМЗ. Производство элементов трубных колонн с резьбами класса премиум было успешно освоено в Бузулуке. Это предприятие выступило с инициативой пройти лицензирование на нарезку резьбовых соединений ULTRA. Долженко: Как вы прокомментируете приобретение компанией сервисных активов ITS Tubular Services в США? Билан: Трубный рынок США – самый большой и один из самых привлекательных в мире, особенно с учетом значительных объемов сланцевого бурения, при котором широко применяются трубы с премиальными соединениями ULTRA. Хьюстон, где размещаются наши активы – центр нефтегазовой отрасли Америки. Наше предприятие OFS International, расположенное здесь, обладает мощностями по нарезке более 700 тыс. труб и производству около 250 тыс. соединительных

25

#9 September 2013

INTERVIEW the American division on Russian pipe.

That allows us to manufacture products with the ULTRA threads without transporting long distances.

● TMK delivers pipes to 80 countries. ● Трубы производства ТМК поставляются в 80 стран

мира.

Dolzhenko: Is developing premium product lines a priority for TMK NGS? Bilan: TMK is a major player in the premium segment. In 2011, we began producing ULTRA Premium Threaded Connections at our Orsk Machine Building Plant (OMZ). The first batches of pipe with ULTRA-FJ threads – which were new to the Russian market – were shipped to Gazprom and LUKOIL. Then, we began producing pipe string components with Premium Threads at our Buzuluk facility, which later was licensed to cut ULTRA threads.

TMK NGS Buzuluk has new equipment, and once it becomes licensed, opportunities for cooperation within the division will expand significantly.

Dolzhenko: Can you comment on TMK’s acquisition of the oilfield service assets of ITS Tubular Services in the U.S.?

Bilan: The U.S. pipe market is the biggest and one of the most attractive in the world, especially considering the wealth of shale drilling, where ULTRA pipe is widely used. Our Houston-based enterprise Oil Field Services International (OFSi) can produce more than 700,000 threaded pipe connections and about 250,000 couplings per year. It also offers pipe inspection services, and produces numerous types of downhole equipment widely used in the industry.

TMK does business globally, producing pipe on different continents and delivering to 80 countries. Establishing OFSi in the U.S. goes hand in hand with our efforts to strengthen the integration of our pipe and oilfield service assets and to satisfy our clients’ demand for oilfield services.

Dolzhenko: What changes have taken place recently at TMK NGS enterprises?

Bilan: We have established repair shops and manufacturing facilities for new products. For example, we launched production of 73-mm, 89-mm and 48-mm tubing pipe in Nizhnevartovsk and Buzuluk. This allows us to maintain or increase TMK’s market share. At TMK NGS Nizhnevartovsk, we opened an internal pipe-coating department.

OMZ installed a hydropress for casing pipe production and set up a heat treatment furnace for tool joints.

Truboplast introduced a heatproof and waterproof section, and launched a production floor for applying coating to fasteners and valve components.

Dolzhenko: What do you see in the future for TMK NGS? Bilan: We have three objectives going forward: to expand our presence worldwide; to enhance our capabilities and range of services; and to increase overall efficiency.

We have the necessary experience, knowledge and equipment. Our customers trust us, and we will strive to maintain that trust.

26

муфт в год, а также предоставляет услуги инспекции труб, производит различное скважинное оборудование, широко применяемое в нефтегазовой отрасли. ТМК ведет свою деятельность глобально, наши трубы производятся на разных континентах и поставляются в 80 стран мира. Приобретение сервисного предприятия в США подтверждает наше стремление усилить интеграцию трубных и сервисных активов, обеспечить потребности наших клиентов в сервисных услугах.

Долженко: Какие изменения произошли на предприятиях дивизиона ТМК НГС за последнее время? Билан: Используя свободные мощности предприятий, мы наладили не только ремонт, но и выпуск новых видов продукции. В частности освоено производство труб НКТ диаметром 73, 89, 48 мм в Нижневартовске и Бузулуке, что позволяет поддерживать долю ТМК на рынке насосно-компрессорных труб. В «ТМК НГС-Нижневартовск» открыли участок нанесения внутреннего покрытия труб. На ОМЗ установлен гидропресс линии производства обсадных труб. Там же введена в строй печь для термообработки буровых замков. Очень эффективен в экономическом смысле проект освоения теплогидроизоляции на предприятии «Трубопласт». Там же освоено производство нанесения покрытий на соединительные детали и детали запорной арматуры. Долженко: Какую перспективу вы видите для ТМК НГС? Билан: Перед нами стоят задачи расширения присутствия на российском и зарубежных рынках, увеличения наших возможностей и спектра услуг, предоставляемых потребителям, повышения эффективности нефтесервисного бизнеса ТМК в целом. У нас есть необходимый опыт, знания и оборудование, мы чувствуем, что потребители нам доверяют, и будем стремиться к тому, чтобы упрочить свои позиции.

Oil&GasEURASIA

КОМПАНИЯ

Transoil Summarizes Its Performance Results

«Трансойл» подвел итоги работы за первое полугодие 2013 года

For the Six Months Ended 30 June 2013

T

ransoil LLC, the largest Russian private rail operator of rolling stock by volume transported and the market share in the oil and petroleum products rail freight market, announces its operational results for the six months ended 30 June 2013.

The company’s share in the segment of railway transportation of oil and petroleum products through the Russian Railways network for the first six months of 2013 didn’t change significantly, being stable at 22 percent. The volume of freight transported by Transoil in January-June 2013 amounts to 27.6 million tons compared with 28.2 million tons in the same period of previous year. The decline of the freight volume by 2 percent year-on-year was driven by the preventive work at the Kirishi Refinery. At the same time the company showed a more stable dynamics of shipments than the whole Russian sector of oil products transportation, where was recorded a decline of 3 percent.

In the reporting period, the company continued the implementation of its program of reorientation to the shipment of light oil products. Their share in the total freight volume increased from 42 percent in the same period of last year to 45 percent. Stable gas condensate from Purovsky plant became the main source of this growth, its share in the traffic of light oil products accounts to 15 percent.

Vladimir Sokolov, the company’s CEO, said: “The major trend of our activity in the first two quarters of the year was to find the growth reserves through the practice of modern logistics solutions and creation of the functional fleet management system. The company in conditions of the surging level of competition continues its consistent development of infrastructure projects in order to improve the quality of services.”

The greatest share of shipment volume – 74 percent – was comprised of transportation for key clients of the company: Gazprom Neft, Rosneft, Surgutneftegas, and Novatek.

As of June 30, 2013, the own fleet consisted of 24,700 rail tanks, the managed fleet exceeded 34,200 rail tanks.

The growth of the values relative to the first six months of 2013 was 68 percent and 19 percent, respectively. The average age of the owned rail tanks was 13.4 years.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

О

ОО «Трансойл», крупнейший российский частный железнодорожный оператор подвижного состава по объему транспортировки и рыночной доле в сегменте железнодорожных перевозок нефти и нефтепродуктов, объявляет операционные результаты за шесть месяцев, закончившиеся 30 июня 2013 года. Доля компании в общем объеме железнодорожных перевозок нефти и нефтепродуктов по сети РЖД за первые шесть месяцев 2013 года не претерпела существенных изменений и стабилизировалась на отметке 22%. Объем перевезенных грузов за январь-июнь 2013 года составил 27,6 млн т по сравнению с 28,2 млн т за аналогичный период прошлого года. Снижение объемов перевозок в I полугодии 2013 года на 2% обусловлено профилактическими работами на Киришском НПЗ. При этом грузоперевозки компании показали более устойчивую динамику, чем российский сектор железнодорожных перевозок нефтеналивных грузов, где зафиксировано сокращение на 3% в годовом выражении. В январе-июне компания продолжила реализацию программы переориентации на перевозку светлых нефтепродуктов, увеличив их долю с 42% за аналогичный период прошлого года до 45%. Основным источником увеличения доли светлых нефтепродуктов в I полугодии стал стабильный газовый конденсат, производимый на Пуровском ЗПК. За отчетный период его доля в общем объеме перевозок светлых нефтепродуктов составила 15%. «Доминирующим трендом первых двух кварталов для нас стал поиск резервов роста за счет внедрения в практику актуальных логистических решений и наращивания функционала системы управления парком, – отметил Владимир Соколов, генеральный директор компании. – В условиях усиления конкуренции компания продолжила последовательно развитие инфраструктурных проектов с целью совершенствования сервисов». Наибольшую долю по объему – 74% – составили грузы основных клиентов компании – ОАО «Газпром нефть», ОАО «НК „Роснефть“», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НОВАТЭК». Собственный парк «Трансойла», по состоянию на 30 июня 2013 года, насчитывал 24,7 тыс. цистерн, парк в управлении – более 34,2 тыс. цистерн, рост показателей относительно I полугодия 2012 года составил 68% и 19% соответственно. Средний возраст цистерн в собственности составляет 13,4 лет.

27

INTERVIEW

Shneider Electric Considers Russia Number One Market in Terms of Equipment and Various Systems for Oil and Gas Industry Россия становится для Schneider Electric рынком номер один по оборудованию и системам нефтегазовой отрасли Lada Ponomareva

Лада Пономарева

Д

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

иректор Департамента нефти и газа компании Schneider Electric Михаил Черкасов рассказывает НГЕ об успешных решениях компании в области автоматизации и разработки электрооборудования.

M

ikhail Cherkasov, Director, Oil and Gas Infrastructure BU at Schneider Electric talks to OGE on company's advanced automation and electric equipment solutions.

28

«Нефть и газ Евразия»: Михаил Викторович, расскажите, пожалуйста, чем занимается компания Scheider Electric в нефтегазовой отрасли и какие решения предлагает для своих клиентов? Михаил Черкасов: Мы представляем для нефтегазовой отрасли решения в нескольких направлениях. Наша основная ниша – это электрооборудование, а также различные решения в области автоматизации. Также компания занимается системами диспетчеризации, электроснабжения, которые могут применяться на любых нефтегазовых объектах. Я бы сказал, что компания присутствует на всех промышленных этапах: начиная от добычи сырья и заканчивая его переработкой. Если условно разделить нашу деятельность на несколько блоков, то их можно выделить несколько. Первый, как я уже сказал, это системы диспетчеризации, электроснабжения, а также системы по техническому и коммерческому учету потребляемой энергии. Второй, тоже достаточно большой блок – это системы интегрированного управления нефте- и газопроводами. Это так называемые системы верхнего уровня, то есть системы диспетчеризации всего процесса транспортировки нефти и газа. Средний уровень – это уровень подразделений компании. И, наконец, третий, «низовой» уровень – это нефтеперекачивающие или компрессорные станции. Мы по этой теме готовим отдельные презентации, которые, думаю, будут интересны представителям из «Газпрома» и «Транснефти». Для всех этих уровней Scheider Electric предлагает решения по всему спектру задач. Это и автоматизация процессов, обеспечение электроснабжения объектов, а также системы доступа и видеонаблюдения как за объектом в целом, так и за отдельными опасными участками. НГЕ: Вы говорили о нескольких блоках направлений компании. Что входит в остальные? Черкасов: Есть еще третий блок, в который входит система SmartField или, как ее еще называют в России, – «интеллектуальное месторождение». Эта система направле-

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

ИНТЕРВЬЮ

Smart O&G Field ● Efficient production, optimal energy management and improvement of the reservoir performance using real time data. ● Эффективная добыча, оптимальное управление энергией и улучшение динамики эксплуатации пласта по данным, получаемым

в реальном времени.

Optimization of artificial oil lift and automation of the wellhead equipment operation Оптимизация механизированной добычи и автоматизации работы устьевого оборудования

Energy supply management and elimination of power supply interruptions Управление энергией и исключение перебоев в энергоснабжении

Downhole sucker-rod pump control Управление штанговым глубинным насосом Electric submersible pump control Управление погружным электронасосом

Smart O&G Field на базе Plant Struxure Интегрированная масштабируемая информационноуправляющая технология, направленная на увеличение объемов производства и повышение эффективности энергопотребления при одновременном снижении расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание Smart O&G Field on the basis of Plant Struxure Integrated scalable information management technology aimed at increase of production volumes and improvement of the energy consumption efficiency with reduction of operational and maintenance costs

Real-time monitoring Мониторинг в режиме реального времени

PCP control Управление винтовым насосом

Plunger lift control Управление плунжерным подъемником Computers controlling the gas flow metering stations Компьютеры, управляющие узлами коммерческого учета расхода газа Flow rate measurement, production rate planning, reserves estimate Измерение расхода, планирование дебита, оценка запасов

Control of well operation and separation system Управление работой скважины и системой отделения

The Smart O&G Field technology ensures the following:

Технология Smart O&G Field позволяет:

● Maximize the production volume, optimize the energy consumption

● Максимально увеличить объем добычи, оптимизировать управление

management and improve the reservoir performance using real time data ● Achieve the maximum efficiency of field operations and minimize production downtime ● Reduce risks of incidents causing damage to the environment and people ● Achieve the optimal efficiency of energy (steam, CO2, gas, electric energy) utilization for oil and gas production ● Optimize water management ● Obtain reliable information for redistribution (record keeping, and reservoir performance optimization) ● Ensure compliance with the regulatory requirements and requirements of fiscal metering

энергопотреблением и улучшить динамику эксплуатации пласта по данным, получаемым в реальном времени ● Достичь максимальной эффективности полевых работ, свести к минимуму простои в добыче ● Снизить риски инцидентов с нанесением ущерба окружающей среде и людям ● Получить оптимальную эффективность использования энергии (пара, СО2, газа, электроэнергии) для добычи нефти и газа ● Оптимизировать водопользование ● Получить достоверную информацию для перераспределения (учета, оптимизации эксплуатации пласта) ● Обеспечить соответствие нормативным требованиям и требованиям коммерческого учета

Oil and gas Eurasia: Mikhail, please elaborate – what does Schneider Electric do in the oil and gas industry, what solutions does it offer to the clients?

Mikhail Cherkasov: We offer several types of solutions for the oil and gas industry. Our main niche is electric equipment, as well as automation solutions. The company is also specializing in control systems and power supply systems for any type of oil and gas facilities. I would say that we are present at all stages, from production to refining.

Conventionally, our operations can be divided into several blocks. First, as I said, it’s control systems and power supply systems, as well as technical and commercial meter-

на на повышение эффективности производства, отслеживание и профилактику различных внештатных ситуаций. Четвертый блок касается наших предложений по сервисному обслуживанию. Это и установка оборудования, и техническая поддержка наших клиентов, а также сервисные предложения, которые покрывают всю линейку продукции Scheider Electric.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Есть ли какие-то различия между оборудованием и системами Scheider Electric для «обычных» месторождений и удаленных? Какие решения есть для труднодоступных регионов?

29

INTERVIEW

#7-8 July-August 2013

ing of energy conЧеркасов: Если sumption. говорить об электро● Schneider Electric supplied equipment for pipeline booster stations The second, снабжении с точки in Transneft’s ESPO-2 project. also a reasonably зрения выработки ● Schneider Electric поставила оборудование для НПС large block, is an электроэнергии, то трубопроводной системы ОАО «АК „Транснефть“» в рамках integrated control мы пока не занимаемпроекта строительства ВСТО-2. systems for oil and ся электрогенерируюgas pipelines. These щим оборудованием. are the so-called Мы начинаем свою upper-level systems, работу от уже выраthat is, the systems ботанной и полученfor controlling the ной электроэнергии, entire process of oil занимаемся ее расand gas transporпределением и всем tation. The middle остальным электросеlevel is a level of тевым хозяйством на business units. And промыслах и других finally, the third, отраслевых объектах. “grass roots” level – Но все вышеупомянуthis is oil pumping тые системы вполне or compressor staмогут применяться и tions. на удаленных местоFor each level Schneider Electric offers across-the- рождениях или любых других объектах. board solutions. These include process automation, control of power supply to the facilities, as well as access and video НГЕ: Насколько мне известно, компания собирается surveillance systems, both facility-wide and for individual участвовать в проекте «Ямал СПГ»? danger zones. Черкасов: Скажем так – мы бы хотели принять в нем участие. Сейчас мы готовим соответствующее предложение OGE: You named several blocks of specialization. What по проекту. Для «Ямал СПГ» наша компания подготовила специальную систему управления всем месторождением: are the others?

Cherkasov: There is a third block that covers the от скважины и до уже непосредственно самого завода по Smart Field System, or as it is called in Russia, “Intellectual сжижению газа. Но пока тендерные процедуры не завершеfield” system. This system targets improving the production ны, рано говорить о каких-то конкретных планах. efficiency, as well as tracking and prevention of various emergencies. НГЕ: Расскажите, пожалуйста, о работе Scheider The fourth block concerns servicing. This includes Electric с крупными российскими компаниями – например, installation of the equipment, full technical support for с «Газпромом», «Роснефтью», «Транснефтью»? our clients, and servicing offers across the entire range of Черкасов: Если говорить об одном из наших последSchneider Electric products. них проектов с «Транснефтью», то это было строительство ВСТО-2. В рамках этого проекта мы занимались поставками OGE: Are there any differences between Schneider оборудования для нефтеперекачивающих станций (НПС) Electric offers for “conventional” and for the remote fields? трубопроводной системы. Если подробнее, то компания работала над системами централизованного сбора данных, What solutions the company offers for remote regions?

Cherkasov: If we talk about the power supply in обработки и выполнения алгоритмов контроля и управлеterms of power generation, then we do not do power ния НПС. Сюда входят системы по управлению насосами, generating equipment. We work with the already gener- системы контроля давления, система пожаротушения и ated and delivered electricity, specializing in its distri- другие. Также для «Транснефти» мы поставили довольно bution and all other issues in power supply network at большое количество различного оборудования для элекthe fields and other upstream facilities. All of the above троснабжения НПС и систем бесперебойного питания. Что касается «Газпрома», то нам интересен проект systems may well be used in remote fields or at any other «Южный поток». Однако на данный момент даже для росlocations. сийской части трубопровода оборудование не закупается.

OGE: As far as I know, the company is going to partici- У нас есть международная команда, которая работает по вопросам «Южного потока», так что пока ждем. pate in the “Yamal LNG” project?

Cherkasov: Let’s just say - we would like to join it.

Currently we are preparing a proposal for the project. For НГЕ: А с «Роснефтью» работаете? the “Yamal LNG” our company has prepared a tailored field Черкасов: На сегодняшний день с «Роснефтью» у control system, from the well and right to the gas liquefac- нас нет каких-то «громких» проектов. После покупки tion plant. But the tender procedures aren’t over, so it is too «Роснефтью» «ТНК-BP» многие проекты были заморожены, early to talk about specific plans. поэтому сейчас мы ждем, когда будет открыто финансирование для этих проектов. Но, тем не менее, мы работаем с нефтяной компанией OGE: Please tell us about the work of Schneider Electric with large Russian companies, such as Gazprom, Rosneft, через наших партнеров, поставляем довольно много различного оборудования для «РН-Юганскнефтегаза», для самарTransneft...

30

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

Cherkasov: One of our recent projects with Transneft concerned the construction of the ESPO-2. There, we have been supplying equipment for pipeline booster stations (BS). To elaborate, Schneider Electric together with its Russian partners worked on the systems of centralized data collection, processing, and implementation of BS control and monitoring algorithms. This includes pump control systems, pressure control systems, firefighting systems, etc.

Also for the Transneft, we have supplied a large number of different equipment for BS power supply and for UPS systems.

Talking about Gazprom, we are interested in the South Stream project. Though at this point there are no equipment purchases even for the Russian section of the pipeline, our international team is working on some issues of the South Stream project.

OGE: Do you work with Rosneft?

Cherkasov: To date, we do not have any “highprofile” projects with Rosneft. After Rosneft’s acquisition of TNK-BP, many projects have been frozen, so now we are waiting for these projects to get financing. At the same time, we work with the oil producer through our partners, we supply large quantities of different equipment for RN-Yuganskneftegaz, for the Samara group of refineries – Novokuibyshev, Kuibyshev and Syzran plants.

OGE: Upstream or downstream – where does the company have more projects?

