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

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

Rosneft, NOVATEK Score New LNG Export Rules Threaten Gazprom Monopoly p. / стр. 16

2013 NOVEMBER НОЯБРЬ

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

«Роснефть» и «НОВАТЭК» набирают очки

Либерализация экспорта СПГ может пошатнуть монополию «Газпрома»

p. / стр. 36

Canada Likely to Emerge as New Force to Lock Up Asian Markets Канадские нефтяники целятся на рынки стран Азии

GUEST SPEAKER / ГОСТЕВАЯ КОЛОНКА

Pat Davis Szymczak is on vacation this month. So Oil&Gas Eurasia offers this opinion piece on the Russian economy, excerpted from a recent investment brief by Chris Weafer, head of MacroAdvisory, a bespoke investment consultancy for Russia and the CIS (www.macro-advisory.com)

Russia Macro-Politics: Friends Reunited Макро-политика России: Воссоединение друзей

Chris Weafer Крис Уифер

conomic weakness is the dominant concern for Russia. The headlines from Russia are dominated by two issues currently; the rapprochement between Russia and Ukraine and the still weakening domestic economy. In terms of possible market impact the former is potentially very significant for the longer term, especially if Ukraine were to move further and start talks to join the Customs Union. The latter is of much more immediate concern and unless reversed the weak macro data will soon lead to a scaling back of domestic earnings growth assumptions. That would hurt sentiment towards many of the domestic economy equity market themes and add more pressure on the ruble. The Iranian deal may impact oil later next year. The international headlines are today dominated with the deal between Iran and the UN to curtail the country’s nuclear program. That news knocked almost $2.5 p/bbl off the price of Brent in early Monday trading and adds to concern that further, more significant, price weakness may deteriorate Russia’s budget execution in 2014 and add further downward pressure on the ruble.

Friends Reunited It is a case of “friends reunited” for Kiev and Moscow, for former Finance Minister Alexei Kudrin (he has been brought back into a formal Kremlin advisory role) and now for Tehran and the UN. The investment implications for all three have been factored into Macro-Advisory’s 2014 macro forecast assumptions. Gazprom may have to suffer a new gas deal with Ukraine. The big question arising from the possible/probable strengthening of RussiaНефть и ГазЕВРАЗИЯ

В этом месяце Пэт Дэвис Шимчак находится в отпуске. Поэтому мы предлагаем вашему вниманию авторскую статью по российской экономике, которая является отрывком из недавнего доклада по инвестициям, подготовленного Крисом Уифером, руководителем Macro-Advisory, специализированного консультационного агентства по инвестициям в России и СНГ (www.macro-advisory.com)

лабость экономики – основная причина обеспокоенности России. В эти дни в заголовках российских СМИ превалируют две теми: сближение с Украиной и продолжающееся ослабление российской экономики. Что касается возможного воздействия на рынок первого события, то оно потенциально весьма значительно в долгосрочной перспективе, особенно если Украина пойдет дальше и начнет переговоры о присоединении к Таможенному союзу. Второй момент – это проблема, которая требует немедленного решения, и если тенденцию не повернуть вспять, слабые макроэкономические данные приведут в скором времени к снижению прогнозов роста внутренних доходов. Это может отрицательно повлиять на многие вопросы внутреннего рынка ценных бумаг и усилить давление на рубль. Договоренности по Ирану могут повлиять на рынок нефти в следующем году. Заголовки международных изданий сегодня посвящены договоренностям между Ираном и ООН по сокращению ядерной программы страны. Эта новость привела к снижению цены барреля нефти сорта Brent на $2,5 на торгах утром в понедельник, 25 ноября, что добавляет обеспокоенности поскольку дальнейшее, более существенное снижение котировок нефти может помешать исполнению федерального бюджета в 2014 году и усилит тенденцию падения рубля.

Воссоединение друзей Примеров «воссоединения друзей» несколько: в эти дни сблизились Киев и Москва, бывший министр финансов Алексей Кудрин вернулся в Кремль в официальном качестве советника, а Тегеран, наконец, вновь сдружился с ООН. Возможные инвестиционные последствия всех этих событий агентство Macro-Advisory учло в макро-прогнозах на 2014 год. «Газпрому», возможно, придется заключить с Украиной новое соглашение по поставкам газа. Большой вопрос, который возникнет в результате возможного/вероятного укрепления отношений между Россией и Украиной, заключается в том, что это будет означать для «Газпрома» и трубопровода «Южный поток»? В конце ноября курс акций «Газпрома» понизился на фоне растущего рынка, отражая опасения инвесторов, что новая сделка по газу может повредить итоговым показателям компании. До этого инвесторы выражали надежду, что акции «Газпрома» и еще одного крупного производителя газа, «НОВАТЭКа», покажут наиболее высокий рост в 2014 году. Однако, в случае изменений в отношении «Южного потока», движения денежных потоков и дивиденды могут оказаться в выигрыше. Основное назначение трубопровода «Южный поток» – обход Украины как транзитного пути для доставки российского газа в ЕС. Но если отношения между Киевом и Москвой реально улучшатся, тогда станет возможной и сделка по модернизации существующей трансукраинской трубопроводной системы и покупке российской стороной доли в ней. Вопрос в другом – не слишком ли поздно? В ноябре был официально запущен проект по строительству сербского участка «Южного потока». Несложно догадаться, что момент был выбран для того,

#11 November 2013

GUEST SPEAKER / ГОСТЕВАЯ КОЛОНКА Ukraine relations is what does this mean for Gazprom and for the South Stream pipeline? Gazprom’s share price traded down, against a rising market, in late November as investors fear that a new deal on the gas price may hurt Gazprom’s bottom line. Gazprom – and the other major gas producer NOVATEK – is one of the top stock picks in Russia for 2014. But cash flow and dividend may benefit if South Stream is changed. The major reason for the South Stream pipe is to bypass Ukraine as a transit route for Russian gas to the EU. But if Kiev-Moscow relations actually do improve then a deal over the ownership and upgrade of the existing trans–Ukraine pipeline is also possible. The question is: “Has it come too late?” The project to build the Serbian section of South Stream has officially been launched. It is not hard to imagine that the timing of that ceremony was planned to send a very clear signal to Ukraine. But the most challenging and expensive part of the project is the section across the Black Sea. Utilizing an upgraded Ukraine pipe might make that unnecessary. Russia’s Finance Ministry would certainly welcome that as it would cut Gazprom’s capital investment programme and free up more cash to pay the demanded higher dividend. Ukraine expected to try and stay in the middle ground. The next presidential election in Ukraine is set for February 2015. It is most unlikely that President Yanukovych will agree to talks about the Customs Union ahead of that election as it would prove too divisive. The position ahead of that is likely to be that Ukraine’s best position is to try and remain between the EU and Russia.