Cherkasov: I would say that 40 percent of the projects – upstream, another 40 percent – midstream (oil, oil

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИНТЕРВЬЮ ской группы НПЗ – Новокуйбышевского, Куйбышевского и Сызранского. Также ждем тендеров на поставки систем коммерческого и технического учета электроэнергии для этих заводов. У нас уже есть соответствующие наработки.

НГЕ: Какие планы у компании на ближайшие несколько лет?

Черкасов: С моей точки зрения, нефтегазовый рынок сейчас не такой уж быстро растущий, каким он был в предыдущие годы. По-настоящему знаковых проектов не много, но мы стараемся по возможности охватить их все. В конце этого года «Транснефть» будет проводить очередной тендер в рамках проекта по замене систем диспетчеризации и управления нефтепроводами компании. Реализация проекта запланирована на 2014 год. Пока что этот проект для нас, наверное, самый значимый в ближайшем будущем. Ну, пожалуй, за исключением «Южного потока», который все ждут с таким нетерпением. НГЕ: В каком из секторов отрасли у компании больше проектов ? Черкасов: Я бы сказал, что 40% проектов относятся к сектору разведки и добычи нефти, еще 40% – к переработке и хранению нефти, а остальные 20% – это транспортировка и сбыт. Это если рассматривать нашу деятельность с точки зрения систем автоматизации. Если говорить про электрооборудование, то тут сложно провести какое-то четкое деление. У нас, как у глобальной компании, достаточно большая линейка продукции, и где-то мы занимаем лидирующие позиции. Но следует отметить, что в этом вопросе нет

31

INTERVIEW products and gas transportation) and the remaining 20% is downstream. This is if we consider our work in terms of automation systems. With electrical equipment, it is more difficult to define.

As a global company, we have a large range of products, some of them – market leaders. It is worth noting that in this matter there is no direct relationship: if, for example, we are the leaders on the electrical equipment market, it does not mean that we are in exactly the same position on the automation market. Of course, we aim for the best indicators.

OGE: Currently the industry’s hot topic is the issue of difficult reserves, in particular, shale oil and gas reserves. Are there fundamental differences in the pump control systems for conventional and for difficult fields?

Cherkasov: At the moment, there is none. I think that our R&D center in Houston is running this kind of research, simply because in the US shale gas production is on the rise.

It is hard to say whether there will be any major differences between control and operations systems used in our equipment at conventional and difficult oil and gas fields.

Of course, development of shale oil and gas reserves has its specifics, and I think that we will be able to offer relevant solutions, in due time.

As for the Russian market, I think that here it is currently not an urgent issue, we’re yet to exhaust the conventional resources. And it is too early to talk about any largescale development of the “shale technologies”.

OGE: Since we already talk about the Russian market how comfortable do you feel here?

Cherkasov: Schneider Electric feels quite comfortable. A number of our products is made on the Russian factories, by Russian partners. Talking globally, for Schneider Electric Russia is the number-one market in terms of equipment and various systems for the oil and gas industry. If we consider the full range of our products, Russia is the fourth largest market by the turnover among the countries of our presence.

OGE: Accordingly, the first, second and third places

#7-8 July-August 2013

прямой зависимости: если, например, мы занимаем лидирующее положение на рынке электрооборудования, то это совершенно не означает, что мы занимаем точно такие же позиции на рынке систем автоматизации. Но, безусловно, мы стремимся к самым лучшим показателям.

НГЕ: Сейчас в отрасли постоянно всплывают вопросы в отношении трудноизвлекаемых запасов, в частности, сланцевых нефти и газа. Есть ли принципиальные отличия в системах управления насосами для обычных запасов и трудноизвлекаемых? Черкасов: На данный момент нет. Думаю, что наш центр разработок в Хьюстоне занимается подобными исследованиями в силу того, что добыча сланцевого газа в США растет. Пока трудно с точностью сказать, будут ли какието глобальные отличия между системами управления и остального нашего оборудования для добычи обычных нефти и газа и системами для добычи трудноизвлекаемых запасов. Безусловно, в добыче сланцевых запасов нефти и газа есть свои особенности, и я думаю, что какие-то релевантные решения у нас появятся со временем. Что касается российского рынка, то, на мой взгляд, для него это сейчас не настолько актуальный вопрос, поскольку мы еще не исчерпали запас обычных ресурсов. И о каком-то масштабном развитии «сланцевых технологий» говорить пока рано. НГЕ: Раз уж заговорили о российском рынке – насколько комфортно компания себя чувствует на нем? Черкасов: Вполне комфортно себя чувствуем. Достаточно большое количество нашей продукции производится на российских заводах российскими же партнерами. Если говорить о глобальных вещах, то Россия для Scheider Electric с точки зрения оборудования и различных систем для нефтегазовой отрасли – это рынок номер один. Если рассматривать всю нашу линейку продукции, то тогда Россия занимает четвертое место по обороту. НГЕ: Соответственно, первое, второе и третье места занимают…? Черкасов: США, Китай и Франция.

belong to...

Cherkasov: US, China and France.

OGE: Does the company have products developed by Russian specialists?

Cherkasov: We have our R&D center here, it works closely with the Skolkovo center. To prove the efficiency of the products that we develop here, in Russia, initially we introduce them locally. And after that, we launch these products at the global level, manufacturing also for the Western clients.

OGE: Have this already been done?

Cherkasov: As far as I know, we launched five products initially developed in Russia. Subsequently, the manufacture has been approved to the global level of the company.

OGE: Do you remember what products are these?

Cherkasov: Basically it was the electrical equipment, equipment for power distribution. In Russia, work on creating new automation systems is still at an early stage.

32

НГЕ: Есть ли у компании разработки, которые были сделаны российскими специалистами? Черкасов: У нас есть свой центр по разработкам, он активно сотрудничает со «Сколково». Разработки, которыми занимаются здесь, в России, в первую очередь будут внедряться на локальных рынках, чтобы доказать их эффективность. А после этого мы будем внедрять эти разработки в производство уже на глобальном уровне и выпускать новую продукцию в том числе и для западных клиентов. НГЕ: Подобные прецеденты уже были? Черкасов: Насколько мне известно, в работу было запущено пять разработок, которые были сделаны в России. Впоследствии эта продукция была расширена до глобального уровня компании.

НГЕ: Не припомните, какие именно разработки были? Черкасов: В основном это все касалось именно электрооборудования, оборудования для распределения электроэнергии. Работы в России по созданию новых систем автоматизации пока находятся на начальном этапе.

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

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

FOREIGN OUTLOOK

Going Into a Higher Gear Переход к активной фазе Denis Kirillov

G

azprom Magazine meets Juan Jose Sosa Soruko, the Minister of Hydrocarbons and Energy of Bolivia

Н

а вопросы журнала «Газпром» отвечает министр топлива и энергетики Боливии Хуан Хосе Соса Соруко

Strategic Considerations

Семь направлений

Denis Kirillov: Mr. Sosa, please elaborate on the development strategy of Bolivia’s energy complex – what are the challenges facing the oil and gas sector?

Juan Jose Sosa: Bolivian Energy Strategy covers seven key areas: sovereignty, security, flexibility, efficiency, industrialization, integration and ongoing development.

Today, our priority is to increase investment in E&P projects for oil and gas sector. The resulting growth of hydrocarbon reserves and production volumes will ensure sufficient supply both for domestic demand and for export contracts with Brazil and Argentina – now these countries are willing to purchase from us up to 18.25 billion cubic meters of gas every year, and the demand keeps on rising. At the same time, the Bolivian gas market expands 15-20 percent annually, and its under-development suggests great potential for the domestic demand. Also, we have an opportunity to enter new markets, such as Paraguay and Uruguay. In parallel, the state must step up the pace of the country’s industrialization program, in particular, the projects targeting installation of the facilities for urea and ammonia production, oil and gas processing and petrochemistry, as these will produce – and export – products with high market value. We need to develop renewable energy sources, particularly the hydropower segment. In our country, this segment looks very promising, given the fact that only about 3 percent of the available capacity is used so far. To put the process into a higher gear, we are now working on improving the regulatory framework. At the same time, we are engaged in programs targeting better energy efficiency and development of alternative energy sources, such as, in our case, geothermal energy, production of thermal energy from biomass, wind and solar energy.

Денис Кириллов: Г-н Соса, что предполагает стратегия развития боливийского топливно-энергетического комплекса (ТЭК)? Какие задачи стоят перед нефтегазовым сектором страны? Хуан Хосе Соса: Стратегия ТЭК Боливии предполагает активную работу по семи ключевым направлениям, которые можно кратко обозначить так: суверенитет, безопасность, универсальность, эффективность, индустриализация, интеграция и поступательное развитие. Сегодня первоочередная задача для нас – увеличение инвестиций в разведку и разработку месторождений нефти и газа. Это позволит нарастить запасы и объемы добычи углеводородов для обеспечения внутреннего спроса и экспортных контрактов, заключенных нами с Бразилией и Аргентиной. Достаточно сказать, что сейчас эти страны готовы приобретать у нас ежегодно до 18,25 млрд м3 газа. И их потребности постоянно увеличиваются. В то же время боливийский газовый рынок с каждым годом растет на 15-20%, а его недостаточное развитие позволяет говорить о большом потенциале внутреннего спроса. Помимо этого, у нас есть возможность освоения новых рынков сбыта, таких, например, как Парагвай и Уругвай. Параллельно с этим необходимо увеличить темпы реализации программы индустриализации страны, направленной, в частности, на развитие мощностей по производству карбамида и аммиака, переработке нефти и газа, а также нефтехимии, которые позволят получать и экспортировать продукцию с высокой добавленной стоимостью. Важной задачей для нас также является развитие возобновляемых источников энергии и прежде всего гидроэнергетики. Перспективы ее использования в нашей стране очень велики, с учетом того что пока задействовано лишь около 3 % имеющегося потенциала. Для активизации этого процесса мы ведем работу над совершенствованием нормативной базы. Вместе с тем мы занимаемся выполнением программ по повышению энергетической эффективности и развитию альтернативной энергетики. В соответствии с принятой нами концепцией речь идет о геотермальных источниках, производ-

Key Projects Kirillov: What projects are the highest priority for the country?

Sosa: In the central region, we plan to develop an ammonia-urea production, power generation, and the

34

Денис Кириллов

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

ЗАРУБЕЖЬЕ стве тепловой энергии из биомассы, об использовании энергии ветра и солнца.

Ключевые проекты

infrastructure for 30,000 barrels per day synthetic motor fuels production from associated petroleum gas (using GTL technology). In the east, we will be developing methanebased production of methanol. In the north – power generation from renewable sources. In the south – facilities for production of ethylene, polyethylene, propylene, polypropylene, PVC, as well as an upgrade of Gran Chaco gas processing plant for production of aromatic fluids – benzene and methylbenzene. The success of these projects in many ways depends on the investments that we plan to attract to the oil and gas and power generation segments. Bulk of the investments into Bolivian E&P projects comes from foreign corporations, our national oil company Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) and its subsidiaries.

Rio Grande and Gran Chaco projects (installation of primary gas processing facilities) are financed by the Central Bank of Bolivia.

More Investment Kirillov: What do you think about the investment climate in Bolivia?

Sosa: In recent years, investments in the oil and gas industry have surged – the numbers speak for themselves.

From 2000 to 2005, investment in the Bolivia’s energy sector totaled $1.855 billion, from 2006 to 2012 – $5.236 billion. This year we expect over $2.2 billion of investments, compared to $1.9 billion the year before. The main foreign investors are the Brazil’s Petrobras, France’s Total, Britain’s BG Bolivia Corporation, US-based Vintage, Argentina’s Pluspetrol and others. These companies are engaged in the E&P projects via 43 existing contracts. Their operations in Bolivia are governed by the Constitution and the law “On Hydrocarbons”. The terms of the contracts are established during negotiations between the companies and YPFB. In any case, the Bolivian side is committed to attracting Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Кириллов: Какие проекты являются сегодня ключевыми для страны? Соса: В центральном районе планируется развивать аммиачно-карбамидное производство, электрогенерирующие мощности и производство синтетического моторного топлива по технологии GTL на базе попутного нефтяного газа мощностью около 30 тыс. барр./сут. (1,46 млн т в год). На востоке – производство метанола на основе метана. На севере – возобновляемые электрогенерирующие мощности. На юге – производственные комплексы этилена-полиэтилена, пропилена-полипропилена и поливинилхлорида, а также производство ароматических жидкостей – бензола-метилбензола – на газоперерабатывающем заводе Gran Chaco. Успех этих проектов во многом зависит от объема инвестиций, которые нам предстоит привлечь в нефтегазовый и электроэнергетический секторы. Если говорить о разведке и разработке запасов углеводородов, основными инвесторами здесь выступают иностранные корпорации, а также наша национальная нефтегазовая компания Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) и ее дочерние структуры. Кредитование проектов Rio Grande и Gran Chaco, предполагающих создание мощностей по первичной переработке газа, возложено на Центробанк Боливии.

Больше инвестиций Кириллов: Как вы оцениваете инвестиционный климат в Боливии? Соса: В последние годы вложения в нефтегазовую отрасль заметно увеличились – цифры говорят сами за себя. С 2000-го по 2005 год инвестиции в энергетический сектор Боливии составили $1,855 млрд, с 2006-го по 2012-й – 5,236 млрд. Ожидается, что в текущем году они превысят $2,2 млрд, по сравнению с 1,9 млрд в 2012-м. Основными иностранными инвесторами у нас выступают бразильская Petrobras, французская Total, английская BG Bolivia Corporation, американская Vintage, аргентинская Pluspetrol и другие. Эти компании занимаются разведкой и добычей углеводородов в рамках 43 действующих контрактов. Их деятельность в Боливии регулируется Конституцией страны и Законом об углеводородах. Условия соглашений с ними устанавливаются в ходе переговоров между этими компаниями и YPFB. При этом боливийская сторона очень заинтересована в росте инвестиций, особенно направляемых на поиск новых нефтегазовых месторождений. Поэтому мы подготовили, в соответствии с новой Конституцией, проект нового «Закона об углеводородах», который улучшит правовые и экономические гарантии, а также условия производственной деятельности иностранных компаний в нашей стране, стимулируя более активное инвестирование в развитие нефтегазового сектора Боливии. В настоящее время документ находится в завер-

35

#9 September 2013

FOREIGN OUTLOOK

шающей стадии рассмотрения и согласования между всеми заинтересованными сторонами. Кроме того, в этом году для поиска новых партнеров мы рассчитываем создать в составе национальной нефтегазовой компании специализированную структуру. В соответствии с боливийским законодательством государство закрепило за YPFB 98 перспективных для поиска углеводородов участков недр. Иностранным компаниям предлагается изучить половину из них, подписав Соглашения на выполнение исследований и новые Операционные контракты, согласно которым на этапе разведки инвесторы берут на себя все затраты и риски. После объявления о коммерческом открытии месторождений создается совместное предприятие, в котором YPFB будет иметь контрольный пакет акций, что также оговорено контрактами. Кстати, ожидается, что первый контракт нового формата будет подписан с компаниями Total и «Газпром» по блоку Azero.

Самые перспективные new investments, especially investments into oil and gas exploration projects. That is why we have prepared, in line with the new Constitution, the new draft law “On Hydrocarbons”; if approved, it will improve the legal and economic guarantees, as well as business environment for foreign companies in the country, thus stimulating higher investments in Bolivia’s oil and gas sector. The document, in its final draft stage, is currently being agreed by all parties concerned. This year, we plan to establish a specialized structure within the national oil and gas company, which will be responsible for seeking out new partners.

In accordance with the Bolivian legislation, the state reserved for YPFB some 98 promising blocks. Foreign companies are invited to study half of those, after signing the Research Agreement and new Operating Contracts stipulating that during the exploration stage the investor takes on all costs and risks. After announcement of a commercial discovery, a company forms a joint venture with YPFB, where the latter, in line with signed Agreements, holds a majority stake. By the way, it is expected that the first such new-format contract will be signed with Total and Gazprom, on the Azero block.

The Promised Land Kirillov: When did Russia and Bolivia start cooperating in energy sector and what are the major milestones? What is the role of the Gazprom Group?

Sosa: In 2008, the Ministry Hydrocarbons and Energy of Bolivia and the Ministry of Energy of the Russian Federation signed a memorandum on cooperation in the gas sector. At the time, Russia’s giant opened an office of “Gazprom Latin America” in Santa Cruz. Soon after, in early 2009, the President of Bolivia, Evo Morales Aima, visited Moscow – the first official visit since the establishment of diplomatic relations between our two countries in 1945.

This provided a powerful impetus to the development of bilateral cooperation in various fields, including energy.

The sides signed a number of documents, including an agreement between Gazprom and the Bolivian Ministry of Hydrocarbons and Energy. We began to study the options of Russia’s participation in our new hydropower projects. A year later, in Santa Cruz, we signed an agreement on draft-

36

Кириллов: Когда началось и как развивается взаимодействие России и Боливии в энергетической сфере? Какую роль в нем играет Группа «Газпром»? Соса: В 2008 году между Минтопэнерго Боливии и Министерством энергетики Российской Федерации был подписан Меморандум о кооперации в газовой сфере. Тогда же в Санта-Крус открылось представительство Gazprom Latin America. А в начале 2009 года состоялся официальный визит Президента Боливии Эво Моралеса Айма в Москву – первый с момента установления в 1945 году дипломатических отношений между нашими странами. Это дало мощный толчок развитию двустороннего сотрудничества по различным направлениям, включая и энергетическое. Был подписан целый ряд документов, в том числе соглашение между «Газпромом» и Министерством топлива и энергетики Боливии. Началось изучение возможности участия России в создании у нас новых гидроэнергетических мощностей. Уже через год в Санта-Крус был заключен договор о разработке «Генеральной схемы развития газовой промышленности Боливии до 2030 года», которую к настоящему времени успешно выполнило ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В продолжение этой работы Gazprom International начал поиск в нашей стране партнеров для вхождения в проекты геологоразведки и добычи нефтегазовых ресурсов. К настоящему моменту российская компания добилась значительных успехов в развитии партнерских отношений с Total. Благодаря этому французская компания передала «Газпрому» по 20% своих долей в проектах Aquio и Ipati. Переоформление контракта завершено, сделка одобрена Национальным конгрессом Боливии. Успешно завершились и переговоры «Газпрома» с YPFB по вхождению в проект освоения перспективного на нефть и газ блока Azero. Кабинет министров одобрил это и передал соответствующие документы в боливийский парламент, где они пройдут верхнюю и нижнюю палаты. По нашим законам такая сделка должна утверждаться Национальным конгрессом дважды – сначала соглашение, а затем уже подписанный контракт. Но, думаю, произойдет это довольно быстро. Пока у «Газпрома» ушло на всё про всё около двух с половиной лет: год на переговоры с Парижем по Aquio и Ipati и еще полтора – на блок Azero. Боливия крайне заинтересована в скорейшей реализации этих проектов. И как представитель государства особо подчеркну: мы очень Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

ing the “Bolivia Gas industry Strategy until 2030”, to date already successfully completed by “Gazprom VNIIGAZ”.

Subsequently Gazprom International started searching Bolivia for partners to join the E&P projects of oil and gas segment. To date, the Russian company has made considerable progress in the development of the partnership with Total. This is why the French company transferred to Gazprom 20 percent of its stake in the Aquio and Ipati projects. Conversion of the contract is completed, the transfer is approved by the National Congress of Bolivia.

Gazprom’s negotiations with YPFB on entering into development project for oil and gas block Azero have also been successful. The Cabinet of Ministers has approved the deal and sent the relevant documents to the Bolivian parliament, where they will have to go via the Upper and Lower Houses. According to our laws, such deal must be approved by the National Congress twice – first the agreement, then the signed contract. But I think it will happen fairly quickly.

It has taken Gazprom about two and a half years to get this far: a year for talks with the French on Aquio and Ipati and year and a half – on the Azero block. Bolivia is very keen on speedy implementation of these projects. As a representative of the state, I want to stress – we are very pleased that Gazprom enters the hands-on phase. According to our estimates, the potential hydrocarbon resources are much higher than what we can talk about now. The majority is located within the blocks reserved for YPFB. We believe that Aquio, Ipati and Azero are among the most promising blocks. The exploration work is already under way on the first two; the last one, the Azero block, we hope to engage in the near future.