2014 Forecast Updates We have set 2014 real GDP growth forecast at 1.8 percent. The number could be better if the government makes an appropriate policy response – on both the monetary and fiscal side – in the spring. The first quarter is expected to be weak, especially on a yearly comparison with a strong first quarter from this year, and that should add to the intensity of the policy debate expected just after the Sochi games end. Expect an average Urals price of $95 p/bbl. The Iranian deal, assuming it holds (see above), will start to affect medium to long term price assumptions in the second half of next year. For the first half the continuing outages in Libya, Iraq, etc, the modest global recovery and the still weak U.S. dollar, should be enough keep the price around $100 p/bbl. The risk of the $90 p/bbl level being tested in the second half is high. Budget deficit of 1 percent of GDP. Based on the oil price assumption and budget spending plans, plus the generally weak first half macro performance. The official budget assumption is that, at an average $93 p/bbl the budget will run a deficit equal to 0.5 percent of GDP. My assumption is that other revenue assumptions in the budget are overly optimistic. Year-end (2014) ruble/dollar and ruble/euro. I expect the ruble to weaken further in 2014, partly as a result of the expected monetary and fiscal stimulus measures likely to be taken in the spring and also as a reaction to the expected second half oil price weakness. The end 2014 Rub/$ rate is 36.0 and the Rub/Eur rate is 46.0. That implies a $/Eur rate of $1.28 on Dec. 31, 2014. The greater risk is that the dollar rally will be stronger coming into late 2014 (as tapering accelerates) and a year-end rate of $1.22 would imply a Rub/Eur rate of 44.0 (assuming Rub/$ 36). Alexei Kudrin has just recently been co-opted to the presidium of the president’s Economic Council. Obviously this reflects the growing concern in the Kremlin about the weak economy and, hopefully, a signal that a more serious effort to come up with growth and reform orientated policies in 2014. Kudrin is again been talked about as one of the possible successors to Prime Minister Medvedev if the economy remains weak and prompts Kremlin intervention. Either way Kudrin will be one of the most influential members of the president’s economic advisory team.

чтобы отправить недвусмысленный, четкий сигнал Украине. Однако самый сложный и дорогой отрезок магистрали – это участок, пролегающий по дну Черного моря. В случае использования модернизированной трубопроводной системы Украины реализация этой части проекта может не понадобиться. Министерство финансов России, разумеется, приветствовало бы такой шаг, поскольку он позволил бы сократить расходы на капитальные инвестиции «Газпрома» и высвободил средства для выплаты более высоких дивидендов акционерам. Ожидается, что Украина постарается сохранить половинчатую позицию. Следующие президентские выборы назначены на февраль 2015 года. Очень маловероятно, что президент Янукович пойдет на переговоры по Таможенному союзу до них, так как это вызовет множество внутренних разногласий. Представляется, что до выборов Украина постарается сохранить свое положение между ЕС и Россией.

Корректировка прогнозов на 2014 год Мы ожидаем, что реальный рост ВВП в 2014 году составит 1,8%. Этот показатель может быть более высоким, если правительство примет соответствующие меры весной как в финансовом, так и в налоговом отношении. Ожидается, что показатели в первом квартале будут слабыми, особенно в сравнении с сильным первым кварталом текущего года. Это, в свою очередь, скорее всего, приведет к более интенсивному обсуждению экономической политики сразу по завершении Олимпийских игр в Сочи. Ожидается, что средняя цена нефти «Юралс» составит $95 за баррель. Договоренности по Ирану (при условии, что они сохранятся, см. выше), начнут влиять на средне- и долгосрочные ценовые прогнозы во второй половине следующего года. В первом полугодии влияния таких факторов, как перебои в Ливии, Ираке и пр., незначительное глобальное оживление и слабость американского доллара, должно быть достаточно, чтобы удержать цены в районе $100 за баррель. Риск падения котировок до уровня $90 за баррель высок во второй половине года. Дефицит бюджета в размере 1% от ВВП. Ожидается на основе прогнозов цен на нефть и планов по расходованию бюджета, и слабых макропоказателей первого полугодия. Официальный прогноз бюджета таков, что при средней цене $93 за баррель его дефицит составит 0,5% ВВП. На мой взгляд, другие прогнозы по доходным статьям бюджета излишне оптимистичны. Соотношение рубль/доллар и рубль/евро на конец 2014 года. Я ожидаю, что в 2014 году продолжится ослабление рубля, отчасти в результате мер по финансовому и налоговому стимулированию, которые, как ожидается, будут приняты весной, а также как реакция на ожидаемое снижение цены на нефть во втором полугодии. Прогноз курса доллара к рублю на конец 2014 года равен 36,0, а евро к рублю – 46,0. Исходя из этого, курс евро к доллару ожидается на уровне 1,28 на 31 декабря 2014 года. Существует риск, что в конце 2014 года может произойти некоторый подъем курса доллара (по мере усиливающегося сокращения денежных вливаний в экономику) и курс евро к доллару 1,22 приведет к росту рубля по отношению к евро, равному 44,0 (предполагая, что курс доллара к рублю составит 36). Алексей Кудрин недавно вошел в президиум Экономического совета при президенте. Очевидно, что это назначение отражает растущую обеспокоенность Кремля слабой экономикой и, возможно, является сигналом того, что в 2014 году ожидаются более серьезные усилия по реализации политики, направленной на экономический рост и осуществление реформ. О Кудрине вновь говорят как об одном из возможных преемников премьера Медведева, если экономика останется слабой, и потребуется вмешательство Кремля. В любом случае, Кудрин будет одним из наиболее влиятельных членов президентской команды советников по экономическим вопросам.

Oil&GasEURASIA

Снова изменилась таблица сигналов? Опять новая схема подключения... Новая кроссировка. И другие шкафы… Опять эти переделки... Просто избавьтесь от этого!

Электронная кроссировка освобождает вас от переделок и головной боли. С электронной кроссировкой системы DeltaV, Emerson позволяет вам менять схему подключений там, где это нужно, и тогда, когда это нужно, без дорогостоящих инженерных работ и изменений графика. Наши новые характеристические модули (CHARM), предназначенные для ввода и вывода различных сигналов, выполнены в одном конструктиве. Это позволяют изменять тип сигнала, не меняя полевой проводки. Кроссовые шкафы не требуются. Время на инжиниринг сокращено. Посмотрите, как легко это можно сделать, посетите страницы www.emersonprocess.com/ru/DeltaV www.EmersonProcess.ru

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

GUEST SPEAKER | ГОСТЕВАЯ КОЛОНКА

Russia Macro-Politics: Friends Reunited Макро-политика России: Воссоединение друзей

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

GAS EXPORT | ЭКСПОРТ ГАЗА 16

Between a Rock and a Hard Place The loss of Gazprom’s monopoly on the export of LNG could undermine the gas giant’s position in Europe Утрата «Газпромом» монополии на экспорт «голубого топлива» в сжиженном виде может пошатнуть позиции газового гиганта в Европе

PHOTO: ria novosti / ФОТО: РИА Новости

Свой подыграет чужому?

GAS SUPPLIES | ПОСТАВКИ ГАЗА

Gas Supplies to EU: Europe at a Crossroads Поставки газа в ЕС: Европа перед выбором

SHALE GAS | СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

On the Cusp of Discovery Turkey Steps Up Shale Gas Development as Russia Looks On

В ожидании открытий

Турция наращивает поиск сланцевого газа, пока Россия довольствуется ролью наблюдателя

SPE MEETINGS | СЕМИНАРЫ SPE

Interference Тesting Conducted in Kharyaga’s Carbonate Reservoirs Карбонатные коллекторы Харьяги исследовали с помощью гидропрослушивания MARKETS | РЫНКИ

Canada Likely to Emerge as New Force to Lock Up Asian Markets Канадские нефтяники целятся на рынки стран Азии

PIPELINE INTEGRITY | ЦЕЛОСТНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ

Fighting Stress Побороть стресс

Oil&GasEURASIA

НОВИНКА! НЕПРЕРЫВНЫЙ ГИРОСКОПИЧЕСКИЙ ИНКЛИНОМЕТР GYROTRACER DIRECTIONAL™ Непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™— это высокоточный надежный прибор для подземной навигации, который применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях. Gyro Tracer Directional™ предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов скважин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. GyroTracer Directional может работать как в кабельном варианте через геофизический кабель, модуль телеметрии и наземный прибор, так и в батарейном варианте. Инклинометрическая съемка GyroTracer Directional™ может осуществляться как в точечном, так и в непрерывном режимах. В непрерывном режиме измерения проводятся со скоростью до 150м/мин. без ограничений по ориентации скважины, данная съемка помогает существенно экономить время исследований. Съемка в точечном режиме проводится при остановках скважинного прибора. Длительность точечного замера составляет всего 1 минуту. Перед началом съемки не требуется предварительная калибровка и ориентирование прибора в устье. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer Directional™ не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитно-неустойчивых зонах. Непрерывный гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании.