This article has been originally published in May, 2013 issue of Gazprom, OJSC Gazprom corporate magazine and is reprinted here with permission of Gazprom magazine

ЗАРУБЕЖЬЕ

рады, что «Газпром» переходит к активной фазе деятельности в нефтегазовом секторе нашей страны. По нашим оценкам, потенциальные ресурсы углеводородов значительно больше тех, о которых мы можем говорить сейчас. Значительная их часть располагается в недрах участков, которые зарезервированы за YPFB. Мы считаем, что одними из самых перспективных среди них являются как раз Aquio и Ipati, где уже полным ходом ведутся геологоразведочные работы, а также Azero, который, мы надеемся, будет вовлечен в оборот в самое ближайшее время. Статья была впервые опубликована в майском номере за 2013 год журнала «Газпром», корпоративного издания ОАО «Газпром». Перепечатывается с разрешения редакции журнала «Газпром» .

The Service Contract for the Exploration and Development of Hydrocarbons on the Azero Block Was Signed in Bolivia On 1 August, in the capital of Bolivia, La Paz, a Service Contract for the exploration and development of hydrocarbons on the Azero block between Gazprom International – the sole operator of Gazprom in the area of prospecting, exploration and development of hydrocarbon deposits outside the Russian Federation, Total E&P Bolivie - the Bolivian division of the French oil and gas concern Total, and the Bolivian state oil and gas company YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) was signed.

The Azero block is situated in the south-east of Bolivia and is one of the largest (7,856 km2) non-licensed potential sites in the country. The contract is for 40 years, of which five years are allocated to geological exploration. Under the terms of the contract, the minimum amount of geological exploration work on the block provides for magnetotellurgic surveys and gravimetric prospecting to an extent of 200 linear kilometres, and the drilling of two prospecting wells. The minimum amount of investment at the first stage of geological exploration amounts to $130 million.

Funding of the project at the geological exploration stage will be done on a parity basis by Gazprom International and Total E&P Bolivie. In the event of a commercial discovery a tri-partite Joint Venture will be formed, in which Gazprom International and Total E&P Bolivie will each own 22.5 percent and YPFB 55 percent.

Gazprom International

В Боливии подписан сервисный контракт на разведку и разработку углеводородов на блоке Асеро 1 августа в столице Боливии Ла-Пасе был подписан сервисный контракт на разведку и разработку углеводородов на блоке Асеро (Azero) между Gazprom International – единым оператором зарубежных проектов ОАО «Газпром» в области поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов, Total E&P Bolivie – боливийским подразделением французского нефтегазового концерна Total, и государственной нефтегазовой компанией Боливии – YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos). Блок Асеро расположен на юго-востоке Боливии и является крупнейшим (7.856 кв. км) из нераспределенных перспективных участков в стране. Контракт рассчитан на 40 лет, из которых пять лет отводятся на геологоразведку. По условиям контракта, минимальный объем геологоразведочных работ на блоке предусматривает проведение магнитотеллурической съемки и гравиметрических исследований в объеме 200 погонных км, и бурение двух поисковых скважин. Минимальный объем инвестиций по первому этапу ГРР составляет $130 млн. Финансирование проекта на этапе геологоразведки будет осуществляться на паритетной основе Gazprom International и Total E&P Bolivie. В случае коммерческого открытия будет создано трехстороннее СП, в котором Gazprom International и Total E&P Bolivie будет принадлежать по 22,5%, YPFB – 55%.

Gazprom International

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

FOREIGN OUTLOOK

Going On Up Успешное развитие Denis Kirillov

Денис Кириллов

Н

а вопросы журнала «Газпром» отвечает исполнительный директор Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Карлос Вильегас Кирога

Латиноамериканский рынок

G

azprom Magazine meets Carlos Villegas Quiroga, CEO of Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

The Latin American Market Denis Kirillov: Mr. Villegas, what trends you could highlight on the energy market in Latin America, and what is Bolivia’s role in it?

Carlos Villegas: The main regional energy resource is oil – 45 percent, followed by hydropower (26 percent) and natural gas (22 percent). The gas is used mainly in power generation, oil – in refining industry, as a feedstock for motor fuel production. Renewable alternative sources take up less than 2 percent of the energy consumption. These are largely represented by biofuels, most widely used in Brazil and Colombia.

Coal accounts for about 4 percent, nuclear power – about 1 percent. Lately we have been observing a spike in the consumption of natural gas – in 2012 the demand has grown by 3 percent, driven up by power generators. It is true that in Latin America much of electricity is produced by hydropower and heat power plants that use oil products; however, climate change and the sudden weather fluctuations result in natural gas occupying ever larger share of power generation segment

38

Денис Кириллов: Г-н Вильегас, какие тенденции вы могли бы выделить на энергетическом рынке Латинской Америки и какую роль на нем играет Боливия? Карлос Вильегас: Основную долю в общем объеме потребляемых регионом энергоресурсов занимают нефть – 45%, гидроэнергия – 26% и природный газ – 22%. При этом газ используется главным образом при производстве электроэнергии, а нефть в основном перерабатывается в моторное топливо. Возобновляемые нетрадиционные источники не превышают 2% от общего потребления энергии. Они представлены в основном биотопливом, которое наиболее активно используется в Бразилии и Колумбии. На долю угля приходится около 4%, атомной энергетики – порядка 1%. Между тем в последнее время наблюдается значительный рост потребления природного газа – в 2012 году спрос на него вырос на 3%, прежде всего благодаря предприятиям электроэнергетики. Несмотря на то что существенную часть электроэнергии в Латинской Америке получают на гидроэлектростанциях и теплоэлектростанциях из нефтепродуктов, климатические изменения и резкие погодные колебания приводят к тому, что газ занимает всё большую долю в электрогенерации как более удобный и гибкий с точки зрения закупок и поставок энергоресурс. В первую очередь спрос на газ обеспечивается за счет внутреннего производства и региональных экспортных поставок из Боливии в Аргентину и Бразилию, а также из Колумбии в Венесуэлу. При этом Боливия, Перу и Бразилия стремительно наращивают собственную добычу газа. Несмотря на это и на значительные запасы углеводородов, Латинская Америка пока не в состоянии самостоятельно покрыть свои энергетические потребности. В результате наблюдается заметный рост импорта сжиженного природного газа (СПГ). Так, в 2012 году доля СПГ в общем объеме импорта газа в Аргентину достигла почти 50%, в Бразилию – около 30%. В связи с этим некоторые страны региона вынуждены всерьез рассматривать возможность разработки нетрадиционных энергоресурсов. Основными поставщиками СПГ в Латинскую Америку выступают Тринидад и Тобаго, Катар и Экваториальная Гвинея. Наибольший рост спроса на газ сегодня наблюдается в Аргентине и Бразилии – на долю этих стран приходится 47% всего потребления этого энергоресурса в Центральной Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

as a more convenient and flexible energy resource (in terms of procurement and supply).

Natural gas is needed for domestic production industries and for regional exports from Bolivia to Argentina and Brazil, as well as from Colombia to Venezuela. Though Bolivia, Peru, and Brazil are rapidly expanding own gas production, despite the huge gas reserves that back up such expansion, Latin America is still unable to meet its energy demand. As a result, there is a marked boost of LNG imports into the region.

For example, in 2012 LNG accounted for almost 50 percent of total gas imports to Argentina and for about 30 percent of Brazil’s gas import. This setup forces some countries in the region to seriously mull over the possibility of developing alternative resources of energy. The main LNG suppliers to Latin America market are the Trinidad and Tobago, Qatar and Equatorial Guinea.

The greatest drivers of gas demand today are Argentina and Brazil – these countries consume 47 percent of the total gas supplied to Central and South America. In 2012, Brazil consumed 26.3 billion cubic meters of natural gas, up 13 percent on the year before: 56 percent of this volume was produced domestically, 37 percent – imported from Bolivia, 7 percent – supplied as LNG. The country’s domestic gas production is growing, too – last year it increased 10 percent to about 14.6 billion cubic meters. Currently, the country pins high hopes on the development of Presal, a large ultra-deepwater oil&gas field offshore Brazil; however, there are considerable doubts about its development prospects. Meanwhile, last year Brazil was forced to increase its LNG purchase to 2.9 billion cubic meters to cover seasonal peak load of its heat power plants. LNG terminals in Rio de Janeiro and Pesem ports (annual capacity about 7.7 billion cubic meters) are underused as price-wise the imported LNG cannot compete with the Bolivia’s pipeline gas exports to Brazil. We supply natural gas to Sao Paulo and Rio de Janeiro, where the majority of consumers is located. In these industrial and power generation hubs gas demand grows in line with GDP, 4 percent per annum.

In 2012, Argentina consumed 49.3 billion cubic meters of natural gas. The country’s power generation segment utilized some 58 percent of this volume, industry – 38 percent, municipal and commercial sectors – 31 percent, transport – about 5 percent. Argentina has one of the world’s largest fleets of LPG-powered vehicles, which consumes more than 2.9 billion cubic meters of natural gas. In winter, country’s municipal sector pushes up the total gas consumption by approximately 20 percent, so in winter period the industry (mainly

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЗАРУБЕЖЬЕ и Южной Америке. Спрос на газ в Бразилии в 2012 году увеличился на 13% и достиг 26,3 млрд м3: 56% этого объема было обеспечено за счет внутреннего производства, 37% – импорта из Боливии, 7% – за счет закупок СПГ. Собственная добыча газа в этой стране постепенно увеличивается – в прошлом году она выросла на 10% и составила около 14,6 млрд м3. В настоящее время большие надежды связываются с освоением крупного сверхглубоководного нефтегазового месторождения Presal на шельфе Бразилии. Однако пока существуют большие неопределенности по поводу перспектив его разработки. Между тем в прошлом году эта страна была вынуждена увеличить закупки СПГ до 2,9 млрд м3 для покрытия сезонных пиковых нагрузок теплоэлектростанций. Хотя мощность регазификационных терминалов в портах Рио-де-Жанейро и Песем составляет около 7,7 млрд м3 в год, в полном объеме они не используются, так как по цене импортный СПГ не может конкурировать с боливийским сетевым газом, поступающим в Бразилию. Мы поставляем газ в Сан-Паулу и Рио-де-Жанейро, где располагается бóльшая часть потребителей, – здесь сконцентрированы теплоэлектростанции и промышленные предприятия, благодаря чему спрос на газ в этих регионах, как и ВВП, увеличивается ежегодно на 4%. Потребление природного газа в Аргентине в 2012 году достигло 49,3 млрд м3. Порядка 58% этого объема пришлось на электроэнергетику, 38% – на промышленность, 31% – на коммунально-бытовой и коммерческий секторы, около 5% – на автотранспорт. Эта страна обладает одним из самых больших в мире парков газомоторной техники, который ежегодно потребляет свыше 2,9 млрд м3 газа. В зимнее время спрос на газ в Аргентине увеличивается примерно на 20% за счет коммунально-бытового сектора. В этот период промышленность, представленная главным образом предприятиями химической, нефтехимической, металлургической и цементной отраслей, страдает от ограничений поставок газа. Страна удовлетворяет свои потребности в газе с помощью сырья собственного производства, импорта из Боливии и закупок СПГ. Объемы добычи аргентинского газа снижаются из-за недостатка инвестиций – за последние пять лет сокращение достигло 4%, причем при нынешнем уровне производства имеющихся в стране запасов природного газа хватит не более чем на восемь лет. Между тем Аргентина обладает значительными ресурсами нетрадиционного газа, которые пока находятся на стадии изучения. Понимая всю сложность ситуации, аргентинские власти пытаются стимулировать освоение месторождений углеводородов и поисково-разведочные работы. Однако пока зависимость страны от импорта неумолимо растет. А учитывая четырехпроцентное повышение спроса на газ в последние три года, можно предположить, что в ближайшей перспективе ситуация только усугубится. Экспорт боливийского газа в Аргентину начался в 1972 году, прекратился в 1999-м, а 2006-м было подписано долгосрочное соглашение на поставку. А в 2010-м вследствие снижения собственной добычи было подписано дополнение к этому контракту на поставку дополнительных объемов сырья. В связи с этим последние годы мы вели активную работу по расширению газотранспортных мощностей, которые должны позволить нам к 2026 году экспортировать в Аргентину более 10 млрд м3 газа ежегодно. В 2012 году наши поставки в эту страну выросли на 67% и превысили 4,4 млрд м3. При этом максимальный объем экспорта в Аргентину достигал 16,5 млн м3/сут., что в годовом выражении равняется приблизительно 6 млрд м3. В то же время

39

#9 September 2013

FOREIGN OUTLOOK

аргентинские терминалы регазификации в Бухте Белой и порту Эскобар (пропускной способностью соответственно 6,2 млрд и 5,5 млрд м3 газа в год) использовались далеко не на полную мощность. Хотя закупки СПГ и выросли на 14%, их суммарный объем в 2012 году не превысил 4,4 млрд м3. Между тем спрос на природный газ в Аргентине значительно превысил предложение. Потребности страны были обеспечены в основном за счет замещения природного газа на мазут на теплоэлектростанциях.

Основной поставщик chemical, petrochemical, steel and cement companies) suffers from the limited gas supply. The country meets its natural gas needs through own production, imports from Bolivia and LNG imports. Argentina’s gas production is deteriorating due to a lack of investment – for the last five years, the fall reached 4 percent. Even with the current production levels, the most optimistic forecasts say that the country’s natural gas reserves will be exhausted in 8 years’ time. The country owns significant reserves of unconventional gas, which are still under study. Understanding this tangled situation, Argentine authorities are trying to encourage E&P projects, but so far in vain as the country’s dependence on imports is growing inexorably. Most likely, the market will deteriorate short-term, particularly considering the 4 percent surge of demand for natural gas over the last three years.

Bolivia’s natural gas exports to Argentina began in 1972 but stopped in 1999. In 2006, the sides inked a long-term supply agreement. In 2010, falling domestic production forced Argentina to negotiate an addendum to the contract, for extra supply of natural gas. In this respect, we have done much work on the expansion of the gas transportation capacities, and by 2026 plan to export to Argentina more than 10 billion cubic meters of gas annually. In 2012, our natural gas exports to the country grew 67 percent to over 4.4 billion cubic meters. So far, daily gas exports to Argentina peaked at 16.5 mmcm day, which corresponds to about 6 billion cubic meters per year.

At the same time, Argentina’s LNG terminals in White Bay and the port of Escobar (6.2 billion cubic meters and 5.5 billion cubic meters, respectively) are underused. Even though LNG imports grew 14 percent in 2012, their total shipments did not exceed 4.4 billion cubic meters, while local demand still by far outstrips the supply. To meet the country’s demand for natural gas, the government switched gas-run heat power stations to fuel oil and used the freed volumes elsewhere.

The Key Supplier Over the last few years Bolivia managed to establish itself as a major natural gas supplier to the southern regions of Latin America. In 2012, we increased gas exports 17 percent to 14.6 billion cubic meters – about 10.2 billion cubic meters was exported to Brazil, about 4.4 billion cubic meters – to Argentina, and we fully met the domestic demand in Bolivia.

With these two countries we associate our future prospects of natural gas supply. Despite the developed LNG infrastructure in the region, we do not see LNG a serious competition to Bolivian natural gas. Still, we consider entering other neighboring markets, and we’re stepping up gasification-related projects in Bolivia. In 2012, our domestic demand for natural gas increased 3.37 percent to about 3.2 billion cubic meters.

To ensure adequate domestic natural gas supply and exports, we are increasing production volumes. Last year gas production grew 13.41 percent to 18.66 billion cubic

40

Таким образом, в последние несколько лет Боливии удалось утвердиться в качестве основного поставщика природного газа в южные регионы Латинской Америки. В 2012 году мы увеличили экспорт газа на 17%, до 14,6 млрд м3 – порядка 10,2 млрд пошло в Бразилию и около 4,4 млрд – в Аргентину, полностью обеспечивая при этом спрос на внутреннем рынке Боливии. Именно с этими двумя странами мы связываем дальнейшие перспективы поставок газа. Несмотря на развитую в регионе инфраструктуру регазификации, мы не склонны расценивать СПГ в качестве топлива, конкурентного боливийскому газу. Впрочем, мы смотрим и на другие соседние рынки, а также активно занимаемся газификацией Боливии. В 2012 году наш внутренний спрос на газ увеличился на 3,37% и составил около 3,2 млрд м3. Для обеспечения внутреннего спроса и потребностей в газе наших соседей мы наращиваем объемы добычи. В прошлом году они увеличились на 13,41% и достигли 18,66 млрд м3. Производство нефти мы нарастили на 15,46% – до 2,5 млн т в год. В текущем году мы планируем увеличить добычу газа до 20,8 млрд м3, в 2014-м – до 22,1 млрд. Помимо этого, мы рассчитываем превратиться в крупного экспортера сжиженных углеводородных газов (СУГ). Поставки СУГ в соседние страны мы начали еще в прошлом году, а в 2014-м планируем существенно их нарастить. В этом году у нас заработают мощности по ежегодному выпуску 131,8 тыс. т СУГ, а в следующем – откроется производство, которое позволит выпускать еще 570–829 тыс. т сжиженного газа. В 2015 году мы введем в эксплуатацию аммиачно-карбамидный завод, а в 2017-м – две линии по выпуску полиэтилена и полипропилена. Таким образом, мы получим новую экспортную продукцию с повышенной добавленной стоимостью, которую сможем направлять на внутренний и внешние рынки.

Кириллов: Какое место в топливно-энергетическом комплексе Боливии занимает ваша компания? Вильегас: Нефтегазовая отрасль играет важную роль в экономике Боливии. В прошлом году ее доля в ВВП страны достигала почти 8,4%, а в общем объеме налоговых сборов – 38%. Экспорт углеводородов составляет свыше 40% всех внешнеторговых поставок. Кстати, за последние шесть лет в стоимостном выражении он увеличился более чем на 90%. Основными руководящими документами, определяющими развитие отрасли, являются Конституция Боливии и Декрет о национализации, в которых прописано, что углеводороды – достояние многонационального боливийского народа. При этом политику и стратегию развития отрасли определяет государство в лице министерства топлива и энергетики, а их реализация возложена на нашу национальную нефтегазовую компанию – Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos. Сегодня в нее входит семь дочерних предприятий и три аффилированные структуры. В соотOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

meters. Domestic oil production have also increased, by 15.46 percent up to 2.5 million tpa.

This year we plan to boost gas production to 20.8 billion cubic meters, in 2014 – to 22.1 billion cubic meters. We also expect to become a major exporter of liquefied petroleum gas (LPG).

Last year we started LPG exports to the neighbors, this year we plan scale up the shipments. This year we will launch a 131,800 tpa LPG production facility, to be supplemented next year by another LPG production plant (570,000-829,000 tpa). In 2015, we will launch ammonia-urea production plant, in 2017 – two production lines for polyethylene and polypropylene production. Hence, we will get new export products with high added value, for both domestic and foreign markets.

Kirillov: How do you see your company in Bolivia’s energy market?

Villegas: Oil&gas industry is very important for Bolivia’s economy. Last year, it generated almost 8.4 percent of GDP and 38 percent of the total tax revenue. Supplies of hydrocarbon energy carriers account for over 40 percent of all export.

For the last six years, it increased more than 90 percent in value terms.

The Constitution of Bolivia and the Nationalization Decree remain the main documents that define the development of the industry and stipulate that the hydrocarbons is a property of multi-ethnic nation of Bolivian people.

Development strategy of the industry is defined by the state, represented by the Ministry of Hydrocarbons and Energy, and implementation of this strategy is the task of our national oil&gas company – Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos. Currently the company consists of seven subsidiaries and three affiliates. The Constitution specifies that only our company has the right to carry out oil&gas projects.

However, to implement the projects, we may enter into contracts, establish syndicates and JVs with foreign partners – the only condition is that YPFB stake must be at least 51 percent.

So Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos plays considerable role in Bolivia’s oil&gas sector.

Strategy Kirillov: Please elaborate on YPFB development strategy.

Villegas: One of the main tasks for us today is to increase proved reserves. For this, we need to intensify exploration projects throughout the country. Already $286 million has been allocated for such projects, 66 percent for YPFB and 34 percent – for the project operators. We expect that in 20132016 the state will invest in exploration some $954 million.

This year we also start assessment of 24 new prospective blocks, for which 12 agreements have already been signed.