Технические преимущества Обеспечивает высокоточную и надежную инклинометрию скважин Не подвержен влиянию магнитного поля Земли Не требует предварительной калибровки и ориентации в устье перед началом замера Непрерывный режим съемки Высокая скорость движения скважинного прибора по стволу скважины до 150м/мин Не требует дополнительных приспособлений Измерение азимута относительно “истинного Севера” Экспорт измеренных данных в Exсel и другие стандартные форматы Оптимальные массогабаритные характеристики прибора, компактность, мобильность Технические характеристики Диапазон измерения азимута, град. 0-360° Погрешность измерения азимута: при w < 60° (w – широта места), град. ± (1,2°–1,8°) при w > 60°, град. ± (0,6-0,9) secw Погрешность определения координат в непрерывном режиме: 0,2% от пройденного пути. Диапазон измерения зенитного угла, град. 0–180° Погрешность измерения зенитного угла, град. ± 0,1° Диапазон измерения угла установки отклонителя, град. 0-360° Погрешность измерения угла установки отклонителя, град. ±1,0° Диапазон рабочих температур –30°C до +85°C Диапазон рабочих температур в высокотемпературном режиме – 30 °C до +150 °C Максимальное рабочее давление скважинного прибора 70 МПа Скорость съемки до 150 м/мин Габаритные размеры Диаметр скважинного прибора 45 мм Длина сенсорного модуля 950 мм Длина модуля телеметрии 400 мм Длина батарейного модуля 700 мм Вес 8 кг Габариты наземной панели 165 мм х 220 мм х 85 мм Вес назменой панели 1 кг

Адрес: 129164, г. Москва, Ракетный бул., д.16, оф.10 Тел./факс: +7499 995 13 45 info@stockholmprecisiontools.com

#11 November 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ LEGISLATION | ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО

Unconventionals in Russia: Legal Aspects Правовые аспекты освоения нетрадиционных ресурсов России

LUBRICANTS | СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Smooth Run ExxonMobil invests in R&D, offers competitive products in the industrial lubricants market

Как по маслу ExxonMobil вкладывает в науку и предлагает конкурентоспособную продукцию для рынка индустриальных масел РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION INCLINOMETERS | ИНКЛИНОМЕТРЫ

Stockholm Precision Tools AB Vigorously Expands in Russia Q & A with Orlando Rene Ramirez, CEO of Stockholm Precision Tools AB

Stockholm Precision Tools AB активно расширяет свое присутствие в России Интервью с генеральным директором компании Stockholm Precision Tools AB Орландо Рене Рамирезом

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

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки

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

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

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

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Smit lamnalco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

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

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

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

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

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

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

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

www.oilandgaseurasia.com

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

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

is a Member of:

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

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow 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.

115114, Россия, г. Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417. 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

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

CARBO Ceramics представляет KRYPTOSPHERE, новую технологию пропантов

CARBO Ceramics Inc. unveiled KRYPTOSPHERE™, an ultra-conductive, ultra-high strength proppant technology engineered to maximize and sustain hydrocarbon flow at high closure stresses for the life of the well, at the 2013 SPE Annual Technical Conference & Exhibition in New Orleans, Louisiana. Developed in response to a request from a major operator in the Gulf of Mexico, KRYPTOSPHERE is able to deliver more than twice the baseline conductivity of bauxite-based, high-strength proppants at 20,000 psi closure stresses.

На ежегодной технической конференции и выставке SPE 2013 года в Новом Орлеане (штат Луизиана) компания CARBO Ceramics Inc. представила KRYPTOSPHERE™, сверхпрочный пропант, создающий трещины высокой проводимости, разработанный для обеспечения максимального потока углеводородов при высоких напряжениях, вызывающих смыкание трещин, что должно увеличить продолжительность эксплуатации скважины. Разработанный по запросу ведущего оператора в Мексиканском заливе, материал KRYPTOSPHERE способен обеспечить проводимость, более чем в два раза превышающую начальную проводимость, создаваемую высокопрочными пропантами на основе бокситов при напряжениях порядка 20 000 фунт/кв.д. В отличие от других пропантов, неровных по форме и разного размера, что уменьшает проводимость и прочность, тщательно разработанная микроструктура материала KRYPTOSPHERE позволяет формировать более прочные, гладкие частицы пропанта правильной сферической формы, что создает больше пространства в трещине для потока углеводородов, а также более равномерный путь движения потока. По информации, предоставленной компанией, новые пропанты прекрасно подходят для повышения нефтеотдачи пластов нижне-третичных отложений в глубоководных скважинах в напряженном состоянии, а также для других скважин с такими же жесткими условиями.

SOURCE / ИСТОЧНИК: CARBO CERAMICS

CARBO Ceramics Introduces KRYPTOSPHERE, a New Proppant Technology

Unlike other proppants that have imperfections and irregular shapes and sizes which reduce conductivity and strength, KRYPTOSPHERE’s precision-engineered microstructure translates into a stronger, more spherical, more uniform and smoother proppant that creates more space in the fracture for hydrocarbon flow as well as a more uniform flow path. According to the company information, new proppants are well-suited for the production enhancement demands of deep-water lower-tertiary, high-stress wells and other wells with these stringent conditions.

CGG Launches MULTIPULSE Airborne Survey Technology CGG has launched MULTIPULSE™, an innovative new near-surface and deep-penetrating electromagnetic (EM) survey technique which increases resolution and bandwidth. Improvements to near-surface resolution and depth of exploration are continuous goals for exploration customers engaged in geological mapping and mineral exploration. Previously, customers were forced to choose a system which had been optimally tuned to achieve one of these goals while sacrificing some capability in the other. The proprietary MULTIPULSE technology combines

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

CGG выпустила технологию аэрофотосъемки MULTIPULSE Компания CGG выпустила MULTIPULSE™, инновационную методику электромагнитных исследований как рядом с поверхностью земли, так и на больших глубинах, характеризующуюся повышенным разрешением и шириной диапазона. Улучшение приповерхностного разрешения и увеличение глубины исследований остаются постоянными задачами клиентов-геологоразведчиков, занятых построением геологических карт и поиском полезных ископаемых. Прежде клиенты были вынуждены выбирать систему, которая была оптимально настроена на решение одной из этих задач, в некоторой мере жертвуя возможностями решения другой задачи. Запатентованная технология MULTIPULSE объединяет преимущества проверенных продуктов компании CGG по аэроэлектромагнитным исследованиям во временной области, HELITEM®, GEOTEM®, MEGATEM® и TEMPEST®, предлагая как импульс высокой мощности (полусинусоидальная волна) для увеличения Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: CGG

№11 Ноябрь 2013

● Top section: Square Wave (TEMPEST) – near-surface resolution. Middle section: Half-Sine (GEOTEM) – greater depth of exploration. Bottom section: MULTIPULSE – combining the near-surface and deeper information without compromising resolution ● Верхняя часть: прямоугольная волна (TEMPEST) – приповерхностное разрешение. Средняя часть: Полусинусоидальный импульс (GEOTEM) – увеличение глубины исследований. Нижняя часть: MULTIPULSE – объединение приповерхностной и глубинной информации без ущерба разрешению

the benefits of the trusted CGG airborne time-domain EM products, HELITEM®, GEOTEM®, MEGATEM® and TEMPEST®, by offering both a high-power pulse (half-sine wave) for depth of exploration, and a lower-power pulse (square wave) for near-surface resolution; both within one cycle, providing the value of two exploration techniques in one pass. MULTIPULSE technology can be applied on either CGG fixed-wing or helicopter time-domain systems, offering customers a cost-effective option for regional projects and a premium option providing maximum spatial resolution. Exploration customers can expect to benefit from the enhanced definition of near-surface layers e.g. palaeochannel mapping, oil sands and regolith characterization for engineering or agricultural applications as well as in mineral exploration for low-conductivity targets such as porphyry deposits, Sedimentary Exhalative deposits (SEDEX), Volcanic-associated Massive Sulphide (VMS) and Mississippi Valley Type (MVT) deposits. In addition, better mapping of the weakly conductive alteration haloes around many deposit types can be obtained.