Another five contracts are currently being approved, 14 more are in still in negotiation stage.

An equally important task is to strengthen the YPFB position as a major supplier of natural gas to the south of Latin America. To honor export obligations and meet the demand in the domestic consumer, this year we plan 18 perНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЗАРУБЕЖЬЕ ветствии с Конституцией правом осуществлять нефтегазовые проекты обладает только наша компания. Однако для их реализации мы можем заключать контракты, создавать консорциумы и совместные предприятия с иностранными партнерами, при условии что доля YPFB в любом проекте будет не менее 51%. Так что роль Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos в нефтегазовом комплексе Боливии весьма существенна.

Стратегия Кириллов: Что предполагает стратегия развития YPFB?

Вильегас: Одной из главных задач для нас на сегодня является наращивание доказанных запасов углеводородов. Для ее решения нам необходимо активизировать поисково-разведочную деятельность на всей территории страны. На эти цели уже направлено $286 млн, из которых 66% пришлось на долю YPFB, а 34% – на долю компаний – операторов проектов. Мы рассчитываем, что в общей сложности в 2013–2016 годах инвестиции в геологоразведку составят порядка $954 млн. Помимо этого, в текущем году начнутся исследования 24 новых перспективных участков недр, по которым уже подписаны 12 соглашений. Еще пять контрактов сейчас находятся в процессе утверждения, а по 14 идут переговоры с инвесторами. Не менее важная задача – укреплять позиции YPFB как главного поставщика природного газа на юге Латинской Америки. Для выполнения экспортных обязательств и удовлетворения спроса на внутреннем рынке мы планируем увеличить добычу газа в этом году на 18%, на что потребуется $926 млн. Порядка 22% этих вложений обеспечит наша компания, 88% – компании – операторы проектов. Всего же инвестиции в эксплуатацию нефтегазовых месторождений должны составить в 2013–2016 годах $1,492 млрд. Естественно, что параллельно с этим мы будем расширять экспортные коридоры. В частности, речь идет о газопроводе GIJA (Gasoducto de Intergacion Juana Azurduy de Padilla), который был пущен в эксплуатацию в 2011 году и соединил Боливию с Аргентиной. В настоящее время его пропуская способность составляет 5,84 млрд м3 газа в год. В перспективе мы планируем увеличить его мощность до 12 млрд м3 ежегодно. Еще одним приоритетом для нас является работа по корректировке энергетического баланса. Дело в том, что сегодня в Боливии очень выросло потребление жидкого топлива – дизеля, бензина, сжиженных углеводородных газов, в то время как природный газ используется не слишком активно. При этом значительные объемы жидкого топлива мы вынуждены импортировать, что ложится тяжким бременем на экономику страны. В связи с этим YPFB проводит активную политику по наращиванию использования природного газа взамен жидкого топлива. Для этого ведется расширение газотранспортных и распределительных сетей. Кроме того, до конца 2014 года мы планируем построить завод по производству СПГ, который

41

#9 September 2013

FOREIGN OUTLOOK cent increase in gas production, at a cost of $926 million. Our company will provide about 22 percent of the investment, the rest will be met by the project operators. Overall, investment in field projects should reach $1.492 billion in 2013-2016.

It is natural that, in parallel with the above we will expand the export corridors. In particular, we are talking about GIJA gas pipeline (Gasoducto de Intergacion Juana Azurduy de Padilla), which was commissioned in 2011 and linked Bolivia and Argentina. Currently, its annual capacity is 5.84 billion cubic meters, but we plan to expand it in future to 12 billion cubic meters.

Adjustment of energy balance is another priority for us. The thing is, consumption of liquid fuels – diesel, gasoline, liquefied petrol gas – has recently spiraled, while natural gas usage remains marginal. At the same time, we have to import large volumes of liquid fuel, which takes a heavy toll on the economy. In this regard, YPFB has been actively promoting natural gas, trying to expand its market share while reducing the usage of liquid fuels. With this in mind, the company is currently developing its gas transportation and distribution networks. By the end of 2014, we plan to complete a project on LNG plant construction. This will provide natural gas to the population in remote areas of the country where pipelines are currently impractical for technical or economic reasons. LNG will also replace diesel fuel currently used for power generation in the local power systems.

While the program on switching the transportation fleet of the country to compressed natural gas (CNG) is the responsibility of the Ministry of Hydrocarbons and Energy, YPFB has also been investing heavily in this field. In particular, this year we plan to spend $5 million on a network of multi-fuel stations in various cities across Bolivia.

At the same time, we enlarge our refining capacity, trying to supply the market with domestically-produced liquid fuel.

This year we invest in relevant projects $180 million, out of $528 million earmarked for injection till 2016. We have also started two construction projects to install two plants for processing and fractionation of associated petroleum gas. This will give us liquefied petrol gas, gasoline, and isopentanes from natural gas sent for export. Another project covers creation of a deep gas processing facility – this will give us such value-added products as ethylene, polyethylene, ammonia and so on.

The New Environment Kirillov: Tell us about YPFB cooperation with foreign companies. How is it going, what are the prospects?

Villegas: In 1990, the government approved a new legislation, naming YPFB as a company responsible for the development of Bolivia’s oil&gas industry and for conclusion

42

позволит обеспечить природным газом население в удаленных районах страны, куда тянуть газопроводы нецелесообразно по техническим или экономическим причинам. СПГ также заменит дизельное топливо, которое сегодня используется для выработки электроэнергии в локальных энергосистемах. Что касается перевода транспорта на компримированный природный газ, то реализацией соответствующей программы активно занимается министерство топлива и энергетики. Впрочем, YPFB также вкладывает немалые средства в развитие этого направления. В частности, в этом году мы планируем потратить $5 млн на развитие сети многотопливных автозаправочных станций в различных городах Боливии. Вместе с тем мы стремимся обеспечить внутренний рынок жидким топливом собственного производства, для чего наращиваем нефтеперерабатывающие мощности. В нынешнем году мы инвестируем в соответствующие проекты $180 млн, а всего на эти цели планируется до 2016 года направить $528 млн. В процессе проектирования и строительства у нас также находятся два завода по переработке попутного нефтяного газа с разделением его на фракции, в результате чего мы будем извлекать сжиженные углеводородные газы, бензин и изопентаны из природного газа, отправляемого на экспорт. В дополнение к этому мы предполагаем создать мощности по глубокой переработке природного газа, чтобы получать продукцию с повышенной добавленной стоимостью, такую, в частности, как этилен, полиэтилен, аммиак и так далее.

Новый «климат» Кириллов: Расскажите о взаимодействии YPFB с иностранными компаниями. Как оно развивается, каковы перспективы? Вильегас: В 1990 году было принято законодательство, по которому YPFB назначалась компанией, ответственной за развитие боливийского нефтегазового комплекса и заключение контрактов с иностранными инвесторами. В 1994 году была объявлена приватизация отрасли, в результате чего нашей компании была отведена исключительно административная роль – контроль, сбор платежей и обеспечение экспортных поставок газа в Бразилию. Запасы углеводородов были собственностью государства, но добытым сырьем полностью распоряжались компании – операторы проектов. Из состава YPFB были выделены два предприятия по разведке и разработке месторождений, по 50% акций которых были проданы на международном тендере. В результате появилась компания Andina S.A. (ее совладельцем стала аргентинская YPF, а впоследствии испанская Repsol) и Chaco S.A. (американская Amoco, Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

of contracts with foreign investors. In 1994, the industry was declared open for privatization, so our company acted mainly as a monitor – monitoring, collecting payments and providing natural gas exports to Brazil. Hydrocarbon reserves remained state-owned, but the produced hydrocarbons were controlled by the project operators. Two E&P companies were detached from YPFB; in each, half of the stake was sold on the international tender. This led to creation of Andina S.A. (co-owned by Argentina’s YPF, and later the Spain’s Repsol) and Chaco S.A. (owned by Amoco, then by BP, and finally by Argentina’s “Pan American Energy”). However, this system proved to be inefficient and unprofitable for Bolivia.

Therefore, in 2006 the state began the process of nationalization of the oil&gas industry. The government regained control over energy assets and YPFB was reinstalled as industry operator controlling all privatized companies. The new legislation introduced a new tax regime for subsoil usage, favorable not only for foreign companies, but for the country, too.

The state became the owner of the produced hydrocarbons, as well as the hydrocarbon reserves. In parallel, YPFB was given the exclusive right to oil&gas projects in Bolivia, thus attracting foreign investors.

The ongoing ambitious expansion of the oil&gas industry in our country means that we are intensively working to improve the legislation, to ensure higher appeal of Bolivia energy segment for foreign investors.

Kirillov: How and when your company started working with the Gazprom Group? What are the prospects of this cooperation?

Villegas: Back in 2007, our company and Gazprom signed a Memorandum of Understanding. The Memorandum covered evaluation of existing opportunities for cooperation in the energy sphere, such as the prospects for cooperation in the development of new technologies, exploration and production of oil&gas fields, upstream projects including LNG production, as well as logistics and marketing. Basing on this document, in 2008 the sides signed the agreements for Gazprom’s study of the promising oil&gas blocks Sunchal and Azero. Consequently, the Russian giant selected the second of the YPFB assets; currently the work is under way for approving the appropriate servicing contract. In 2009, also within the framework of earlier agreements, YPFB, Gazprom Latin America and “Gazprom VNIIGAZ” signed a Memorandum on completing the “Bolivia Gas industry Strategy until 2030”. In 2009–2010, “Gazprom VNIIGAZ” successfully completed the project and provided the results to YPFB and the Ministry of Hydrocarbons and Energy of Bolivia. At the end of 2012, YPFB, Total, Tecpetrol and the Gazprom Group signed an agreement for transferring a 20 percent stake in the Ipati and Aquio blocks, enabling the Russian company to enter into these Bolivian projects.

Given the rapid development of Bolivia’s oil&gas industry, the starting joint projects between YPFB and the Gazprom Group open up great opportunities for further cooperation in the energy sector – in exploration and production on other YPFB-held deposits, apart from Ipati, Aquio and Azero – and in the areas identified in the 2007 Memorandum, such as, in particular, the development of advanced upstream technologies, R&D projects and personnel training.

This article has been originally published in May, 2013 issue of Gazprom, OJSC Gazprom corporate magazine and is reprinted here with permission of Gazprom magazine

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЗАРУБЕЖЬЕ затем – британская ВР, далее – аргентинская Pan American Energy). Однако эта система оказалась неэффективной и невыгодной для Боливии. Поэтому в 2006 году начался процесс национализации нефтегазовой промышленности. Государство вернуло себе контроль над энергетическими активами, YPFB были возвращены функции оператора отрасли и контроль над всеми приватизированными предприятиями. Новое законодательство ввело новый налоговый режим недропользования, благоприятный не только для зарубежных компаний, но и для самой страны. В собственности государства оказались не только запасы углеводородов, но и добываемое сырье. А YPFB была наделена эксклюзивным правом осуществлять нефтегазовые проекты на территории Боливии, привлекая иностранных инвесторов. В настоящее время, в связи с интенсивным развитием нефтегазовой отрасли нашей страны, идет активная работа по совершенствованию законодательства, которая позволит значительно повысить привлекательность зарубежных инвестиций в энергетический сектор Боливии.

Кириллов: Как и когда началось сотрудничество вашей компании с Группой «Газпром»? Каковы перспективы этого взаимодействия? Вильегас: В 2007 году нашей компанией и ОАО «Газпром» был подписан Меморандум о взаимопонимании. Он предполагал изучение существующих возможностей взаимодействия в энергетической сфере. Речь шла о перспективах сотрудничества в области освоения новых технологий, разведки и разработки месторождений нефти и газа, их переработки, включая проекты по производству СПГ, а также транспортировки и сбыта. В развитие этого документа в 2008 году были подписаны договоры на изучение «Газпромом» перспективных на нефть и газ блоков Sunchal и Azero. В результате российская компания выбрала из активов YPFB второй участок – сейчас ведется активная работа по оформлению по нему соответствующего сервисного контракта. В 2009 году, также в рамках достигнутых ранее договоренностей, между YPFB, Gazprom Latin America и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» был подписан Меморандум о разработке «Генеральной схемы развития газовой отрасли Боливии до 2030 года». В 2009–2010 годах этот проект был успешно реализован ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а его результаты переданы в распоряжение YPFB и Министерства топлива и энергетики Боливии. В конце 2012 года был подписан договор переуступки 20%-х долей в блоках Ipati и Aquio между YPFB, Total, Tecpetrol и Группой «Газпром», благодаря которому российская компания вошла в эти два боливийских проекта. Учитывая быстрое и успешное развитие нефтегазовой отрасли Боливии, а также взаимодействие YPFB и Группы «Газпром», перед нашими компаниями открываются большие перспективы для дальнейшего сотрудничества в энергетической сфере – как в области разведки и разработки месторождений углеводородов на новых, имеющихся в распоряжении YPFB нефтегазовых блоках помимо Ipati, Aquio и Azero, так и по направлениям, определенным в Меморандуме 2007 года, таких, в частности, как освоение передовых технологий, научно-технические исследования и обучение персонала. Статья была впервые опубликована в майском номере за 2013 год журнала «Газпром», корпоративного издания ОАО «Газпром». Перепечатывается с разрешения редакции журнала «Газпром» .

43

WELL OPERATION

ICP Prevention in Wells Controlling the Leak Integrity of Casing Wellhead Seals

Технология предупреждения МКД в скважинах Контроль герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн Ryakhovskiy Alexander, leading specialist, well construction supervising at Vankorneft

Ряховский Александр Викторович, ведущий специалист супервайзинга строительства скважин ЗАО «Ванкорнефть»

he following technology is ideal for various types of development wells with ultra-low intake capacity of interstring space <0.0083 m³/(h*MPa) or less than 2 m³ per day at 10 MPa. To be applied immediately after well completion and throughout the operating period, until the well abandonment.

The intercasing pressure (ICP) of the wellhead equipment indicates a fluid flow in the interstring space, thread joints of the strings or the wellhead equipment, which is unacceptable for any type of well. Russian Fire Safety Standard 08-624-03 renders such wells as technically defective, requiring ICP liquidation measures or, failing that – well abandonment.

A well is a complex technical structure that becomes only more expensive with the development of new construction technologies. In global practice of well operation, there is no effective system for monitoring the leak state for casing head pack-off, casing strings and its thread joints; also, there is no technology to maintain a constant leak-proof state of downhole equipment and interstring space. In this article, we try to conceptualize and map out the comparatively low-cost technology that enables the producer to implement such controls for constant maintenance and monitoring of the tightness of downhole equipment and interstring space. This should significantly increase the operating life of wells, reduce labor and material costs for their repair and ensure better environmental security.

In this technology, ICP prevention and leak control for casing strings and interstring environment is realized by applying constant pressure in interstring space (ISS), direct injection into the ISS (to specified pressure) of special sealing liquid that seals the ISS migration channels and microgaps in thread joints of the strings. Then a flow meter can be used to gauge the ISS injection capacity, thus getting the data about the well integrity state. Regardless of ICP presence in the operational well, this preventive application of pressure to the ISS, together with a computerized control system for casing head pack-off, enables the opera-

писанная в статье технология подходит для рабочих скважин разного назначения и конструкции со сверхнизкой приемистостью межколонных пространств <0,0083 м³/(час*МПа) или менее 2 м³ в сутки при 10 МПа. Применяется сразу после окончания строительства скважины и в течении всего времени работы скважины до ее ликвидации. Появление межколонных давлений (МКД) на устьевом оборудовании свидетельствует о наличии каналов перетока флюдов в межколонных пространствах, резьбовых соединениях колонн или в устьевом оборудовании, что недопустимо в скважинах любого назначения. В ПБ 08-62403 эти скважины считаются технически неисправными, что требует принятия мер по устранению МКД, а в случае невозможности – ликвидации скважины. Скважина – сложное техническое сооружение, и с развитием новых технологий их строительства оно становится все более и более дорогим. В мировой практике эксплуатации скважин отсутствует эффективная система контроля состояния степени герметичности обсадных колонн, их резьбовых соединений, отсутствует система контроля герметичности устьевых уплотнителей колонн и нет технологии постоянного поддержания герметичности скважинного оборудования и межколонной среды. В этой статье изложена идея и начертан способ с помощью которого при низких затратах по сравнению со стоимостью скважины, можно осуществить этот контроль, постоянно поддерживая и контролируя герметичность скважинного оборудования и межколонной среды, что должно существенно увеличить срок службы скважин, сократить трудовые и материальные затраты на их ремонт, контролировать экологическую безопасность скважины. В этой технологии предупреждение МКД и контроль герметичности обсадных колонн и межколонной среды реализуется постоянным воздействием давления на межколонные пространства скважины (МКП), постоянного нагнетания в МКП до заданного давления специальной герметизирующей жидкости, которая закупоривает миграционные каналы в МКП, герметезирует микрозазоры резь-

T

44

О

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ бовых соединений колонн, Фиксируя расходомером величину приемистости МКП, можно получить информацию о состоянии герметичности скважины. Независимо от того, есть или нет МКД в эксплуатируемой скважине, это профилактическое воздействие давлением на МКП в комплексе с электронной системой контроля герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн дает возможность постоянно прослеживать герметичность, «здоровье» скважины, предупреждая межколонные давления (МКД) в процессе эксплуатации скважины, обеспечивая технико-технологическую и экологическую безопасность функционирования скважин. Принцип этой технологии исходит из анализа причин появления МКД в устьевом оборудовании скважин.

Причины появления МКД можно разделить на три составляющие:

● Alexander Ryakhovskiy ● Александр Ряховский

tor to constantly monitor the leaks, the «health» of the well, preventing intercasing pressure during the operation and ensuring technical, technological and environmental safety of the operating wells.

This technology is based on the analysis of the causes of the ICP in the wellhead equipment.

ICP causes can be divided into three components: 1. Leakage of thread joints of the strings.

2. Leakage of casing head pack-off.

3. Leakage of the inhomogeneous ISS medium, used by formation fluids (mostly methane, as the most permeable gas) for migrating up and down via the micropores formed by the ongoing physical and chemical processes due to the violation of the natural balance in the formation during the construction of the well.

1. Leakage of thread joints in casing strings depends on the quality of the casing, its thread joints, quality of the string landing. During the operation of the well, casing strings are subject to mechanical, thermal, physical and chemical exposure. This results in micromovement of casing strings, both length- and diameter-wise [4], while constant vibration field (due to the movement of gas-liquid flow to the mouth) leads to micro-strippings of the connecting threads. These factors, intensified by physical and chemical exposure to the environment, contribute to a Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1. Негерметичность резьбовых соединений колонны.

2. Негерметичность устьевых уплотнителей обсадных колонн.

3. Негерметичность неоднородной среды МКП, по которой мигрируют вверх пластовые флюиды (в основном метан, как самый проницаемый газ) по образованным микроканалам под воздействием возникших физикохимических процессов и сил из-за нарушения природного равновесия и баланса в толще пород при строительстве скважины.

1. Негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн обусловлена качеством спущенной обсадной колонны, совершенством конфигурации ее присоединительной резьбы, качеством производства работ по спуску колонн. При эксплуатации скважины обсадные колонны подвергаются механическим, термическим и физикохимическим воздействиям. В результате этих воздействий происходит микродвижение обсадных колонн как по длине, так и в диаметре [ 4], а при постоянном вибрационном поле, возникающим при движении газожидкостного потока к устью, происходит микрострагивание поверхностей присоединительных резьб. Эти факторы, усиленные физико-химическим воздействием среды, способствуют частичной разгерметизации резьбовых соединений обсадных колонн. В 1970-х годах в СССР были проведены исследования и испытания образцов различных типов разъемных соединений в целях предотвращения утечек в топливной системе ракет с жидкостными ракетными двигателями (ЖРД) шахтного исполнения [5; 6]. Проблема стояла очень остро и грозила потерей оперативной боеспособности ракетных войск, так как неизбежно появлялись утечки топлива в ракетах с ЖРД в стартовом состоянии. Массированные научные исследования и испытания показали, что длительная герметичность таких соединений не может быть обеспечена в принципе в силу возникновения ослабления напряжений в уплотнениях и стяжных элементах любых разъемных соединений и из таких соединений появляються течи продуктов. Кардинальным решением проблемы в ракетостроении был предельный отказ от разъемных соединений, при монтаже двигателя и его топливной системы, были использованы только неразъемные соединения – сварка и пайка, ампулизация компонентов топлива. Вывод этих исследований можно отнести и к резьбовым соединениям обсадных колонн: — пропуски по резьбовым соединениям колонн неизбежны и возникают по причине закономерного ослабления напряжения в резьбах, созданного приложением силы к резьбе — моментом свин-

45

WELL OPERATION partial depressurization of thread joints in casing strings.