ION Introduces Narwhal for Ice Management in Seismic and Drilling Operations ION Geophysical Corporation announced the launch of NarwhalTM, the first fully integrated ice management system designed to reduce risk and improve efficiency in seismic data acquisition and drilling operations in or near ice, such as in the Arctic. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ глубины исследований, так и импульс малой мощности (прямоугольная волна) для улучшения приповерхностного разрешения; оба реализуются в одном цикле, что позволяет осуществлять обе методики разведки за один рейс приборов. Технология MULTIPULSE может применяться как на системах CGG с неподвижным крылом, так и на вертолетных системах для преобразований во временной области, что дает клиентам экономичный вариант для региональных проектов, а также улучшенный вариант, обеспечивающий максимальное пространственное разрешение. Геологоразведчики могут рассчитывать на получение выгоды от улучшенного описания приповерхностных слоев, например, картирования палеоканалов, описания нефтеносных песчаников и коры выветривания, для решения инженерных или сельскохозяйственных задач, а также в поиске полезных ископаемых для выявления объектов с низкой удельной проводимостью, таких как залежи порфировых руд, осадочные эксгалятивные отложения (SEDEX), вулканогенные массивные сульфидные отложения и отложения по типу пород долины Миссисипи. Кроме того, появляется возможность лучше картировать слабо проводящие ореолы изменений вокруг многих залежей.

Narwhal от ION обеспечит контроль ледовой обстановки в сейсморазведке и бурении Корпорация ION Geophysical анонсировала комплекс Narwhal™ — первую полностью интегрированную систему контроля ледовой обстановки, предназначенную для снижения риска и повышения эффективности сейсморазведочных и буровых работ в ледовых условиях, таких как в Арктике. По оценкам специалистов, в Арктике сосредоточено приблизительно 25% мировых неразведанных запасов углеводородов, но работа в суровых ледовых условиях чревата опасностями для сейсмических партий, буровиков и добывающих предприятий. Комплекс Narwhal позволяет собирать, отслеживать и анализировать данные из различных источников, включая спутниковые снимки, карты ледовых полей, данные судового радара, визуальные наблюдения, данные о скорости ветра и морских течениях, что дает возможность предсказывать погоду и прогнозировать движения льдов в этих тяжелых условиях. Имея возможность отслеживать, прогнозировать и контролировать ледовые угрозы, операторы могут принимать обоснованные превентивные решения для обеспечения безопасности людей, оборудования и окружающей среды при минимизации простоев. «Один из уникальных аспектов комплекса Narwhal —

SOURCE / ИСТОЧНИК: ION

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ The Arctic contains an estimated 25% of the world's undiscovered hydrocarbon resources, but harsh, icy conditions pose hazards to seismic contractors and E&P operators. The Narwhal system enables operators to gather, monitor, and analyze data from various sources, including satellite imagery, ice charts, radar, manual observations, wind, and ocean currents, to forecast weather and predict ice movements in these harsh environments. With the ability to track, forecast, and monitor potential ice threats, operators can make informed, proactive decisions to ensure the safety of people, assets, and the environment, while minimizing operational downtime. “One of the unique aspects of Narwhal is the way it manages 'trafficability' − the ability to use all of the ice information to define go/no-go areas, plan routes, optimize vessel operations, and identify escape routes - in multi-vessel and platform operationsб” said Des Flynn,

это то, как он позволяет обеспечить информационный обмен: способность использовать все данные о ледовой обстановке для определения проходимых и непроходимых участков, планирования маршрутов, оптимизации работы судов, выявления путей эвакуации, при совместной работе нескольких судов и платформ», − отметил Дес Флинн, вице-президент подразделения Concept Systems корпорации ION, руководивший разработкой комплекса Narwhal. «Уникальные способности системы позволяют нескольким судам, платформам и береговым станциям обмениваться всеми имеющимися данными и визуализировать их для получения общей картины производства работ, повышая тем самым эффективность и обеспечивая лучшее понимание ситуации», − добавил Флинн. Построенный на платформе надежного и проверенного временем программного обеспечения, признанного в отрасли, комплекс Narwhal в настоящее время использу-

Gazprom Neft’s Shakal Block in Iraq Sets Seismic Survey World Record

В «Газпром нефти» установлен мировой рекорд на блоке Shakal в Ираке во время проведения сейсморазведки

A new world seismic surveying record has been set on the Gazprom Neft operated Shakal block in Iraq. During the seismic study, data was transmitted from more than 6,200 sensors using RT System 2 wireless recording. According to Wireless Seismic, Inc., which manufactured the equipment, this is the greatest number of sensors ever used in simultaneous wireless real-time data transmission. Results of the preliminary data processing show that the recorded seismograms are of the similar quality compared to data received using standard cable telemetry systems. In 2013, Asian OilField & Energy Services was engaged to carry out exploration work on the Shakal block and the firm was contracted to perform a seismic study using RT System 2, a wireless seismic system providing real-time data transmission. This innovative technology improves the quality of the geological data gathered, reduces operating hours and enhances efficiency. Significantly, the wireless system makes it considerably easier to conduct this kind of study on the mountainous terrain typical of the region, as sensors can be installed in inaccessible locations unsuitable for cabling due to uneven ground and temperatures of up to 50 С. With real-time operation, any recording interference, for example from construction work in the vicinity, can be immediately identified and taken into account. 3D seismic work covering 277 sq. km on the Shakal block is scheduled to be completed by the end of this year, with the geological survey continuing into next year. The company is planning to complete the 3D and 2D seismic studies and begin drilling two exploratory wells in 2014. The results of this research will help to refine the geological model of the block and determine locations for further exploratory drilling. ● Showing RT System 2 wireless recording system sensors ● Датчики беспроводной записывающей системы RT System 2