In 1970s, in order to prevent leaks in the fuel system of silo-based missiles with liquid rocket engines (LRE), USSR labs run research and testing of various types of plug connections[5; 6]. At time, this was crucial challenge that threatened the loss of operational combat capability of missile troops, as the problem inevitably led to fuel leaks in tactical missiles with liquid rocket engine. The massive research and testing have shown that long-term tightness of such compounds cannot be guaranteed as there is natural reduction of tension in seals and clamping elements of any plug connections, and this is precisely where leaks start. The rocket science offered a radical solution to the problem, that is, the ultimate rejection of the plug connections for engine and fuel systems – instead, only permanent joints (welding, brazing, and ampulization of the propellant agent) were used from then on. The corollary of these studies applies to thread joints of casing strings, too – leaks of thread connections are unavoidable and occur because of the natural reduction of tension in threads due to using makeup torque of 7÷13 kN*m on the thread.

This tension reduction is accelerated by micromotion of the thread (micro-strippings) caused by thermobaric and vibration impact on the casing string during its operation.

The only way out is the permanent sealing of thread joints by chrysotile fiber, with its unique natural properties – the fiber is constantly delivered to microgaps of the thread via the liquid medium passing under pressure through the ISS micropores.

2. Leakage of casing head pack-off with rubber elements occurs in the domestic wellhead equipment after a certain period and could be explained as follows. Well inspection for ICP must concern, first of all, inspection of tightness of the casing head pack-off, in other words, the standard leaks of downhole fluid (methane being the most permeable substance) to ISS from the production string through the wellhead seals.

On many wells with ICP, there is no secondary hydrotesting of casing head pack-off – it is considered absolutely and unconditionally leak-proof. Manufacturers who supply the wellhead equipment do not provide appropriate blowers with pressure gauges for pressure testing of wellhead seals and flange connections. Somewhere in the history of wellhead equipment, its installation and operation have gone awry and currently there is no requirement for a secondary testing of wellhead seals and flange connections by injecting the liquid agent into leak-off valves of the wellhead seals. Generally, wellhead seals begin to leak after a certain time, after wellhead equipment is exposed to thermobaric, vibration and mechanical stress. Microgaps that appear between the rubber of the seal and the surface of the string during well operation are the main reason for leaks in seals of wellhead equipment manufactured by the domestic producer. These microgaps operate as a regulator valve, letting methane through after achieving a set pressure. At P = 10 MPa, in 178 mm production casing, leaks could start at P = 8 MPa, while in ISS 178*245 mm the ICP could reach 2 MPa. This version is based on the experience of restoring integrity of the seals on 178-mm string in exploration well No. 1 of Ichemminskoe field and on hydrotesting the 178-mm string in some ICP-prone production wells at Vankor field. The tests consisted of brief opening of the leak-off valve (Nefteprommash) or release bolt (Corvet) in the bottom flange of the X-tree

46

#9 September 2013

чивания в 7÷13 кН*м и это ослабление ускоряется микроподвижками поверхностей резьбы (микрострагиваниями) возникающие из-за термобарического и вибрационнго воздействия на обсадную колонну при ее эксплуатации. Выходом из этого положения может стать только постоянная герметизация резьбовых соединений уникальным по своим свойствам природным хризотиловым волокном, которое постоянно под давлением доставляется жидкой средой по микроканалам МКП к микрозазорам резьб.

2. Негерметичность устьевых уплотнителей обсадных колонн с резиновыми элементами в отечественном устьевом оборудовании возникает по истечении некоторого времени и может быть объяснена следующей версией. При обследовании скважины на предмет появления на ней МКД в первую очередь должна исследоваться герметичность устьевых уплотнителей эксплуатационной колонны, иначе говоря, поступление скважинного флюида (самого проницаемого – метана) в МКП из эксплуатационной колонны через устьевые уплотнители. На многих разрабатываемых месторождениях на скважинах с МКД не предусматривается вторичная опрессовка устьевых уплотнителей эксплуатационных колонн, подразумевается их и без того абсолютная и безоговорочная герметичность. Заводами-изготовителями вместе с устьевым оборудованием не поставляются соответствующие нагнетатели с манометрами для опрессовки устьевых уплотнителей и фланцевых соединений устьевого оборудования на соответствующее давление. В истории устьевого оборудования, его монтажа и эксплуатации когда-то произошел сбой и утрачена необходимость вторичной опрессовки устьевых уплотнителей и фланцевых соединений нагнетанием опрессовочного агента в опрессовочные клапана устьевого оборудования при эксплуатации скважин. В основном, пропуски по устьевым уплотнителям начинаются по истечении некоторого времени, после различного воздействия на устьевое оборудование (термобарического, вибрационного, механического). Основной причиной разгерметизации уплотнителей колонн отечественного устьевого оборудования с резиновыми уплотнителями является возникающие микрозазоры между резиной уплотнителя и поверхностью колонны в процессе эксплуатации скважины. Эти микрозазоры работают как редукционный клапан, пропуская метан при достижении определенного давления. Так при Р=10 МПа в 178-мм эксплуатационной колонне, пропуски могут начатся с Р=8 МПа и в МКП 178*245 мм МКД тогда составит 2 МПа. Эта версия основана на опыте восстановления герметичности уплотнений 178-мм колонны на разведочной скважине 1 Ичемминской и на проверке герметичности уплотнений 178-мм колонны на некоторых эксплуатационных скважинах с МКД Ванкорского месторождения. Проверка производилась кратковременным открытием опрессовочного клапана («Нефтепроммаш») или стравочного болта («Корвет») в нижнем фланце крестовин ФА. Эта операция показала наличие газа между устьевыми уплотнениями 178-мм колонны, что свидетельствует об их частичной негерметичности. Причина разгерметизации уплотнителей 178-мм колонны с течением времени при эксплуатации скважины возникает из-за некачественного производства работ по посадке колонны на клиньевой трубодержатель вследствии дефекта в конструкции КГ основных заводов – производителей, выпускающих устьевое оборудование с резиновыми уплотнителями колонн. Конструктивный дефект заключается в том, что расточки (конусная и цилиндрическая) под клиновую подвеску (труOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

cross-member. This procedure revealed the presence of the gas between the wellhead seals of the string No.1, 178 mm diameter, thus indicating their partial leakage. The seals of the 178mm string started to leak over time because of poor landing of the string the on slip-type casing hanger, which happened due to a design flaw in casing heads manufactured by domestic producers of wellhead equipment with rubber seals on the strings. The flaw lies in the fact that, in the casing head, there is insufficient distance between the bores (conical and cylindrical) for the slip hanger (retaining device) and the cylindrical bore for the wellhead seal.

This arrangement of the bores in casing head body – that is, without sufficient distance – requires perfect alignment of the string and immaculate surfaces of the slips, which is essentially impossible. Perfect alignment of supposedly perfectly round string relative to the body of the casing head is virtually impossible to achieve, especially if the string landing is done after the cement hardening, when cement reaches the mouth and misalignment of the string is fixed by the hardened cement.

Consequently, the slips in the body of the casing head are often installed higher than the mounting seat and their upper surface enters the zone of the casing head’s bore for the wellhead seal. As a result, after the string duly lands on the slips, the support ring of the wellhead seal gets onto the upper edge of the hanger slips, rather than onto the top of the cylindrical bore designed for it, leading consequently to an excess draft of the rubber elements of the seals during the broach of the flanges of string heads or the X-tree cross-member. Depending on how far the slips enter into the seal zone, rubber elements of the seal are pressed on and deformed by pressure ring and carrier ring differently, sometimes so much so that such elements stiffen and lose their elastic properties over time.

When operating the well, pressure, temperature and vibration of the string settle the slips into their proper conical seat. The drawdown of the slips reduces the pressure on the stiffened rubber seals of the string, until the support ring of the seal is firmly seated on its cylindrical bore in the casing head. The elastic properties of rubber are nonlinear and are of highly relaxational nature at large values of load and time. In this case, the changing parameters of the seal rubber that appear with time due to the pressure are irreversible – to put it simply, after the loss of its original elasticity the compressed seal rubber does not recover its form with reduction or cessation of pressure. As a result, the well fluid penetrates via microgaps between the metal and the rubber into the ISS, leaking the gas, and the seal now operates as the pressure-reducing valve. Because of this, casing heads with rubber seals are unreliable and require periodic caulking of the seals with good-quality plasticizer.

3. Leakage of the inhomogeneous ISS medium According to experts, the main cause of the ICP is connected to the interstring space [1, 2, 3], the penetration (during WOC) of fluent, pervasive fraction of formation fluid, mostly methane, into ISS due to the formed depression on the layers holding the gas.

“Currently, many are inclined to think that the force causing the formation fluid to move into the annulus during the WOC is the pressure gradient working in the direction from the layer into the well, which occurs due to the reduction of the cement slurry pressure in time” (J. G. Zhadan). During WOC, gas from the layer may begin to migrate through the unfinished cement sheath, formНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ бодержатель) и цилиндрическая расточка под устьевой уплотнитель колонны исполнены в КГ без достаточной дистанции между ними. Такое расположение расточек в корпусах КГ без дистанции между ними требует идеальной центровки колонны и идеальной чистоты поверхностей клиньев и КГ, что в принципе невозможно. Идеальной центровки условно идеально-круглой колонны относительно корпуса КГ добиться практически невозможно, тем более, если операция подвески колонны производится после ОЗЦ и цементный раствор поднят до устья, когда децентровка колонны зафиксирована затвердевшим цементом. Вследствие этого при установке клиньев в корпус КГ они часто встают выше своего посадочного места и своей верхней поверхностью входят в зону расточки в КГ для устьевого уплотнителя колонны. В результате после посадки колонны с расчетной разгрузкой на клинья, устанавливаемое опорное кольцо устьевого уплотнителя ложится не на торец цилиндрической расточки, предназначенный для него, а на верхнию поверхность клиньев трубодержателя и как следствие происходит превышенное обжатие резиновых элементов уплотнителей при протяжке фланцев колонных головок или крестовины ФА. В зависимости от величины вхождения клиньев в зону уплотнителя резиновые элементы уплотнителей надавливаются и деформируются своими нажимным и опорными металлическими кольцами по-разному и иногда настолько, что с течением времени практически отвердевают и теряют свои упругие свойства. При эксплуатации скважины по причине термобарического воздействия и воздействия вибрационного поля на колонну, клинья со временем самопросаживаются к своему конусному месту проточки. Вследствии просадки клиньев, степень давления на затвердевшие резиновые уплотнители колонны уменьшается, пока опорное кольцо уплотнителя не встанет на свой торец цилиндрической расточки в КГ. Упругие свойства резины нелинейны и носят резко выраженный релаксационный характер при больших величинах нагружения и времени. В данном случае изменения материала резины (пакера), происходящие под действием давления во времени, являются необратимыми, т.е., спрессованная резина уплотнителя не восстанавливает свою форму при уменьшении или прекращении на нее давления из-за потери своей первоначальной упругости. В результате скважинный флюид проникает через микрозазоры между металлом и резиной в МКП, пропуская газ и уплотнители работают как редукционный клапан. Вследствии этих факторов конструкция КГ с резиновыми уплотнителями ненадежна и нуждается в периодической герметизации этих уплотнителей эффективным пластификатором.

3. Негерметичность неоднородной среды МКП. Основную причину появления МКД специалисты связывают именно с межколонным пространством [1, 2, 3], проникновением в МКП во время ОЗЦ подвижной легкопроникающей фракции пластового флюида (в основном метана) вследствии образовавшейся депрессии на пласты, содержащие этот газ. «В настоящее время большинство склоняется к тому, что силой, побуждающей пластовый флюид к движению в заколонное пространство в период ОЗЦ, является градиент давления, действующий по направлению из пласта в скважину, который возникает вследствие снижения с течением времени давления тампонажного раствора» — отмечает Ю.Г. Жадан. В процессе ОЗЦ газ из продуктивного пласта может начать мигрировать по не полностью сформирован-

47

WELL OPERATION ing capillary channels to permeable formations and up via the ISS. The decrease of the hydrostatic pressure created by the column of cement slurry begins with slurry’s thickening and hardening, within 1-8 hours. As proved by research, hydrostatic pressure gradient is reduced to the pressure of the grouting fluid. S.I. Raykevich in the article “Inter-column pressures and annular movement of fluids in the well” writes: “Studies, done in the University of Texas in cooperation with Exxon and later analyzed in work, showed that immediately after cementing, hydrostatic pressure of cement slurry in the annular space decreases during its hydration and volumetric shrinkage.”

Cracking and collapse of the cement in the annulus during the pressure-testing of successive cemented column also leads to the ICP. Hydrotesting without the nitric “cushion” means that the entire volume of fluid injected into the column to reach the test pressure equals the expansion volume of the column, which to some extent destroys the annulus’ cement. Repeated hydrotesting causes microfractures in the cement sheath, which serve as a medium for methane, always ready to go higher and already partially present in the sheath after the WOC procedure.

Technology of Maintaining a Constant Pressure in the ISS to Prevent and Eliminate the ICP in the Wells From the description of the ICP causes, we can conclude that it is almost inevitable and appears via all three routes. Well operation assumes zero ISS pressure, thereby determining a sustained depression of the opened fluidcontaining layers, facilitating the operation. The proposed technology creates artificial repression of these layers, maintaining a constant ISS pressure that compensates for the lack of hydrostatic in the ISS environment, in parallel delivering a sealing agent to the defects of interstring casing and leaking threads, constantly clogging and isolating microgaps that repeatedly form in threaded connections of the columns. All the developed technologies of remedial cementing for ICP liquidation are designed for a particular ISS intake capacity (m³/(h*MPa). According to the recommendations of various research institutes, NIPIneft, the lower limit of the injection capacity for trial hydrotesting lies within 0.6-1.4 m³/(h*MPa), that is, 14.4-33.6 m³ per day at 1 MPa or 144-336 m³ per day at 10 MPa. And this is the minimum intake capacity for a servicing company to even consider running RC for ICP liquidation. These can be called the emergency technologies – they are applied in critical cases, when defects of the well have been neglected and it requires well stop and killing operation, at only 50-60 percent success rate.

This technology provides a permanent ISS pressure, for ICP prevention even at the minimal ISS injection capacity as measured by pressure drop. The technology is applied on a running well and serves to maintain its effective operation over many years, isolating early defects of the thread joints and the support in the ISS of the well.

The technology is based on a continuous automatic supply of sealant composition, at predetermined pressure, into the interstring space of a well with minimal intake capacity, from launch of the well onwards. An automatic blower is planned for supply of a liquid composition under constant pressure, to compensate for the low hydrostatic pressure of the fluid in the ISS and provide continuous

48

#9 September 2013

ному цементному кольцу, образуя капиллярные каналы к проницаемым пластам и вверх по МКП. Уменьшение гидростатического давления, создаваемого столбом цементного раствора начинается уже при начале его загустевания и затвердевании в течении 1 – 8 ч. Градиент гидростатического давления уменьшается до давления, создаваемого жидкостью затворения цемента и это доказано исследованиями. С.И. Райкевич в статье «Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах» пишет: «Исследования, проведенные в Техасском университете совместно с фирмой «Экссон» и позднее проанализированные в работе, показали, что в затрубном пространстве сразу после цементирования гидростатическое давление столба цементного раствора снижается в процессе его гидратации и объемной усадки». Также причиной появления МКД является эффект растрескивания и разрушения цементного камня в кольцевом пространстве колонн во время опрессовок очередной зацементированной колонны. При опрессовках колонн водой без азотной «подушки» весь объем жидкости закачиваемый в колонну до величины опрессовочного давления смело можно приравнять к объему «раздутия» колонны, что в той или иной степени разрушает заколонный цементный камень. В результате неоднократных опрессовок колонн в цементном кольце образуются микротрещины по которым мигрирует вверх метан всегда находящийся в стартовом состоянии и уже частично проникший в цементный камень во время ОЗЦ.

О технологии нагнетания постоянного давления в МКП, как технического решения предупреждения и ликвидации МКД в скважинах Из описанния причин появления МКД следует вывод, что его возникновение происходит практически всегда в обязательном порядке по всем трем составляющим. Эксплуатация скважины предусматривает нулевое давление в МКП скважин, тем самым предопределяет установку на поддержание депрессии на вскрытые флюидосодержащие пласты и способствует их проявлению. Предлагаемая технология искусственно создает репрессию на эти пласты, поддерживая постоянное давление в МКП, которое компенсирует недостаток гидростатики среды в МКП, одновременно доставляя герметизирующий агент к дефектам межколонной крепи и негерметичным резьбам, постоянно закупоривая и изолируя вновь и вновь образующиеся микрозазоры в резьбовых соединениях колонн. Все разработанные технологии ремонтно-изоляционных работ по ликвидации МКД рассчитаны на определенную приемистость МКП (м³/(час*МПа). Согласно рекомендациям разных НИИ, НИПИнефть, нижний предел приемистости при пробном нагнетании воды в зону дефекта скважины стоит в пределах 0,6-1,4 м³/(час*МПа) – это 14,4 – 33,6м³ в сутки при 1МПа или 144 – 336м³ в сутки при 10МПа. И это минимальная приемистость, при которой сервисные фирмы рискуют производить РИР по ликвидации МКД. Эти технологии можно назвать аварийными и они применяются в эстремальных случаях, когда дефекты скважины запущены и требуется остановка и глушение скважины, при том, что успех достигается в 50-60% случаев. Данная технология предусматривает постоянное воздействие давлением на МКП скважины, для предупреждения МКД при минимальных значениях приемистости МКП, Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

delivery of blocking agent by ISS capillary channels to sources of fluid and leaking ISS thread joints.

The pressure of injection of the composition into ISS is determined by the following conditions: – Max. 80 percent of the hydrofrac pressure of the weakest layer; – Max. 80 percent of the collapse pressure, with due consideration to the rate of wear; – Max. 80 percent of the seal testing pressure for outer column, with due consideration to the rate of wear.

The continuously injected composition consists of freeze-resistant solution of potassium formate, bonded by xanthan gum with the sealing component – natural chrysotile fiber of the same size as microgaps in ISS and thread joints of the casing. The density of this solution is regulated by concentration of potassium formate and determined by the condition of eliminating the risk of wellhead rupture at the lowest temperatures.

The concentration of chrysotile fibers in the potassium formate solution is determined by the condition of ISS permeability and uniform distribution of the solution to a considerable depth by long microgaps to the leaking thread joints and fluid-containing layers. The concentration of xanthan gum is determined by the condition of mixing up a composition sufficient for maintaining chrysotile fibers in suspension and preventing their sedimentation.

● Fig. 1. Additional MW type flange with double seal, by Cameron. ● Рис. 1. Дополнительный фланец фирмы Cameron типа MW с

двойным уплотнением.

1 – Plugs for horizontal side channels, entering the R-seals for injection of the proprietary asbestos sealant, equipped with a check valve (6) and the feed screw (8); 2 – Plug for the horizontal channel for hydrotesting the P-seals; 3 – Plug for the L-shaped channel to the lower surface of the flange for hydrotesting (with hydraulic oil) the cavity bounded by the lower P-seal, primary seal in slip-type string hanger and toroidal inter-flange seal; 4 – Leak-off valve; 5 – P-seal, the cap-collar gasket – a chamber reinforced with metal mesh, swages the column when filled with sealant, 6 – check valve, to maintain the injection pressure of the proprietary asbestos sealant into the R-seal; 7 – proprietary asbestos sealant; 8 – feed screw to feed the sealant into the P-seal chamber via the valve.

1 – Заглушки горизонтальных боковых каналов, выходящих на Р-уплотнения для закачки фирменного асбестового герметика, оснащенных обратным клапаном (6) и подающим винтом (8); 2 – заглушка горизонтального канала для опрессовки Р-уплотнений; 3 – заглушка Г-образного канала, выходящего на нижнюю поверхность фланца для опрессовки гидравлическим маслом полости, ограниченной нижним Р-уплотнением, первичным уплотнением в клиньевой подвеске колонны и тороидальной межфланцевой прокладкой, 4 – опрессовочный клапан; 5 – Р-уплотнение, кольцевая манжета – камера армированная металлической сеткой, обжимает колонну при заполнении герметиком; 6 – обратный клапан, держащий давление нагнетания фирменного асбестового герметика в Р-уплотнение, 7 – фирменный асбестовый герметик; 8 – подающий винт для нагнетания герметика в камеру Р-уплотнения через клапан.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ измеряемых падением давления. Технология реализуется на работающей скважине, для поддержания ее эффективного функционирования в течении многих лет эксплуатации, изолируя только начинающие развиваться дефекты резьбовых соединений и крепи в МКП скважины. Технология основана на постоянной автоматической подаче с заданным давлением герметизирующей композиции в межколонные пространства скважины с минимальной приемистостью с начала и в течении всей ее эксплуатации. Подачу жидкой композиции под постоянным давлением планируется производить автоматическим нагнетателем с целью компенсации низкого гидростатического давления среды в МКП и постоянной доставки закупоривающего агента до флюидопроявляющих источников и пропускающих резьбовых соединений колонн по капиллярным каналам МКП. Величина давления подачи композиции в МКП определятся из условий: – не более 80% давления гидроразрыва наиболее слабого пласта; – не более 80% давления смятия экспл. колонны, с учетом коэффициента ее износа; – не более 80% давления опрессовки наружной колонны, с учетом коэффициента износа этой колонны. Постоянно нагнетаемая композиция состоит из незамерзающего раствора формиата калия структуированного ксантановой смолой с герметизирующим компонентом природным хризотиловым волокном соразмерным микроканалам и микрозазорам как в МКП, так и в резьбовых соединениях обсадных колон. Величина плотности этого раствора регулируется концентрацией формиата калия и определяется из условия исключения риска разрыва устья при самых низких температурах. Величина концентрации хризотиловых волокон в растворе формиата калия определяется из условия величины проницаемости МКП и равномерного его распределения на значительную глубину по микроканалам большой протяженности до пропускающих резьбовых соединений обсадных колон и флюидосодержащих пластов. Величина концентрации ксантановой смолы определяется из условия образования структуры композиции, достаточной для поддержания хризотиловых волокон во взвешенном состоянии и препятствующей их седиментации. Непрерывная автоматическая подкачка композиции осуществляется двухцилиндровым нагнетателем возвратно-поступательного действия, работающего в противофазе на гидроприводе от аксиально-поршневого насоса ГУП-14. При реализации этой технологии предусматривается контроль герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн электронным датчиком давления, устанавливаемым совместно с опрессовочным клапаном устьевого оборудования. В целях оценки состояния МКП скважины в части приемистости, предусмотрено устанавливать электронный датчик давления и расходомер на нагнетательной линии в МКП. Показания давления и расхода в нагнетательной линии в МКП. и давления в опрессовочной полостях устьевых уплотнителей обсадных колон постоянно фиксируется электронной системой и сигнализирует об аномальных изменениях показаний датчиков. Это позволяет постоянно контролировать герметичность устьевых уплотнителей обсадных колонн и доставку закупоривающего агента по МКП, анализировать состояние промыслового оборудования скважины, его оценки степени герметичности. На кустовой площадке один насосный блок подачи

49

#9 September 2013

WELL OPERATION

End plug / Заглушка

Electronic pressure sensor / Электронный датчик давления

герметезирующей композиции может обвязываться нагнетательной линией со всеми скважинами, независимо от их назначения и конструкции. На каждое МКП определенной скважины устанавливается редукционный клапан, регулирующий заданное расчетное давление подачи композиции именно для этого МКП.

Контроль герметичности устьевых уплотнений колонн в устьевом оборудовании с манжетными уплотнителями.

Leak-off valve / Опрессовочный клапан ● Fig. 2. T-block for leak-proof control of primary and secondary

leap seals of the wellhead equipment. ● Рис. 2. Блок-тройник для контроля герметичности первичных и вторичных уплотнений устьевого оборудования с манжетными уплотнителями.

Continuous automatic delivery of the composition is done by a two-cylinder blower working in reversed phase using hydraulic actuation of the axial piston pump GUP-14.

The technology controls the leak state of casing wellhead seals using electronic pressure sensor installed together with the wellhead leak-off valve. ISS discharge line must also have electronic pressure sensor and a flow meter, to enable the operator to assess the permeability state of the ISS in the well. Pressure and flow readings from the ISS discharge line, as well as pressure readings from hydrotest space of casing wellhead seals are recorded electronically; the system sounds alarm in case of abnormal values of sensor readings.

This ensures constant monitoring of the leak state of casing wellhead seals and delivery of the sealing agent via the ISS, also providing data for leak-related and operational analysis of the wellhead equipment. On a cluster site, one pump-operated blower for the sealing composition can link its discharge line to all wells, regardless of their design and use. For each ISS of the well, there must be a relief valve that maintains the composition’s supply pressure calculated for this specific ISS.

Controlling the Tightness of Casing Wellhead Seals in Wellhead Equipment with Leap Seals.

Cameron company monitors the tightness of its casing leap seals (for example, in the supplementary flange) using the electronic pressure sensor installed in the T-block (Fig. 2) together with the leak-off valve and the end plug.

The T-block is installed (screwed) into the horizontal channel for leak-testing the P-seals and into the channel leading to the cavity defined by three elements – the lower P-seal, primary rubber seal of the slip-type hanger and the interflange seal. The installation of two units with a pressure sensor provides control for both primary and secondary leap seals of the wellhead equipment.

The pressure in the cavity bounded by P-seals indicates leakage of the seals and is followed by restoration of the P-seals integrity, without shutting down the well. Loosen the plug (1) of the horizontal side channels to P-seals and the propeller (8). Input the rod of the proprietary asbestos sealant into the hole (7) and by tightening the screw deliver the sealant to the P-seal (5), which under the additional injection of the sealant compresses the string. The check valve (6) keeps the sealant supply pressure during the entire life of the well (see Fig. 1).

50

Контроль герметичности манжетных уплотнителей обсадных колонн, например, в дополнительном фланце производства Cameron, осуществляется электронным датчиком давления, установленного в блок-тройнике (рис. 2) совместно с опрессовочным клапаном и заглушкой. Блоктройник устанавливается (вворачивается) в горизонтальный канал для испытания герметичности Р-уплотнений, и в канал к полости, ограниченной тремя элементами — нижним Р-уплотнением, первичным резиновым уплотнителем клиньевой подвески и межфланцевой прокладкой. Установка двух блоков с датчиком давления позволяет контролировать как первичные, так и вторичные уплотнения устьевого оборудования с манжетными уплотнителями. При появлении давления в полости ограниченной Р-уплотнениями, что сигнализирует о негерметичности уплотнений, производится операция восстановления герметичности Р-уплотнений без остановки скважины. Отворачивают заглушку (1) горизонтальных боковых каналов, выходящих на Р-уплотнения и винт (8). В отверстие вводят стержень фирменного асбестового герметика (7) и затяжкой винта подают герметик на Р-уплотнение (5), которое под действием дополнительного поступления герметика под давлением обжимает трубу. Обратный клапан (6) должен держать давление нагнетания герметика в течении всей эксплуатации скважины (см. рис. 1). Аналогичный контроль герметичности устьевых уплотнителей производится с устьевым оборудованием Воронежского механического завода (ВМЗ) с неопреновыми манжетами Планируется, что электронная система при появлении давления в опрессовочной полости устьевых уплотнителей обсадных колонн, что свидетельствует об их негерметичности, сигнализирует об этом оператору добычи и должно приниматься решение о выполнении операции по их герметизации без остановки скважины. Для устьевого оборудования с резиновыми уплотнителями обсадных колонн («Нефтепроммаш») применяется способ их герметизации путем нагнетания в клапана с горизонтальными каналами на нижних фланцах КГ или крестовины ФА и в опрессовочную полость устьевых уплотнителей обсадных колонн специального герметизирующего пластификатора на основе Арматола с герметизирующим агентом - природным хризотиловым волокном. Для оборудования «Корвет», «Станкомаш», нагнетание пластификатора производят непосредственно через опресовочный клапан с каналом, выходящим на поверхность нижнего фланца КГ или нижнего фланца крестовины ФА – в полость между устьевыми уплотнителями колонн. Консистенция пластификатора определяется из условия интенсивности роста давления в опрессовочной полости устьевых уплотнителей обсадных колонн. Давление нагнетания арматольного пластификатора определяется из условия не более 80% давления смятия срезанной трубы колонны и не более давления опресOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

A similar leak-proof control is run for neoprene leap seals on the wellhead equipment manufactured by the Voronezh Mechanical Plant (VMP).

On detecting pressure in the pressure-test space of the casing wellhead seals (which means seal failure), the electronic system notifies the production operator for a decision on caulking operation without stopping the well.

For wellhead equipment with rubber seals on the casing (Nefteprommash), leak-proof state is achieved by injecting special Armatol-containing sealing plasticizer with natural chrysotile fiber as the sealing agent into the horizontal channels on the lower flanges of the casing or the X-tree cross-member, as well as into the pressure testing space of the casing wellhead seals. For Corvet and Stankomash equipment, plasticizer is injected directly via the leak-off valve with channel reaching the surface of the bottom flange of the casing or the bottom flange of the X-tree cross-member, into the space between the casing wellhead seals. The consistency of the plasticizer is determined from the rate of the pressure growth in pressure testing space of the casing wellhead seals. The injection pressure of Armatol-containing plasticizer is determined by the condition of maximum 80% of the collapse pressure of the sheared string and below the hydrotesting pressure of the production string with due consideration of its depreciation rate.

The technology of maintaining artificial ISS pressure can use different types of sealant compositions – composition without solid phase on the basis of potassium formate (ρ = 1,670 kg/m3), composition with low content of acid-insoluble solids (ρ = 2,500 kg/m3) with barite, baritemagnetite densifier “Magbar”, siderite (iron carbonate), hematite. These sealant compositions with chrysotile fibers can block the fluid-conducting channels and gaps in the casing thread joints, while maintaining own technological properties throughout its life cycle in the location of leakage. An important advantage of formates compared to inorganic salts (bromides and chlorides) is their environmental friendliness – it should be noted that use of formate does not instigate tougher demands from environmental bodies as it does not damage the environment.

Due to inevitable formation of ISS capillary channels, inevitable introduction of the gas fluid through these channels into the ISS, inevitable gaps in threaded connections of the strings and micro-injectivity of the ISS, this technology – so far theoretical – serves as preventive, precautionary measure for maintaining the well and in good working condition.

Characteristics and properties of the compounds in composition for injection into the ISS of the wells Potassium formate – potassium salt of formic acid (КНСО2), molar mass = 84.12 g/mol. In its pure form it is a white powder with a density of 1.91 g/cm3, a fully organic product produced from formic acid and potassium hydroxide. Reagent based on potassium formate is ecologically safe, with low corrosivity characteristics. Potassium formate solutions are the main components for high-performance drilling fluids. Their key advantages are viscosity control without the use of solid phase, low corrosion rate and crystallization temperature. Fully compatible with the groundwater, which makes it safe for the environment.

Further advantages of potassium formate based solutions

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ совки эксплуатационной колонны с учетом коэффициента ее износа. В технологии искусственного поддержания давления в МКП скважин могут использоваться герметизирующие композиции разных систем. Система без твердой фазы на основе формиата калия (ρ = 1 670 кг/м3) и система с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (ρ = 2 500 кг/м3) с баритом, барито-магнетитовым утяжелителем «Магбар», сидеритом (карбонат железа), гематитом. Эти герметизирующие композиции разных систем с хризотиловым волокном обладают способностью закупоривать флюидопроводящие каналы и зазоры в резьбовых соединениях обсадных колонн, сохраняя при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности. Немаловажным преимуществом формиатов перед неорганическими солями (бромидами и хлоридами) является их экологическая безопасность, поэтому необходимо отметить, что при использовании формиатов не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как их использование не оказывает экологически опасного влияния на окружающую среду. При неизбежном образовании капиллярных каналов в МКП, неизбежного поступления газового флюида по этим каналам в МКП скважин, при неизбежных пропусках резьбовых соединений колонн и микроприемистости МКП, данная, пока теоретическая технология является профилактической, предупредительной мерой для поддержания скважины в исправном и работоспособном состоянии.

Характеристика и свойства составляющих композиции для нагнетания в МКП скважин Формиат калия (Potassium formate) – калиевая соль муравьиной кислоты (КНСО2), молярная масса=84,12 г/ моль В чистом виде представляет собой белый порошок плотностью 1,91 г/см³, полностью органический продукт, производится из муравьиной кислоты и гидроокиси калия. Реагент на основе формиата калия экологически безопасен, имеет низкую коррозионную активность. Растворы формиата калия является основными компонентами для создания высокоэффективных буровых растворов. Из основных преимуществ использования формиата калия следует выделить контроль вязкости без использования твердой фазы, низкий уровень коррозии и температуры кристаллизации. Полностью совместим с грунтовыми водами, тем самым безопасен для окружающей среды. Дополнительными преимуществами растворов на основе формиата калия являются: высокая растворимость в воде, широкий спектр контроля над плотностью жидкости без твердой фазы. Ксантановая смола - порошкообразный диспергирующий биополимер, сложный полисахарид с высокой молекулярной массой. Наименование – «ГАММАКСАН», «Duovis» «BARAZAN». Предназначен для образования суспензии закупоривающих агентов и утяжелителей. Основное назначение реагента – обеспечение высоких реологических свойств раствора (ПВ, ДНС, СНС), удерживающей способности. Реагент зарекомендовал свою эффективность во всех типах буровых растворов на водной основе, включая утяжеленные, соленые и соленасыщенные растворы, различные жидкости заканчивания. Добавляется в концентрации 0,3-5,7 кг/м³ (0,1-2 фунта на баррель).

51

#9 September 2013

WELL OPERATION are high water solubility and a wide range of control over the density of the liquid without the solid phase.

Xanthan gum – dispersing powdered biopolymer, a complex polysaccharide with high molecular weight.

Trademark names – GAMMAKSAN, Duovis, BARAZAN. Designed for suspension of blocking agents and densifiers.

The main task of the reagent is to ensure high rheological properties of the solution and its carrying ability. The reagent proved its efficiency in all types of water-based drilling fluids, including weighted, saline and salt-saturated fluids, various completion fluids. Added to a concentration of 0.3-5.7 kg/m3 (0.1-2 ppb).

Chrysotile fiber – “earth flax” – product formation of rocks, is a natural variation of hydrosilicates, fibrous minerals (serpentines); easily split into thin firm fibers – crystals of rolled or tubular structure formed from highly basic igneous rock under the influence of hydrothermal waters, its composition corresponds to the formula Mg6[Si2O5] (OH)8 or 3MgO.2SiO2.2H2O. Long flexible and curved chrysotile fibers are usually woven into bundles with fluffy ends. Such bundles are connected by hydrogen bonds or some solid matter. The length of natural chrysotile fibers ranges from 1 to 20 mm, diameter – 10-30 nm. Nanometer (nm) – a unit of length measurement in the metric system, equals to one-billionth part of meter (10−9 meter=10 angstrom); the old name – millimicron (10−3 micron (μm)).

A nanometer is often associated with nanotechnology and wavelength of light. Chrysotile nanotubes were studied [7] using scanning electron microscope CamScan S4. The research showed the presence of thin nano-sized rods (nanotubes). Unlike carbon, chrysotile fibers (nanotubes) are stiffer and positioned in the natural medium in a distinct preferential direction (as a result of the formation of two lattices MgO and SiO2). Because of the difference of the elastic constants, the fiber slices curl up into a tube of certain diameter, with no defects whatsoever.

The unique properties of chrysotile fiber explained by its size – at the nano-scale (100-10 nm and smaller), properties of the material (mechanical, catalytic, adsorption, thermal) change significantly. This material is also unique as there are no natural analogues or artificial substitutes for it. The set of unique properties of chrysotile fibers (heat resistance, alkali resistance, high adsorptive activity, the ability to form stable compositions with different materials, ability to split into the thinnest elastic fibers (nanotubes) which have high mechanical strength, and different sizes) makes it a universal blocking agent.

Chrysotile fiber properties: – tensile strength over 3,000 MPa, density from 2.4 to 2.6 g/cm³, alkali resistance from 9.1 to 10.3 pH. Injection of chrysotile fiber in concentration of 20-30kg/m3 into a potassium formate solution provides sufficient insulating capacity of the composition.

Characteristics and Properties of the Components of Plasticizer Used for Caulking the Casing Wellhead Seals with Rubber Elements Armatol Armatol-238 grease (TU 38.101812-83 standard) – a mixture of castor and synthetic oils, thickened with modified aerosil; contains graphite. Partially soluble in liquid

52

Хризотиловое волокно – «горный лен» – продукт образования горных пород, является природной разновидностью гидросиликатов, волокнистых минералов (серпентинов), легко расщепляется на тонкие прочные волокна, которые представляют собой кристаллы рулонной или трубчатой структуры, образовавшихся из ультраосновных изверженных пород под действием гидротермальных вод, состав которого отвечает формуле Mg6[Si2O5](OH)8 или 3MgO.2SiO2.2H2O. Длинные эластичные и изогнутые волокна хризотила обычно сплетены в пучки с пушистыми концами. Такие пучки соединены водородными связями или каким-нибудь твердым веществом не входящим в состав волокна. Длина хризотиловых волокон, встречающихся в природе, колеблется от 1 до 20 мм, диаметром 10-30 нм. Наноме тр (нм) – единица измерения длины в метрической системе, равная одной миллиардной части метра (10−9 метра=10 ангстрем), его старое название миллимикрон (10−3 микрона (ммк, μm)). Нанометр часто ассоциируется с областью нанотехнологий и с длиной волны света. Проведено [7] исследование хризотиловых нанотрубок на растровом электронном микроскопе CamScan S4. Результат исследования показал наличие тонких наноразмерных стержней (нанотрубок). Волокна хризотила (нанотрубки), в отличие от углеродных, жестче и лежат в природном материале с четким преимущественным направлением, в результате образования двух решеток MgO и SiO2. Вследствие различия упругих констант слойка скручивается в трубку определенного диаметра и никаких дефектов в полученной трубке не образуется. Уникальность свойств хризотилового волокна объясняется прежде всего его размерами, так как при уменьшении размера частиц до 100-10 нм и менее, свойства материалов (механические, каталитические, адсорбционные, тепловые) существенно меняются. Уникальность этого материала также в полном отсутствии природных аналогов и искусственных заменителей. Совокупность уникальных свойств хризотилового волокна, таких как – теплостойкость, щелочеустойчивость, высокая адсорбирующая активность, способность к образованию устойчивых композиций с разными материалами, способность расщепляться на тончайшие эластичные волокна (нанотрубки), обладающие высокой механической прочностью, их разноразмерность делает его универсальным закупоривающим агентом. Свойства хризотилового волокна: прочность на разрыв более 3000 МПа, плотность от 2,4 до 2,6 г/см³, щелочестойкость от 9,1 до 10,3 pH. Ввод хризотилового волокна в концентрации 20 – 30кг/м³ в раствор формиата калия обеспечивает достаточную изолирующую способность этой композиции.

Характеристика и свойства составляющих пластификатора для герметизации устьевых уплотнителей обсадных колонн с резиновыми элементами Арматол Смазка Арматол-238 (ТУ 38.101812-83) – смесь касторового и синтетического масел, загущенная модифицированным аэросилом; содержит графит. Малорастворима в жидких и газообразных углеводородах Работоспособна при температуре -50…+120 °С. Область применения смазки Арматол-238 – герметизация запорных устройств устьевоOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2013

and gaseous hydrocarbons; operating temperature range -50 ... +120°C. Armatol-238 grease is used for sealing the locking device of wellhead equipment used on oil and gas fields.

Armatol contains 5-10 percent of chrysotile fiber.