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

#11 November 2013

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

На блоке Shakal в Ираке, оператором по изучению которого является «Газпром нефть», проведена операция, установившая новый мировой рекорд в области сейсморазведки. Во время осуществления сейсморазведочных работ информация передавалась на регистрацию с более чем 6,2 тыс. датчиков при помощи беспроводной записывающей системы RT System 2. По данным компании Wireless Seismic, Inc, производителя используемого сейсморазведочного оборудования, одновременная трансляция данных с такого количества датчиков в режиме реального времени и при помощи беспроводной системы осуществлялась впервые в мире. По результатам предварительной обработки полученной информации, зарегистрированные сейсмограммы по качеству не уступают аналогам, полученным с использованием широко распространенных кабельных телеметрических систем. В 2013 году подрядчиком для проведения геологоразведочных работ на блоке Shakal выбрана компания Asian Oilfield & Energy Services , с которой был заключен контракт на выполнение сейсмики с использованием RT System 2 — беспроводной сейсмической системы, обеспечивающей передачу данных в режиме реального времени. Применяемая инновационная технология дает возможность улучшить качество получаемой геологической информации, сократить срок работ и повысить их эффективность. В частности, беспроводная система значительно облегчает проведение исследований в характерной для региона гористой местности, позволяя устанавливать датчики в труднодоступных местах, где прокладка кабеля, с учетом сложного рельефа и достигающей +50°С температуры воздуха, связана с дополнительными трудностями. Работа в режиме реального времени позволяет сразу фиксировать помехи, вызванные, к примеру, ведущимся в изучаемом районе строительством и учитывать их при сборе информации. Датчики беспроводной записывающей системы RT System 2 До конца года на блоке Shakal планируется провести сейсмические исследования 3D в объеме 277 кв км, в следующем году геологическое изучение участка будет продолжено. В планах компании на 2014 год — завершение сейсмики 3D и 2D, а также начало бурения двух разведочных скважин. Полученные результаты помогут уточнить геологическую модель блока и определить точки для дальнейшего разведочного бурения.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Vice President of ION’s Concept Systems group, responsible for the development of Narwhal. “The system's unique enterprise capability allows multiple vessels, platforms, and onshore operations to share and visualize all available information in a common operational picture, thereby improving efficiencies and providing the entire operation with greater situational awareness,“ Flynn added. Built on a robust and proven industry leading software platform, Narwhal is currently in commercial use in the Canadian Northwest Passage and offshore Baffin Island.

ется в канадском Северо-Западном проходе и у побережья Баффиновой Земли.

В проекте «Сахалин-3» успешно испытан первый в России подводный добычной комплекс

First Subsea Production Unit in Russia Was Installed in Sakhalin-3 Project

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

For the first time in Russia, a subsea production unit was installed at the Kirinskoye gas condensate field. The central component of the unit is a manifold located at the depth of 90 meters, which includes several high-pressure flowlines fixed on one foundation, and connected as per a certain scheme. Produced gas is collected in the manifold and then is transported by an offshore pipeline to the Onshore Processing Facility (OPF). After the treatment at the OPF, gas is transported by 139-kilometer gas pipeline to the main compressor station of the Sakhalin– Khabarovsk–Vladivostok gas transportation system. The subsea production unit enables the hydrocarbon production under the hardest climatic conditions, even under ice cover, without construction of production platforms and other surface structures. When designing the unit, Gazprom specialists took into account the seismicity of the region, so the equipment is resistant to earthquakes of intensity up to 9. To drill wells at the Kirinskoye field located in the Okhotsk Sea, 28 kilometers offshore, a new semi-submersible drilling rig, the Polar Star, is used, which was built by the Vyborg ship-building yard at an order of Gazprom. This offshore drilling rig of the latest – sixth - generation is designed for operation in the Arctic Region.

● Showing subsea production unit of the Kirinskoye field ● Подводный добычной комплекс Киринского месторождения. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

На Киринском газоконденсатном месторождении впервые в российской практике установлен подводный добычной комплекс. Центральным звеном комплекса является размещенный на глубине 90 м манифольд, который представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Добытый газ собирается на манифольде и затем по морскому трубопроводу доставляется на Береговой технологический комплекс (БТК). Газ, подготовленный на БТК к транспортировке, направляется по 139-километровому газопроводу на головную компрессорную станцию газотранспортной системы «Сахалин — Хабаровск — Владивосток». Подводный добычной комплекс позволяет добывать углеводороды в сложнейших климатических условиях, даже подо льдом, без строительства платформ и иных надводных конструкций. При создании комплекса «Газпром» учел сейсмоактивность региона, поэтому оборудование устойчиво к землетрясениям амплитудой до 9 баллов. Для строительства скважин на Киринском месторождении, расположенном в Охотском море в 28 км от берега, используется новая полупогружная буровая установка «Газпрома» — «Полярная звезда», которая была построена по заказу компании Выборгским судостроительным заводом. Эта морская буровая установка последнего — шестого — поколения рассчитана на работу в арктических условиях. В настоящее время на месторождении построена одна эксплуатационная скважина, планируется построить еще шесть скважин. При полном развитии проектный уровень добычи составит 5,5 млрд м3 в год. БТК Киринского месторождения рассчитан на прием газа не только Киринского, но и в перспективе других месторождений проекта «Сахалин-3».

ЛУКОЙЛ продолжает промысловые исследования баженовской свиты Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК – 100% дочерняя компания ОАО «ЛУКОЙЛ») начала промысловые испытания оборудования для добычи нефти из баженовской свиты на втором опытНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Tatneft Implements New Well Casing and Cementing Technologies

В «Татнефти» применяют новые технологии крепления скважин

A modern cementing complex that is capable to perform works in the automatic operation mode is applied in the process of wells construction for well casing and cementing in the fields of JSC TATNEFT. The cementing complex consists of five pieces of SOURCE: TATNEFT / ИСТОЧНИК: ТАТНЕФТЬ specialized equipment: double-pump cementing unit UNBS2 600x70, mobile cement warehouse CT-40-M2-01, two cement trucks CT-25-+M03 and cementing control station SKCS-01. High performance of the cementing complex during preparation of cement slurry and its injection into the well allows creating a turbulent fluid flow in the well’s annulus ensuring uniform and completing substitution of the drilling mud by the cement slurry. Optimization of the casing cementing time is also achieved through a high performance of the blender, followed by injection of the prepared cement slurry into the well using high capacity piston pumps NTP - 727. Pre-calculated volume of casing cementing operations will amount to 120 wells per year. Cementing of 49 casings has been performed in the company since the beginning of the complex application. The average wellbore cementing quality factor’ ‘k’ with respect to the well bore amounted to 15 = 0.84, while the one with respect to the productive horizon amounted to 16 = 0.912. The cementing complex replaces 14 units of the standard specialized equipment. Cementing units UNBS2 are manufactured by Stromneftemash (Kostroma), mobile cement warehouses CT-40 and cement trucks CT-25 are manufactured by Sibneftemash (Tyumen). The works with application of the modern cementing complex are carried out in Tatarstan only by Leninogorsk Cementing Company (Lutr), which is part of TATNEFT Group.

При строительстве скважин на месторождениях компании «Татнефть» крепление обсадных колонн осуществляется с использованием современного цементировочного комплекса, способного выполнять работы в автоматическом режиме. В состав цементировочного комплекса входят 5 единиц специализированной техники: двухнасосный цементировочный агрегат УНБC2 600x70, передвижной цементный склад ЦТ-40-М2-01, два цементовоза ЦТ-25-М03 и станция контроля цементирования СКЦС-01. Высокая производительность цементировочного комплекса в процессе приготовления тампонажного раствора и закачки его в скважину позволяет создать в затрубном пространстве скважины турбулентный режим течения жидкости, что дает равномерное и полное замещение бурового раствора тампонажным. Оптимизация времени цементирования обсадной колонны также достигается за счет высокой производительности смесительного устройства с последующей закачкой в скважину приготовленного тампонажного раствора высокопроизводительными плунжерными насосами НТП - 727. Ежегодный объем работ по цементированию обсадных колонн предварительно составит 120 скважин. С начала эксплуатации комплекса в компании произведено крепление 49 обсадных колонн. Средний коэффициент качества цементирования по стволу скважины составил к15=0,84, а по продуктивному горизонту к16=0,912. Цементировочный комплекс заменяет 14 единиц стандартной специализированной техники. Цементировочные агрегаты УНБС2 производит ООО «Стромнефтемаш» (г. Кострома), передвижные цементные склады ЦТ-40 и цементовозы ЦТ-25 - ОАО «Сибнефтемаш» (г. Тюмень). В Татарстане работы с использованием данного современного цементировочного комплекса осуществляет только ООО «Лениногорское управление тампонажных работ» (ООО «ЛУТР»), входящее в Группу компаний «Татнефть».

INJECTION WELL НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА

COMPRESSOR STATION КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ

SOURCE: LUKOIL / ИСТОЧНИК: ЛУКОЙЛ

So far, one development well has been drilled at the field, and it is planned to drill six more wells. The highest planned production level will reach 5.5 billion cubic meters a year. The OPF of the Kirinskoye field is designed to accept

ном участке Средне-Назымского месторождения, расположенном в ХМАО. При добыче используется метод термогазового воздействия, который заключается в закачке в пласт водовоздушной смеси. Воздух из атмосферы поступает в компрессорный блок, где сжимается до необходимого давления и подается в нагнетательную скважину, в которую закачивается вода из артезианской скважины. При этом происходит самопроизвольный окислительный процесс в результате взаимодействия кислорода, содержащегося в воздухе, с пластовыми углеводородами. Эта реакция формирует высокоэффективный вытесняющий газовый агент. В результате термогазового воздействия состав нефти изменяется в сторону увеличения содержания легких фракций. Кроме этого, происходит существенное снижение плотности и вязкости нефти. Успешная реализация экспериментальных работ на Средне-Назымском месторождении, а также развитие новых технологий позволят повысить нефтеотдачу залежей баженовской свиты. При этом экспериментальные работы являются высокозатратным и наукоемким процессом. Как отмечают в компании, повысить эффективность добычи нефти из баже-

PRODUCTION WELL ДОБЫВАЮЩАЯ СКВАЖИНА

#11 November 2013

PRODUCTION WELL ДОБЫВАЮЩАЯ СКВАЖИНА

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

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

gas not only from the Kirinskoye field, but in the long term from other fields of the Sakhalin-3 Project as well.

новской свиты возможно за счет создания дополнительных экономических стимулов.

LUKOIL Continues Bazhenov Formation Field Testing

RMG BY HONEYWELL представляет усовершенствованный вычислитель объема природного газа

RITEK (a wholly-owned LUKOIL company) started field tests of the equipment for oil production from the Bazhenov formation at the second pilot area of the SredneNazymskoye field located in the KhMAO. The production process utilizes a thermal gas treatment method, in which water-air mixture is injected into the reservoir. Atmospheric air is delivered into a compressor unit, where it is compressed to the required pressure and supplied into the injection well, into which water from the artesian well is injected. A spontaneous oxidation process takes place as the result of interaction of the air oxygen with the formation hydrocarbons. This reaction produces a high-efficiency displacement gaseous agent. As a result of the thermal-gas treatment, the oil composition changes to the higher content of light ends. In addition, a significant reduction of oil density and viscosity takes place. Successful realization of the experimental work at the Sredne-Nazymkoye field and development of new technologies will make it possible to enhance oil recovery from the Bazhenov pools. This experimental work is a high-cost and scienceintensive process. According to Lukoil press-service statement, it would be possible to improve the efficiency of oil production from the Bazhenov formation by means of introduction of additional economic incentives.

RMG by Honeywell недавно представила вычислитель и корректор объема газа «ERZ 2000-NG», надежное и удобное в работе решение для преобразования объема газа для целей коммерческого и технологического учета. Эта модель получила новый графический интерфейс на базе сенсорного экрана и позволяет газотранспортным и газораспределительным компаниям точно определять расход газа, корректировать его объем, вычислять энергопотребление и осуществлять передачу данных посредством стандартных протоколов. «ERZ 2000-NG» сертифицирован согласно Европейской директиве по измерительным приборам (MID) как прибор для вычисления объема газа и теплоты сгорания для коммерческого учета природного газа. Этот вычислитель легко интегрируется в любую газоизмерительную систему, объединяющую хроматографы, преобразователи расхода, другие вычислители объема, средства архивирования данных и контроллеры. Новый интуитивно понятный пользовательский интерфейс реализован в виде сенсорного экрана, с которым можно работать, даже не снимая перчаток, — для этого предусмотрен стилус. Программное обеспечение для дистанционного доступа сокращает количество выездов на место эксплуатации, а также сокращает продолжительность работ по пуско-наладке и текущему обслуживанию. USB-порт позволяет использовать внешнюю клавиатуру. «ERZ 2000-NG» можно использовать в сочетании со счетчиками газа любого типа, включая турбинные, вихревые, ультразвуковые и ротационные, а также с сужающими диафрагмами. Вычислитель поддерживает широкий ряд коммуникационных протоколов для безопасной передаRMG by Honeywell recently introduced the ERZ 2000- чи информации в системы диспетчерского управления и NG Flow Computer and Gas Volume Corrector, providing a сбора данных (SCADA), системы планирования ресурсов reliable and more intuitive solution for natural gas volume предприятия (ERP) и системы сбора данных. Также имеconversion in fiscal and secondary metering applications. ются разъемы Ethernet (RJ45) для передачи данных по Featuring a new graphical touch screen user inter- выделенным IP-линиям, при этом повышается общая безface, the new, flow computer enables gas distribution, опасность систем и исключается негативное воздействие transportation and storage service organizations to accu- от дистанционного считывания информации. rately measure gas flow, correct the measured volume, «ERZ 2000-NG» был задуман как универсальный инструcalculate energy consumption, and provides all data via мент для решения различных метрологических задач на standardized protocols. It is certified by the European газоизмерительной станции. Устройство предлагается в Measuring Instruments Directive (MID) as a gas volume нескольких конфигурациях: «ERZ 2002-NG» — коррекция and calorific value corrector for custody объема по плотности, «ERZ 2004-NG» — корtransfer metering of natural gases. The рекция объема по состоянию, «ERZ 2104-NG» unit can easily be integrated in a gas train — коррекция объема по состоянию с расчеapplication in a cabinet along with gas том теплотворной способности, «ERZ 2102chromatographs, flow computers, data NG» — коррекция объема по плотности с loggers and controllers. расчетом теплотворной способности, и «ERZ The new intuitive human-machine 2014/2114-NG» — для работы с сужающими SOURCE / ИСТОЧНИК: HONEYWELL interface (HMI) touch screen navigation ● ERZ 2000-NG Improves User устройствами. can even be used by operators wearing Experience in Gas Metering «ERZ 2000-NG» производит вычисление gloves by using a touch pen. Remote Applications объема на основании уравнения состояния maintenance software capabilities limit ● «ERZ 2000-NG» упрощает идеального газа. Поскольку это уравнение the number of on-site visits and reduce работу метрологов и операторов само по себе не удовлетворяет всем требоthe time for commissioning and mainte- по учету газа ваниям по метрологической точности изме-

RMG by HONEYWELL Introduces New Flow Computer For More Intuitive Natural Gas Volume Conversion

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

nance. In addition, an optional USB port allows the use of an external keyboard. The ERZ 2000-NG can be used in conjunction with all types of gas flow meters, including turbine meters, vortex meters, ultrasonic gas meters and rotary displacement meters, as well as orifice plate metering. The flow computer utilizes a wide range of communication protocols to deliver data securely to supervisory control and data acquisition (SCADA), enterprise resource planning (ERP) or data collection systems. It also employs a pair of Ethernet plugs (RJ45) to communicate with separate IP networks, ensuring better overall system security and eliminating the influence from remote readings. Designed as a universal instrument, the ERZ 2000-NG can be used for all metrological tasks in a gas metering station. It is available in a choice of system configurations, including: ERZ 2002-NG Density Volume Converter, ERZ 2004-NG State Volume Converter, ERZ 2104-NG State Calorific Value Volume Converter, ERZ 2102-NG Density Calorific Value Volume Converter and ERZ 2014/2114-NG Effective Pressure Gas Meter. The ERZ 2000-NG performs gas volume conversion on the basis of the equation-of-state for ideal gases. Since this equation alone does not meet all the requirements for high-precision gas metering, the gas volume corrector also takes into account the characteristics of the real gas by using the K co-efficient as a correction factor. Such an approach ensures utmost measurement accuracy and repeatability. The device monitors limits specified for custody transfer metering. An alarm is tripped if these limits are exceeded, and all alarm messages are stored in a log, just like parameter changes.