Terms and Definitions 1. ICP – intercasing pressure: – the pressure measured at the mouth of the well between the casing strings; results from an uncontrolled intake of the reservoir fluid to the well mouth behind the casing; 2. ISS – interstring space of the well: the between-tubing annular space; RC – remedial cementing; Casing head pack-off (casing wellhead seal): The device sealing the space between the inner diameter of the string head and the outer diameter of the hanged casing string; X-tree cross-member – lower part of the well control equipment used for strapping the production casing and connecting the control equipment to the casing head; Leak-off valve – the valve for pressure testing of casing head pack-off and flanges of wellhead equipment; installed on the bottom flange of the casing spool and X-tree cross-member. Valve passage reaches inside the pressure-test space of the casing head pack-off; Pressure-test space – the space in the wellhead equipment limited by ring seals (leap or rubber) for casing strings and the interflange shim (toroidal metal ring); Monitoring – a method and system of observation of a particular object or process that enables to evaluate, monitor and assess the development and impact of various factors in near-real-time. The monitoring results provide a ground for adjustments to process, object or structure management.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ го нефтепромыслового оборудования нефтяных и газовых месторождений. Содержание хризотилового волокна в Арматоле 5-10%. Термины, определения и сокращения 1. МКД – межколонные давления: давления, измеряемые на устье скважины между обсадными колонами, возникающие в результате неконтролируемого процесса поступления на устье пластового флюида за обсадными трубами; 2. МКП – межколонное пространство скважины: кольцевое пространство между обсадными колоннами; РИР – ремонтно-изоляционные работы; Устьевой уплотнитель колонны: Устройство, уплотняющее пространство между внутренним диаметром колонной головки и наружным диаметром подвешенной обсадной трубы; Крестовина ФА – нижняя часть фонтанной арматуры, предназначена для обвязывания эксплуатационной колонны, присоединения фонтанной арматуры к колонной головке; Опрессовочный клапан – клапан для опрессовки устьевых уплотнителей колонн и фланцевых соединений устьевого оборудования, устанавливается на нижнем фланце двухфланцевой колонной головки и крестовины ФА. Канал клапана входит в опрессовочную полость устьевых уплотнителей; Опрессовочная полость: Пространство в устьевом оборудовании, ограниченное кольцевыми (манжетными или резиновыми) уплотнителями обсадных колонн и межфланцевой прокладкой (тороидальным металлическим кольцом); Мониторинг (англ. Monitor – контролировать, проверять) – методика и система наблюдений за состоянием определенного объекта или процесса, дающая возможность наблюдать их в развитии, оценивать, оперативно выявлять результаты воздействия различных факторов. Результаты М. дают возможность вносить корректировки по управлению процессом, объектом или сооружением.

Bibliography Zhadan Yu.G. “Investigation of the causes leading to casing leakages and methods for their prevention”, disserCat Scientific Library of dissertations and theses; Raykevich S.I. “Intercasing pressure and interstring fluid movement in the well. How to solve the problem.” International Technology Symposium «Enhancement of Oil&gas Production», Moscow, 26.03.2003; Minigulov R.M., Raykevich S.I. (Yamburggazdobycha). The “Field development and operation” magazine; Zhuravlev S.R., Kondratiev D.V. Selection of promising technologies for well abandonment and elimination of interstring pressure for the pilot projects. Phase-I General direction of the work and the technology proposed for the elimination of the ICP and the actual wells at Astrakhan gas condensate field, that fulfilled their purpose”, Volzhsky, 2003; Smirnov G.I. “The collection of materials on the development of missile weapons in the USSR and the Russian Federation Strategic Missile Forces from R-1 to the Topol, 1946 – 2006”; Shitikov E.A. “Nuclear standoff: on the history of creating the warheads for sea-launched ballistic missiles.” Questions of History of Science and Technology, # 1, 1998; Sherstyukova N.S. “The development of nanotechnology uses of natural chrysotile fibers” Issue: Issue 4. Field: Physics. / Kostanai Social and Technical College.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Список литературы Жадан Ю.Г. «Исследование причин возникновения заколонных флюидопроявлений и разработка методов их предупреждения» Научная библиотека диссертаций и авторефератов disserCat. Райкевич С.И. «Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах. Пути решения проблемы». Международный технологический симпозиум «Интенсификация добычи нефти и газа» Москва, 26.03.2003 г. Минигулов Р.М., Райкевич С.И. (ООО «Ямбурггаздобыча»). Журнал «Разработка и эксплуатация месторождений». Журавлев С.Р., Кондратьев Д.В. Выбор перспективных технологий ликвидации скважин и ликвидации межколонных давлений для проведения опытно-промышленных работ. Этап-I Общее направление работ и предлагаемые технологии для ликвидации МКД и самих скважин Астраханского ГКМ, выполнивших свое назначение, г.Волжский, 2003 г. Смирнов Г.И. «Сборник материалов о развитии ракетного оружия в СССР и РФ Ракетные системы РВСН от Р-1 к «Тополю» 1946 – 2006гг»; Шитиков Е.А. «Ядерное противостояние: К истории создания боеголовок морских баллистических ракет». Вопросы истории естествознания и техники, №1, 1998 Шерстюкова Н.С. «Разработка нанотехнологических направлений использования природного хризотилового волокна» Выпуск: Выпуск 4. Отрасль: Физика. / Костанайский социально-технический колледж;

53

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

MOTOR SICH Upgrades Its Power Plants «МОТОР СИЧ» модернизирует установки для производства электроэнергии V.A. Boguslaev, President of JSC “MOTOR SICH” Богуслаев В.А., Президент АО «МОТОР СИЧ»

M

OTOR SICH JSC is a modern diversified high-tech enterprise engaged in development and production of advanced gas turbine engines and power plants. “MOTOR SICH” offers its customers state-of-the-art industrial gas turbine drives, gas turbine plants, new-generation gas compressor units and heat-and-power complexes.

MOTOR SICH maintains and expands its presence in the market of gas-turbine power stations and gas-pumping units constantly upgrading commercial power plants and developing new models.

Projects are based on the results of continuous monitoring of the operation of gas-turbine plants and gas-pumping units in view of latest achievements in science and technology, latest trends in the development of gas-turbine technologies, and results of systemization and analysis of potential customer’s demands and wishes.

Modernization covers basic versions of different types of power plants used to create power plant families featuring different performance.

In developing the new systems and assembly units for power plants, special attention is focused on commonality and modular design.

This approach reduces: ● design terms and costs; ● expenses for launching production; ● production costs of power plants by reducing the range of components and standardization of production equipment; ● terms of equipment installation on operating site; ● transportation costs.

The work on modernization of 2.5 MW mobile power plants resulted in development of a new-generation of “MOTOR SICH PAES-2500G-Т10500/6300” plant, the successor of the 2.5 MW family of power stations successfully manufactured over the past decades.

The company has also prepared design documentation for “MOTOR SICH PAES-2500D”, a dual-fuel power plant with 2.5 MW gas-turbine drive GTE-MS2,5D. This successfully tested drive runs on gaseous, liquid, or mixed fuel, with an option of either automatiс or manual changeover from one fuel to another without taking up load and shutting down power station.

In planning to expand the usage of its power plants, MOTOR SICH pins its hopes on the development of PAES-2500 based power plants running on: ● coalmine methane; ● gas condensate; ● Mobile modular

power plant EG 6000MC. ● Блочнотранспортабельная электростанция ЭГ 6000МС.

54

А

кционерное общество «МОТОР СИЧ» – современное многопрофильное наукоемкое предприятие по разработке и производству современных газотурбинных двигателей и энергетических установок. АО «МОТОР СИЧ» предлагает заказчикам самые современные промышленные газотурбинные приводы, газотурбинные электростанции, газоперекачивающие агрегаты нового поколения, и теплоэнергетические комплексы. С целью сохранения и расширения позиций на рынке газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов, АО «МОТОР СИЧ» не только постоянно модернизирует серийно выпускаемые энергетические установки, но и проводит работы по созданию и освоению новых их образцов. Работы осуществляются на основании результатов постоянного мониторинга эксплуатации газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов с учетом последних достижений науки и техники, последних тенденций в развитии газотурбинных технологий, а также на основании результатов систематизации и анализа требований и пожеланий потенциальных заказчиков. Причем, модернизации подвергаются базовые модификации энергоустановок различных типов и на их основе создаются семейства установок, обладающие различными эксплуатационными свойствами. При создании новых систем и сборочных единиц энергетических установок особое внимание уделяется их унификации и модульности конструкции. Такой подход снижает: ● сроки и стоимость проектирования; ● затраты на освоение производства; ● себестоимость энергетических установок за счет уменьшения номенклатуры деталей и унификации производственного оборудования; ● сроки монтажа оборудования на месте эксплуатации; ● уменьшает расходы на транспортировку. В области передвижных электростанций номинальной мощностью 2,5 МВт в настоящее время закончена модернизация и освоено производство электростанции «МОТОР СИЧ ПАЭС-2500Г-Т10500/6300», являющейся преемницей множества модификаций электростанций мощностью 2,5 МВт, изготавливавшихся в течение последних десятилетий. Разработана конструкторская документация на двухтопливную электростанцию «МОТОР СИЧ ПАЭС-2500Д», в качестве первичного двигателя в которой применяется успешно прошедший испытания газотурбинный привод ГТЭМС-2,5Д номинальной мощностью 2,5 МВт, работающий на газообразном или жидком топливе, а также на их смеси, с возможностью автоматического перехода или по команде оператора с одного топлива на другое без снятия нагрузки и остановки электростанции. С целью расширения области применения в настоящее время активно ведется разработка энергетических установок на базе электростанций ПАЭС-2500, работающих: ● на шахтном метане; ● на газовом конденсате; ● на альтернативных низкокалорийных газах (коксовый или ферросплавный газы, сланцевый газ, шахтный метан, газ высокотемпературной перегонки сланцев и генераторный газ полученный при утилизации твердых бытовых отходов). Опыт эксплуатации ПАЭС-2500 на малокалорийном шахтном метане способствовал разработке универсального газотурбинного энергетического комплекса внешнего сгорания ГТЭУВС-2,5МС, который способен будет работать на различных видах топлива от 1 000 до 10 000 Ккал/м3.

Oil&GasEURASIA

ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ● PAES-2500. ● ПАЭС-2500.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Концепция создания ГТЭУВС-2,5МС позволит не только уменьшить остроту главной топливно-энергетической проблемы, но и сделает возможным существенно улучшить экологические показатели. Энергетический комплекс поможет снизить нагрузку на базовые электростанции, уменьшить потребление всех базовых видов топлива, получить необходимую энергию и решить вопрос утилизации загрязняющих атмосферу газов.

Особенности ГТЭУВС-2,5МС:

● alternative fuels, such as low-heating-value gas (coke or ferroalloy gases, shale gas, coalmine methane, high-temperature distillation shale gas and producer gas obtained as a result of solid domestic waste recovery).

The data collected from the analysis of PAES-2500 operation on low-heating-value gas coalmine methane helped in development of GTEUVS-2,5MS, a multi-functional external combustion gas-turbine plant running on various fuels outputting from 1,000 to 10,000 Kcal/m3.

The concept of GTEUVS-2,5MS will help to resolve the key fuel and energy issue, in parallel contributing to better environmental indicators.

The power complex will ease loads on the base power plants, reduce the consumption of all main fuels, receive the required energy and solve the issue of environment-polluting gases recovery.

Features of GTEUVS-2,5MS:

● Use of local wasted fuel types. ● High indicators of energy quality compliant with GOST 13109 standard. ● Operation in different climatic zones, from minus 60 С to plus 55 С. ● Equipped with everything required for autonomous operation of the system and the equipment. ● Noise and emission levels are within the sanitary standards. ● Low operating costs: – minimum capital costs to arrange the assembly site and energy transfer to consumers; – low maintenance costs; – autonomous operation; – long service life – 20 years, assigned life – 200,000 hours; – high operational reliability of equipment.

The EG 6000 gas-turbine plants were put in production in 2002. Over this period, several modifications have been successfully used in cold and moderate climate.

Modifications of EG 6000 family differ in the amount of generated voltage and drive starting procedure.

Modular mobile power stations EG 6000, EG 7000МS and EG 8000МS are based on modern high-efficiency gas turbine drives GTE-6,3/MS, GTE-8/MS, GTE-8,3/MS with three-shaft design and free power turbine.

The power stations with 6.06 MW, 7 MW and 8 MW output, respectively, meet all modern requirements to this line of goods.

MOTOR SICH designed and manufactured a turnkey modular-container type gas-pumping unit GPA-K/5,5-GTP/6,3SК. The unit is designed for installation on remote compressor stations of main pipelines, on booster compressor stations of gas fields and on other facilities where natural gas compression and transportation are needed. Design of the unit ensures its fast assembly on site and easy dismantling and assembling elsewhere without performance degradation.

MOTOR SICH is a known and respected supplier of modern equipment for fuel and energy sector. The company offers a range of latest high-efficiency industrial gas turbine drives, comprehensive renovation of existing gas-pumping units, delivery of a large range of cost-effective and reliable drives for gasturbine plants.

MOTOR SICH confirms its status of a modern company defining fuel and energy policy and keeps finger on the pulse, offering new ideas and solutions for the global market.

We are confident that the new MOTOR SICH products will help energy companies to save energy and keep environment safe. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Использование местных бросовых видов топлив. ● Высокие показатели качества электроэнергии, соответствующие ГОСТ 13109. ● Эксплуатируется в различных климатических зонах в диапазоне температур от – 60 до +55 °С. ● Оснащена всем необходимым для автономной работы системы и оборудования. ● Уровень шума и вредных выбросов в пределах санитарных норм. ● Низкие эксплуатационные затраты: – минимальные капитальные затраты на обустройство площадки для монтажа, отвод электроэнергии; – низкие затраты на техническое обслуживание; – энергетическое самообеспечение; – большой срок службы – 20 лет, назначенный ресурс – 200 000 часов; – высокая эксплуатационная надежность оборудования. С 2002 года серийно выпускаются газотурбинные электростанции семейства ЭГ 6000. Выпущено несколько модификаций электростанций, которые успешно эксплуатируются в условиях холодного и умеренного климата. Модификации электростанций семейства ЭГ 6000 отличаются, кроме величины генерируемого напряжения, способом запуска первичного двигателя. Блочно-транспортабельные электростанции ЭГ 6000, ЭГ 7000МС и ЭГ 8000МС характеризуются использованием в них современных высокоэкономичных газотурбинных приводов ГТЭ-6,3/МС, ГТЭ-8/МС, ГТЭ-8,3/МС, выполненных по трехвальной схеме со свободной силовой турбиной. Электростанции номинальной мощностью, соответственно 6,06 МВт, 7 МВт и 8 МВт, по всем показателям удовлетворяют современным требованиям к данному виду продукции. Предприятием «МОТОР СИЧ» запроектирован и изготовлен газоперекачивающий агрегат блочно-контейнерного исполнения полной заводской готовности ГПА-К/5,5-ГТП/6,3СК. Он предназначен для установки на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станциях газовых месторождений и на других объектах с целью сжатия и транспортировки природного газа. Конструкция агрегата обеспечивает его быстрый монтаж на объекте, а также возможность демонтажа ГПА и его установку в другом месте без ухудшения при этом эксплуатационных характеристик. АО «МОТОР СИЧ » занимает достойное место среди поставщиков современного оборудования для топливно-энергетического комплекса. Предприятие может предоставить целый ряд современных высокоэффективных газотурбинных промышленных приводов, выполнить полный комплекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агрегатов, обеспечить поставку широкой гаммы экономичных и надежных приводов газотурбинных электростанций. Таким образом, АО «МОТОР СИЧ» не только подтверждает статус современного предприятия, определяющего топливно-энергетическую политику, но и готово идти в ногу со временем, предлагая на внешний рынок свои новые идеи и решения. Надеемся, что новая продукция производства АО «МОТОР СИЧ» поможет специалистам энергетической отрасли сэкономить энергию и сохранить экологию.

Motor Sich JSC Phone: +38(061) 720-42-12 Fax: +38(061) 720-50-00 E-mail: bent.vtf@motorsich.com www.motorsich.com

АО «МОТОР СИЧ» Тел. +38(061) 720-42-12 Факс +38(061) 720-50-00 E-mail: bent.vtf@motorsich.com www.motorsich.com

55

PIPELINES

ADVERTORIAL SECTION

Трубопроводы нового поколения FlexSteel Сазоненков Сергей Александрович, ведущий технический специалист холдинговой компании «ИНТРА ТУЛ»

Специалисты, работающие в нефтегазовой сфере, хорошо понимают, что львиная доля успеха всего проекта зависит от надежности эксплуатируемого трубопровода. Разработка нефтяных и газовых месторождений зачастую ведется в самых тяжелых природно-климатических и ландшафтных условиях, которые не просто выдержать большинству труб. Круг возникающих проблем широк – это частые поломки, отказы и прорывы, связанные как с внешним воздействием, так и с внутренним, например с коррозией.

● Погрузка труб и оборудования на судно в порту Хьюстона.

56

Х

олдинг «ИНТРА ТУЛ» предлагает своим клиентам решения для задач любого уровня сложности. Компания, сотрудники которой за время ее существования хорошо изучили потребности и особенности нефтегазовой отрасли России, c 2002 года является одной из ведущих на рынке ремонтных технологий для промышленных предприятий. В своей работе специалисты «ИНТРА ТУЛ» используют комплексный подход и современные технологии, многие из которых могут применяться для восстановления и ремонта трубопроводных систем. Это, прежде всего, новая технология гибких армированных трубопроводов FlexSteel Конструкция трубопроводов FlexSteel включает специальный внутренний слой (вкладыш) из полиэтилена высокой плотности, упрочненного навивкой на него металлических лент из холоднокатаной стали, поверх которых формируется наружный защитный слой из полиэтилена низкого давления с добавлением углеродной сажи для защиты от ультрафиолетового излучения. Стальной армирующий слой представляет собой концентрически намотанные вдоль оси трубопровода (под углом 55 градусов) стальные пластины, придающие трубе необходимую жесткость. Намотка армирующего слоя производится послойно (в четыре слоя) – в противоположных направлениях. Материал изготовления – холоднокатаная сталь MTL-P-5233, которая соответствует марке стали российского производства Ст.08 различных модификаций, химического и компонентного составов. При наличии в транспортируемой жидкости сероводорода стальные армирующие полосы изготавливаются из стали MTLP- 5237, отвечающей требованиям стандарта NACE MR0175, который устанавливает максимально допустимое парциальное давление H2S в зависимости от мольной доли H2S, деленной на 100 (перевод из процентов в доли единицы) и умноженного на давление флюида. При парциальных давлениях H2S, равных 0,3 кПа или более, возможность применения труб FlexSteel, как правило, определяется заводом-изготовителем. В этом случае технические специалисты проводят анализ данных опросного листа и определяют гарантийный срок службы трубопровода.

Oil&GasEURASIA

ТРУБОПРОВОДЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Готовые к отправке катушки.

● Катушка FlexSteel.

Внешний защитный слой (экран) трубопроводов изготовлен из полиэтилена высокой плотности низкого давления (MTL-P5205). Благодаря наличию в составе полиэтилена специальных химических добавок (2-3%), внешний слой обеспечивает максимальную степень защиты трубопровода от влияния ультрафиолетового излучения. Также он служит для защиты от механических повреждений армирующего слоя и воздействия негативных факторов окружающей среды. Диапазон рабочих давлений трубопроводов FlexSteel – от 50 до 206 бар, рабочих температур перекачиваемой среды – от -40 до + 80 °C.

Соединительные и концевые фитинги Соединение секций трубопровода, а также подключение труб к действующим коммуникациям, производится с использованием симметричных соединительных и концевых фитингов специального исполнения. Фитинги изготавливаются из нержавеющей стали марки 316L (S31603) или углеродистой стали с покрытием, нанесенным методом химического осаждения, и обеспе-

чивают надежное соединение и уплотнение с внутренним и наружным экструдированными слоями трубопровода. Концевые фитинги устанавливаются в несколько последовательных этапов: сначала труба ровно обрезается, после чего на нее устанавливается обжимной инструмент со сменными полукольцами. Затем на конец трубы надевается фиттинг и выполняется операция обжима, цель которой – постоянная формовка стенок концевого фитинга по размеру трубы. Данная операция обеспечивает равномерное плотное обжатие стенок трубы фитингом, как по внутренней, так и наружной поверхностям. Формовка концевого фитинга выполняется при помощи специального гидравлического пресса (обжимного устройства). Оборудование для обжима включает сам гидравлический инструмент, сило● Работы в Оренбургской области РФ

(2012 год).