Rimera Group Designed an Experimental Unit for Dual Completions Two companies of the Rimera Group – Almetyevsk plant Alnas and Izhevsk plant Izhneftemash – started manufacturing equipment for dual pumping. Compared to an option of application of two ESPs separately for each zone, the dual completion technology implies the use of one pump for two oil-bearing beds, having productive capacity equal to their total production rate. Different from all known analogs, the system design proposed by the Rimera Group is characterized by an improved efficiency factor and reliability. The new unit can be installed in wells having casing diameter 146 milimeters and more, and can be used both with ESP, and submersible sucker-rod pump and PCP. According to the specialists’ estimates, the design and functional capabilities of the equipment make it possible to precisely maintain the set formation pressure, perform continuous monitoring of the reservoir performance parameters, and reduce labor intensity of equipment repair due to possibility of pulling out the downhole equipment without disassembly of the packer system. Another advantage of the unit is its possible operation in wells with a high gas-oil ratio and solids content. An engineering prototype of the dual pumping unit will be manufactured and shipped for the field pilot tests in the first half of 2014.

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

#11 November 2013

рения, вычислитель также учитывает различные характеристики реального газа, используя коэффициент K в качестве корректирующего фактора. Такой подход обеспечивает максимально возможную точность и повторяемость результатов. Прибор также контролирует предельные значения параметров, заданные в целях коммерческого учета, и в случае их превышения срабатывает сигнализация. Все аварийные сообщения сохраняются в журнале, равно как и сведения об изменении любых параметров.

«Римера» разрабатывает экспериментальную установку для одновременно-раздельной эксплуатации скважины Два предприятия группы компаний «Римера» – альметьевский завод «Алнас» и ижевский «Ижнефтемаш» – приступили к изготовлению оборудования для одновременной и попеременной эксплуатации пласта. По сравнению с вариантом использования двух УЭЦН отдельно для каждого пласта, при технологии одновременно-раздельной эксплуатации предполагается использование одного насоса для двух нефтеносных пластов с производительностью, равной их суммарному дебиту. В отличие от известных аналогов, конструктивная схема, предлагаемая группой компаний «Римера», обладает повышенными показателями КПД и надежности. Новинка может монтироваться в скважинах с диаметром обсадных колонн от 146 мм и использоваться как в комплекте с электроцентробежными установками, так и с погружными штанговыми и винтовыми насосами. По оценкам специалистов, конструктивные и функциональные возможности оборудования позволят точно поддерживать заданное пластовое давление, осуществлять непрерывный мониторинг параметров работы пластов, снизить трудоемкость ремонта оборудования за счет подъема внутрискважинного оборудования без демонтажа пакерной системы. Также одним из преимуществ установки является возможность ее эксплуатации в скважинах, осложненных газовым фактором и высоким содержанием механических примесей. Экспериментальный образец установки для одновременно-раздельной эксплуатации будет изготовлен и отправлен на опытно-промысловые испытания уже в первом полугодии 2014 года.

PHOTO: RIMERA / ФОТО: РИМЕРА

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Oil&GasEURASIA

p¿ËËÇÑçÏÒÉÍÁÍÃÇÑÄÊÄÈç ÌÄÓÑÄÂ¿ÆÍÁÍÈçÍÑÏ¿ÐÊÇ

oÍÐÐÇÇçÇçÐÑÏ¿Ìçplb ç ç çsdao_j~ç ç çk_cgl_qçcerkdho_ç çcr`_h

КЛЮЧЕВЫЕ ТЕМЫ: çqÄÌÃÄÌÕÇÇçÁçÌÄÓÑÄÎÄÏÄÏ¿ÀÍÑÉÄçÌ¿çËÇÏÍÁÍËçÇ региональных рынках

çpÑÏ¿ÑÄÂÇÇçÃÍÐÑÇÅÄÌÇ¾çÍÎÄÏ¿ÕÇÍÌÌÍÈç ÜÓÓÄÉÑÇÁÌÍÐÑÇ

çnÊ¿ÌÚçÉ¿ÎÇÑ¿ÊÛÌÍÈçËÍÃÄÏÌÇÆ¿ÕÇÇ çqÄÉÒØÇÄçÇ ÎÊ¿ÌÇÏÒÄËÚÄçÉÏÒÎÌÄÈ×ÇÄçÎÏÍÄÉÑÚ

çsÇÌ¿ÌÐÇÏÍÁ¿ÌÇÄçÌÍÁÚÔçÎÏÍÄÉÑÍÁ çÑÏÄÀÍÁ¿ÌÇ¾çÇ ÐÑÏ¿ÑÄÂÇÇçÎÍÊÒÖÄÌÇ¾çÓÇÌ¿ÌÐÇÏÍÁ¿ÌÇ¾

çf¿ÉÍÌÍÃ¿ÑÄÊÛÐÑÁÍçÇçÄÂÍçÁÊÇ¾ÌÇÄçÌ¿ ÌÄÓÑÄÎÄÏÄÏ¿À¿ÑÚÁ¿ÝØÒÝçÎÏÍËÚ×ÊÄÌÌÍÐÑÛ

çgÌÌÍÁ¿ÕÇÍÌÌÚÄçÑÄÔÌÍÊÍÂÇÇçÇçÏÄ×ÄÌÇ¾

çaÍÆËÍÅÌÍÐÑÇçÎÏÇÍÀÏÄÑÄÌÇ¾çlnfçÇÊÇçÇÔ ÐÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁÍçÆ¿çÏÒÀÄÅÍË

çjÍÂÇÐÑÇÉ¿ çqÏ¿ÌÐÎÍÏÑÇÏÍÁÉ¿ çmÀÆÍÏçÇçÁÊÇ¾ÌÇÄ крупных проектов трубопроводных сетей и СПГ çk¿ÏÉÄÑÇÌÂçÎÏÍÃÒÉÕÇÇçÇçÑÍÏÂÍÁÊ¾

çrÊÒÖ×ÄÌÇÄçÂÏ¿ÓÇÉ¿çÏÄ¿ÊÇÆ¿ÕÇÇçÎÏÍÄÉÑÍÁ

Организатор:

cÍÉÊ¿ÃÖÇÉÇçÇçÒÖ¿ÐÑÌÇÉÇçÃÇÐÉÒÐÐÇÈçÁÉÊÝÖ¿ÝÑ Игорь Кузьмин, Директор департамента нефтепереработки, ompldsq{ç Николай Ермолаев, Председатель совета директоров DINAZ

При поддержке:

Жан Сентенак, Предидент, AXENS Сергей Журавлев, Директор связи с государственными органами pg`roç

СпонсорьI:

Джон Дербишир, Президент, KBR Олег Ширяев, Младший партнер MCKINSEY & COMPANY Норм Гильсдорф, Президент по развивающимся рынкам, HONEYWELL

Дмитрий Иванов, Директор дирекции крупных проектов b_fnomkçldsq{ç Владимир Капустин, Генеральный директор algngldsq{ç Роман Сухоносов, Управляющий директор - Руководитель дирекции финансирования нефтегазового сектора b_fnomk`_liç Алексей Сазанов, Заместитель директора департамента налоговой и таможенно-тарифной политики kglgpqdopqamçsgl_lpmaços А также высокопоставленные представители UOP, FOSTER WHEELER, SAIPEM и других компаний лидеров отрасли.