● Укладка трубопроводов FlexSteel на мелководье (Венесуэла).

вой гидравлический агрегат (СГА), систему управления и дополнительные инструменты. Обжим одного соединения производится за 30-45 мин – в полевых условиях силами одного квалифицированного специалиста. Технология гибких армированных трубопроводов FlexSteel идеально подходит для прокладки в экологически уязвимых районах, на мелководье (максимальная глубина укладки до 100 м), в болотистой местности и других ландшафтно- географических условиях. Высокая антикоррозийная стойкость и улучшенные гидродинамические свойства трубопроводов обеспечивают их эффективную эксплуатацию и экономичное техническое обслуживание на протяжении всего срока службы.

Основные преимущества К основным преимуществам труб FlexSteel относятся: простота монтажа и высокая скорость строительства трубопровода, возможность эксплуатации в высокоагрессивных средах без применения ингибиторов, гибкость и большая длина цельных секций труб (до 2 700 м).

ИнтраТул www.intratool.ru 195027, Санкт-Петербург, шоссе Революции, 3 телефон: (812) 313-5092 факс: (812) 313-5093 e-mail: intratool@intratool.ru

CaspianTool 060005, г. Атырау, Казахстан, пр. Азаттык, 17, оф.3 тел./факс.: (7122) 32-19-70 телефон: (7122) 32-18-51 e-mail: caspian@caspiantool.com сайт: www.caspiantool.com Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

CHEMICAL

ADVERTORIAL SECTION

Zirax-Nefteservice Offers High-performance Oilfield Chemical Engineering and Enhanced Oil Recovery Methods Высокоэффективная нефтепромысловая химия и технологии повышения нефтеотдачи пластов ООО «Зиракс-Нефтесервис» Malaiko S.V., chief geologist of Zirax-Nefteservice, Chapurkin S.V., D.Sc. (Chemistry), geochemist, Zirax-Nefteservice, Merkulov A.P., head of oil and gas projects in Russia/CIS, Zirax

R

ussia is currently the seventh largest oil repository in the world (over 74 billion barrels (about 10 billion tons) of proven oil reserves). So far, domestic oil producers have tapped into more than a half of this repository; current production levels of about 500 million tons per year can be sustained for 20-30 years, with some fluctuations due to depletion of old fields and the launch of new projects, say the documents submitted to the Russian Security Council meeting.

Poor E&P practices based on aged technologies lead to dwindling oil rate, production go-off and ultimately to the depletion of the old fields.

Yet, both old and new fields have high potential – higher oil production rates are possible and require only a modern high-tech approach. The point is to combine high-tech physical treatment with modern chemical agents.

This is the mission of Zirax-Nefteservice, a rapidly developing Russian servicing company specializing in the development of effective system solutions for the upstream community using tailored combination of modern technologies and unique reagents.

The company employs only highly experienced specialists, who operate the latest high-output equipment to manufacture a wide range of in-house designed reagents.

Zirax has been manufacturing own products for upstream chemistry for more than 11 years. The company is focused on development and production of high-purity environmentally-friendly well-control fluids based on of sodium, magnesium, calcium salts, as well as acid compositions based on synthetic hydrochloric acid for enhanced oil recovery, post-drilling well completion, well control and hydrofracturing. ZiraxNefteservice prides itself on being focused on the market and customer needs.

The company’s portfolio covers two main trends of upstream chemical industry: environmentally-friendly fluids for well control (density of 1.05 g/cm3 to 1.6 g/cm3), the block packets for this density range and acid compounds based on synthetic hydrochloric acid for enhanced oil recovery, post-drilling well completion, cleaning out after hydrofrac operations.

Well-killing fluids such as solids-free saline systems PelletOil WotaSoft™ and MaxOil WotaSoft™ ensure a quick production boost,

58

Главный геолог ООО «Зиракс-Нефтесервис» Малайко С.В., Геохимик ООО «Зиракс-Нефтесервис» к.х.н. Чапуркин С.В. Руководитель нефтегазовых проектов РФ/СНГ ООО «Зиракс» Меркулов А.П.

С

егодня Россия занимает седьмое место в мире по подтвержденным запасам нефти, которые оцениваются более чем в 74 миллиарда баррелей (что составляет примерно 10 млрд т). Согласно документам, представленных на заседание Совета безопасности РФ, запасы российской нефти освоены более чем на 50%, а текущий уровень добычи (около 500 млн т нефти в год) может сохраниться в течение 20-30 лет, периодами увеличиваясь за счет ввода новых проектов и снижаясь из-за истощения старых месторождений. Известно, что старые месторождения истощаются вследствие некачественного освоения и эксплуатации по технологиям прошлого века, что ведет как значительному снижению дебита нефти так и к полному прекращению добычи. Однако, по оценкам специалистов, потенциал как старых, так и новых месторождений достаточно велик и для повышения нефтеотдачи требуется современный высокотехнологический подход. Суть заключается не только в применении высокотехнологичных физических воздействий на пласт, но и комбинировании физического воздействия на пласт в сочетании с современными химическими реагентами. ООО «Зиракс-Нефтесервис» – интенсивно развивающаяся нефтесервисная компания России, специализирующаяся на разработке эффективных системных решений для нефтегазовых компаний, основанных на индивидуально спроектированном комплексе современных технологий и уникальных реагентов, способна решать подобного рода задачи. За плечами специалистов компании колоссальный профессиональный опыт, а также большие производственные мощности и широкий спектр предлагаемых реагентов собственного производства группы компаний «Зиракс». Компания «Зиракс» уже более 11 лет как производитель работает на рынке специализированной химии, предназначенной для нефтегазодобычи. Основными направлениями деятельности являются разработка и производство высокочистых щадящих жидкостей глушения скважин на основе солей натрия, магния, кальция и кислотных составов на основе синтетической соляной кислоты для повышения нефтеотдачи, освоения скважин после операций бурения, глушения и гидроразрыва пласта. Основным приоритетом компании является движение от потребностей рынка и заказчиков.

Oil&GasEURASIA

ХИМИЯ the absence of well clogging and consistency of the actual process fluid.

Acid compounds are represented by well-known to the market products of the FLAKSOKOR™ series.

Zirax-Nefteservice provides a full range of services for enhanced oil recovery and workover operations, from design of new technologies to their implementation.

The company uses own and contracted industrial labs specializing in upstream R&D for a full range of lithological and mineralogical research and for studies of reservoir characteristics using core samples taken before and after the chemical treatment.

Even on the initial stages, Zirax-Nefteservice offers – and insists on – due consideration of individual parameters by testing the proposed reagents for their compatibility with the formation fluids of the field earmarked for BHT.

Zirax-Nefteservice technologies include:

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Reverse jet pulser Обратный струйный насос

Production string / НКТ Packer / Пакер Sliding side door Циркуляционный клапан

Pulsator / Пульсатор

Concentrator / Концентратор

На сегодняшний день в портфеле «Зиракс» присутствуют два основных направления нефтепромысловой химии: щадящие жидкости для глушения скважин плотностью от 1,05 гр/см3 до 1,6 гр/см3, блок пачки для данных плотностей и кислотные составы на основе синтетической соляной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов, освоения скважин после бурения, очистки трещины после операции ГРП. Жидкости для глушения скважин представлены солевыми системами без твердой фазы PelletOil WotaSoft™, MaxOil WotaSoft™, применение которых обеспечивает быстрый выход скважины на режим, отсутствие кольматации призабойной зоны пласта, технологичность и стабильность самой технологической жидкости. Кислотные составы представлены, успешно зарекомендовавшими себя продуктами, серии ФЛАКСОКОР™. Компания ООО «Зиракс-Нефтесервис» осуществляет полный цикл услуг от разработки до внедрения современных технологий для повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин. Наличие собственных и привлекаемых производственных лабораторий, специализирующихся на исследованиях в нефтегазовой отрасли, позволяет провести полный спектр литолого-минералогических исследований и исследований фильтрационноемкостных характеристик образцов керна до и после обработки пластов химическими составами. Кроме того, еще на начальных этапах, компания «Зиракс-Нефтесервис» предлагает и настаивает на проведении тестирования предлагаемых реагентов на их совместимость с пластовыми флюидами месторождения, где планируется проведение ОПЗ, учитывая специфику конкретного объекта.

– Deep-level hydrochloric acidizing technologies; – High-tech solutions of self-diverting surfactant sys● Fig. 1 Complex tems; vibrowave-based draw– Technologies for nondown treatment. damaging well control, solu● Рис. 1. Комплексное tions for water cut reduction, виброволновое waterproofing, leveling the депрессионное возinjection capacity; действие.

– Bottomhole formation zone treatments (hydraulic pulse, vibrowave, ultrasound methods); – Jet pump technology for well completion; – Post-drilling BHT technologies for stimulation treatment.

Acid compounds is a highly effective tool for destroying well clogging layer and neutralizing the adverse impact of drilling-mud filtrate on the production layer: – Technologies for tailored selection of acid compounds according to the parameters of a given collector.

– технологии глубоконаправленных солянокислотных обработок; – высокотехнологичные решения самоотклоняющихся систем; – технологии щадящего глушения, решения по снижению обводненности, водоизоляции, выравниванию профиля притока (приемистости); – физические методы воздействия на призабойную зону пласта (гидроимпульсные, виброволновые, ультразвуковые); – освоение скважин струйным насосом; – технологии ОПЗ после бурения с целью вызова притока. Используемые кислотные составы эффективно разрушают кольматационную корку и снимают отрицательное воздействие фильтрата бурового раствора на продуктивный пласт: – технологии индивидуального подбора кислотных составов под свойства конкретного коллектора.

The company operates the modern equipment:

В распоряжении компании современное оборудование:

– Cementing and acidizing SIN units on the KAMAZ platform; – Trailers and containers for transportation, preparation and storage of acid compounds; – Special tools and equipment for the optimization of injection and production wells.

Zirax-Nefteservice has also developed a specialized software for the simulation of chemical injection.

– цементировочные и кислотные агрегаты СИН на базе «КАМАЗ»; – прицепы с емкостями для транспортировки, приготовления и хранения кислотных составов; – специальные приборы и оборудование для оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин. Помимо оборудования, компания «Зиракс-Нефтесервис» обладает специализированным программным обеспечением для моделиро-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В арсенал технологий «Зиракс-Нефтесервис» входят:

59

CHEMICAL

ADVERTORIAL SECTION

Nikolskoye / Никольское

C1 up

7

5.6

3

Bogorodskoye / C1 up Богородское

Qн, tpd / Qн, т/сут

2

Qжид, m3/d / Qжид, м3/сут

1

% flooding / % обв

С1 up

Qн, tpd / Qн, т/сут

Nikolskoye / Никольское

BHT data Дата ОПЗ

Qжид, m3/d / Qжид, м3/сут

Qжид, m3/d / Qжид, м3/сут

1

0.81

0

27 сент./Sept.

2012

10

8.1

0.1

9

7.3

7.3

0

10 окт./Oct. 2012

10

8

0

3

2.4

2.4

20

The work was carried out in parallel with stimulated completion of the collector. The average daily oil production from wells with similar collectors (#21, 24, 34 at Bogorodskoye field is 18 cubic meters (14.4 tons).

0.1 Работы проводились совместно с вторичным вскрытием коллектора. Среднесуточная добыча нефти из скважин с аналогичными коллекторами (№21, 24, 34 Богородское составляет 18 м3 (14,4 т).

Post-drilling well Скважина после бурения

23 окт./Oct. 2012

25

The company is experienced in large-scale acid treatment of bottomhole formation zone, too.

One of the key advantages of working with Zirax-Nefteservice is that the company does a turn-key service: from initial study and calculations and to the implementation of the project.

Under certain geological conditions, good BHT results are achieved via the combined methods of chemical and physical treatment. To the best practices of physical stimulation include the complex hydropulse and ultrasonic BHT treatments.

Let’s examine these technologies in greater detail. A complex depression-repression hydropulse treatment of the BFZ provides: – rehabilitation of the production rate for oil wells and the intake rate of injection wells; – enhancement of well completion, well conservation or well shutdown.

The hydropulse treatment provides deep, high-quality cleaning of the bottomhole formation zone – this unlocks for the filtering process the pocket zones previously excluded from the operation.

High performance of complex treatment is ensured by improved reaction between chemicals and the rock or the solids clogging the porous collector, as well as by stimulation of reservoir processes taking place during the treatment and by timely removal of reaction products from the reaction zone.

Conclusions: When a client works with “Zirax-Nefteservice”, the company offers him a wide range of services: chemical, physical, complex BHT methods, nondamaging well control, water suppression.

The company provides a “turn-key” service – from design, calculation, selection of reagents, and to the direct implementation of the technology.

“Zirax-Nefteservice” uses a modern high-tech equipment and highly effective chemical agents that able to achieve the desired results.

This means that the subsoil users get, on a single cheque, a supplier of necessary chemicals and a provider of quality ENGO, water shutdown, well control services. They also receive a range of comprehensive services, from selection of the required compounds and technologies, to full completion of the task.

60

Gain / Прибавка

% flooding / % обв

Field Месторождение

Post-BHT mode of operation Режим после ОПЗ

Qн, tpd / Qн, т/сут

No. № п/п

Horizon / Пласт

Pre-BHT mode of operation Режим до ОПЗ

Production growth, tpd Доп. Добыча, т/сут

● Table 1. The results achieved by depression-repression hydropulse treatment. ● Табл. 1. Результаты, достигнутые при применении технологии КВДХВ.

вания процессов закачки химических реагентов. Компания «Зиракс-Неф те сервис» имеет положительный опыт по проведению большеобъемных кислотных обработок ПЗП. Одним из главных преимуществ работы с компанией «Зи раксНеф те сервис» является то, что работы осуществляются «под ключ»: от разработки и расчетов до непосредственного проведения операции своими собственными силами. При определенных геологических условиях достижение высоких результатов при обработке призабойной зоны пласта обеспечивается комбинированными методами химического и физического воздействия. К передовым методам физического воздействия на пласт можно отнести комплексные гидроимпульсные обработки и ультразвуковые обра-

ботки призабойной зоны. Рассмотрим теперь эти технологии более подробно. Целью применения комплексного депрессионно-репрессионного гидроимпульсного воздействия (КВДХВ) на ПЗП являются: – восстановление производительности добывающих нефтяных и приемистости нагнетательных скважин; – повышение качества освоения скважин, выходящих из бурения, находящихся в консервации или простое. Эффект от проведения гидроимпульсной обработки достигается за счет глубокой и качественной очистки призабойной зоны пласта, а также разблокирования и подключения к процессу фильтрации застойных, ранее не участвующих в работе зон пласта. Высокая эффективность комплексных обработок достигается благодаря повышению эффективности взаимодействия химреагентов с горной породой, с материалами, кольматирующими поровый коллектор, а также интенсификации процессов, протекающих в пласте при данных видах воздействия, и своевременному удалению продуктов реакции из зоны реагирования.

Выводы: При работе с компанией «Зиракс-Нефтесервис» заказчик имеет широкий спектр оказываемых услуг: химические, физические, комплексные методы ОПЗ, щадящее глушение, ограничение водопритока. Компания выполняет работы «под ключ» – от проектирования, расчета, подбора реагентов до непосредственного осуществления технологического процесса. «Зиракс-Нефтесервис» располагает современным высокотехнологичным оборудованием и высокоэффективными химическими реагентами, позволяющими добиться требуемого результата. Таким образом, у недропользователей есть возможность получить в одном лице поставщика необходимой химии и эффективных услуг в области ПНП, ОВП, глушения, а также получить полный комплекс услуг – от подбора необходимой рецептуры химических реагентов и технологий до выполнения задачи «под ключ» с прогнозируемым результатом.

Oil&GasEURASIA

Н Я Й И А Ц ! Л А А Н ТР Т О ИС РЫ Г К Р Е ОТ

СОВСЕ М СКОРО !

КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ И АРКТИКЕ – 2013 15–17 октября 2013 года, Москва, ВВЦ, павильон 75 • 135 работ (16 технических сессий + сессии по обмену знаниями) • 3 пленарные сессии с участием руководителей и экспертов компаний: ОАО «Газпром», ОАО «НК «Роснефть», Statoil, Shell, Chevron, OGP • Тематические обеды, сессии молодых специалистов, конкурс студенческих работ • Арктический деловой зал • Зона науки и знаний

Полная версия технической программы конференции и регистрация доступны на сайте www.arcticoilgas.ru Выставка новейших технологий – 80 компаний-экспонентов – отечественных и международных нефтегазовых компаний, нефтегазовых университетов, представительств регионов, специализированных изданий. Недавно присоединившиеся экспоненты: Фонд «Сколково», Старт-Катализатор, Уникальные волоконные приборы, ЭНГО Инжиниринг, МИКС, Геонод, Центр технологий и инноваций, ЭКОПЛАСТИЗДЕЛИЯ, Центр анализа сейсмических данных МГУ имени М.В. Ломоносова Наталья Бабина,

т: +7 495 937 6861, доб. 127

менеджер по продажам

e: natalia.babina@reedexpo.ru

Ирина Кузнецова,

т: +7 495 937 6861, доб. 152

директор выставки

e: irina.kuznetsova@reedexpo.ru

Платиновый спонсор:

Спонсоры:

Организаторы:

ООО «Рид Элсивер» Реклама

«Издательский дом Недра» выпустил книгу

Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России авторы Лисин Ю.В., Сощенко А.Е. Комплексно рассмотрены вопросы, связанные с совершенствованием технологий и техники обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов. Впервые проведены исследование и анализ комплексной технико-экономической картины функционирования Главного управления по транспортированию и поставкам нефти «Главтранснефть» в быв. СССР. Использованы фактические материалы и данные. Авторами книги являются ведущие специалисты ОАО «АК «Транснефть», имеющие опыт работы в российской нефтепроводной компании с первого дня ее образования. Особое внимание уделено созданию и современному состоянию системы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». Разработана концепция инновационного и стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на перспективу до 2020 г. Рассмотрены вопросы научного обеспечения эксплуатации уникальной трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» и организации технического мониторинга данной системы. Представлена разработанная методика расчетов определения планово-высотного положения нефтепровода в аномальных геологических условиях. Для специалистов и научных организаций, специализирующихся в области трубопроводного транспорта нефти. Также издание будет полезно учащимся высших учебных заведений, обучающимся по специальности «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» направления подготовки «Нефтегазовое дело».

Technologies of russian crude oil main pipelines Moscow: LLC «Publishing house Nedra»

by Lisin Yury, Soshchenko Anatoly The book contents the issues relative to the improvement of technologies and equipment for ensuring the operating reliability of oil trunk pipelines using actual data and materials. For the first time it has been attempted to study and analyze the multifaceted technical and economic picture of performance of the Main Production Department for Oil Transportation and Supplies of «Glavtransneft» in the former USSR. The authors of the book are leading specialists of JSC «Transneft» that have had an experience in the work of the Russian oil pipeline company since the first day of its foundation.

A special attention has been paid to the creation and current status of JSC «Transneft» oil pipelines system, with presentation of the concept of prospective innovative and strategic development of JSC «Transneft» until 2020 and a review of the problems of scientific follow-up of the operation of the unique pipeline system «East Siberia - Pacific Ocean» with organization of its technical monitoring. There is also a presentation of the calculation methods developed for determination of an oil pipeline horizontal and vertical position in abnormal geological conditions.

The book is intended for experts, research and scientific institutions working in the field of oil pipeline transportation. The edition can also be useful for students that have chosen the following specialty: «Construction and exploitation of oil and gas pipelines, stations and depots» for the following course: «Oil and gas operation».

Bench test your energy costs.

Cogeneration with MWM gas engines makes energy economical again.

We work hard, day in and day out, to improve the excellent efďŹ ciency and reliability of our gas engines and power generators. Because every bit of progress we make helps our customers cut their energy costs even faster. www.mwm.net