Зарегистрируйтесь до 13 декабря 2013, чтобы воспользоваться ценой на раннюю регистрацию. www.europetro.com, Тел. +7 495 517 77 09, +359 2 4272205, moscow@europetro.com, marketing@europetro.com

GAS EXPORT

Between a Rock and a Hard Place The loss of Gazprom’s monopoly on the export of LNG could undermine the gas giant’s position in Europe

Свой подыграет чужому? Утрата «Газпромом» монополии на экспорт «голубого топлива» в сжиженном виде может пошатнуть позиции газового гиганта в Европе Svetlana Kristalinskaya

«Р

s early as 2014 Rosneft and NOVATEK could be granted the right to export liquefied natural gas (LNG) by-passing Gazprom. Independent gas producers battled for this right citing the need to supply gas to the growing Asian market, but the law doesn’t contain any stipulations on regulating export destinations. According to experts, this could create problems for Gazprom in the European market.

Светлана Кристалинская

оснефть» и «НОВАТЭК» уже с 2014 года могут получить право экспортировать сжиженный природный газ (СПГ) без участия «Газпрома». Независимые производители стремились к этому под предлогом поставок газа на растущий азиатский рынок, однако в законе не прописана необходимость регулирования направлений экспорта. Это, по мнению экспертов, создаст «Газпрому» проблемы на европейском рынке. Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

ЭКСПОРТ ГАЗА

Дотянуться до солнца

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Reaching Out for the Sun According to the International Energy Agency (IEA), China’s natural gas consumption will double in five years, reaching 300 billion cubic meters of gas per year. Ten years ago, China consumed only 30 billion cubic meters annually (see charts on Page 21). Compared to 2002, the Asia-Pacific Region (APR) has doubled the gas consumption to 625 billion cubic meters in 2012 on the backdrop of Europe’s stagnating demand in the same period. The struggle among Russian producers for rights to supply gas to hungry Asian markets was ultimately resolved in 2006 when the government granted Gazprom legally approved monopoly on exporting Russian gas. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

По оценке Международного энергетического агентства (IEA), уже через пять лет Китай удвоит потребление газа, доведя его до 300 млрд м³ газа в год. Согласно статистическому отчету ВР (см. графики, стр. 21), десять лет назад Китай потреблял лишь 30 млрд м³ газа в год. В целом, Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) с 2002 года удвоил газопотребление – в прошлом году оно достигло отметки 625 млрд м³, при том, что в Европе спрос на газ стагнирует. Именно борьба за азиатские газовые рынки привела к тому, что в 2006 году «Газпром» получил законодательно закрепленное монопольное право на экспорт газа из России. Закон в одну страницу был принят в сжатые сроки и распространялся как на трубопроводный, так и на сжиженный газ. Документ приняли для защиты экономических интересов России, исполнения международных обязательств по экспорту газа, обеспечения поступления доходов федерального бюджета и поддержания топливно-энергетического баланса России. На самом же деле пока «Газпром» занимался развитием поставок в Европу, независимые производители, получившие значительные газовые ресурсы, пытались выйти на азиатский рынок. Так, ТНК-ВР в 2003 году договорилась с Китаем и Южной Кореей о поставках газа с Ковыктинского месторождения. Спустя год «Газпром» подписал соглашение о стратегическом сотрудничестве с CNPC для проработки вопроса о поставках газа и оградился монопольным правом на экспорт газа. Позднее, под угрозой отзыва лицензии ТНК-ВР распрощалась с Ковыктой. Впрочем, не бесплатно. Ведя диалог с ВР по разным проектам, «Газпром» одновременно просил у нее доступ на рынок сжиженного природного газа (СПГ), где британская компания имела солидный опыт. Однако, отношения «Газпрома» и ВР не сложились, а позднее ВР полностью переключилась на свой нефтяной проект в России, став в итоге акционером «Роснефти» – крупнейшей госкомпании в России с огромными амбициями как в добыче нефти, так и газа. Проекты, реализуемые иностранцами в России по соглашениям о разделе продукции (СРП), не попали под действие закона «Об экспорте газа», и участники проекта «Сахалин-1» договорились с Китаем о поставках газа. Оператором проекта является ExxonMobil (30% участия), «Роснефти» принадлежит 20%, ONGC – 20% и SODECO – 30%. «Газпром» выставил «заслон», добившись статуса координатора реализации федеральной программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи и транспортировки углеводородов с учетом экспорта на рынки КНР и других стран АТР, или «Восточной газовой программы». И вот, прошло почти 10 лет, а «Газпром» так пока и не договорился с Китаем о поставках газа. Конечно же, вопрос – в цене.

Независимые наступают на пятки Это и стало главным аргументом независимых производителей в битве за свободный экспорт СПГ. Первым о необходимости либерализации экспорта СПГ заявил известный бизнесмен, совладелец «НОВАТЭКа» Геннадий Тимченко, известный своим умением договариваться. «НОВАТЭК» взялся за строительство СПГ-завода на Ямале, и договорился с «Газпромом» об экспорте дорогостоящего газа по агентскому соглашению. Тимченко обвинил

The one-page law regulating both pipeline gas and LNG exports was passed quickly. It was adopted in order to protect Russia’s economic interests, fulfill its international obligations on gas exports, provide revenues to the federal budget and maintain the fuel and energy balance of the Russian Federation. In fact, while the Gazprom was engaged in building up its gas supply to Europe, independent producers with significant gas reserves were trying to enter the Asian market. Back in 2003, TNK-BP reached an agreement with China and South Korea to supply gas from the Kovykta field. A year later, Gazprom signed a strategic cooperation agreement with CNPC for studying the issue of gas exports, and shielded the deal by its export monopoly. Later, facing the threat of having its production license revoked, TNK-BP waved goodbye to Kovykta. Not for free, though. In its talks with BP, Gazprom discussed a number of projects and asked the British major to help it access the LNG market, in which BP had a solid experience. However, the relationship eventually went cold, and BP later focused entirely on its oil project in Russia, becoming a shareholder of Rosneft, Russia’s largest state-owned company with huge ambitions for both oil and gas production. The law “On Gas Export” did not cover productionsharing agreements (PSAs) implemented by foreign companies in Russia, and the participants of the Sakhalin-1 PSA struck a deal to supply gas to China. The project operator is ExxonMobil, which owns a 30-percent stake in the venture with Rosneft and India’s ONGC controlling 20 percent each, and Japan’s Sakhalin Oil and Gas Development Co (SODECO) holding the remaining 30 percent. Gazprom tried to put up a screen by securing the status of the coordinator in the “Eastern Gas Program” (Federal Program on creating a unified hydrocarbons production and transportation system in Eastern Siberia and the Far East), which also targets exports to China and other countries in the Asia-Pacific region. Nonetheless, 10 years later Gazprom hasn’t clinched a gas supply agreement with China yet. Quite expectedly, the deal got stuck when the parties started negotiating the price.

Independents Breathing Down Gazprom’s Neck This was the independent producers’ main argument in contesting the issue of free export of LNG. NOVATEK co-owner and prominent businessman Gennady Timchenko, known for his ability to negotiate, was the first to state the need to demonopolize LNG exports. NOVATEK launched an LNG plant construction project on the Yamal Peninsula and signed a deal with Gazprom to export expensive gas under an agent agreement. Timchenko accused Gazprom of selling LNG passively and requested authorization “to sign independent long-term contracts for LNG supply”. The NOVATEK co-owner promised not to use this gas to compete with Gazprom in the European market. Rosneft head Igor Sechin’s reaction to this proposal was rather harsh as he noted that demonopolization of gas export will render the system of exporting Russian energy inefficient. Sechin stressed that Rosneft, which has set the ambitious goal to match NOVATEK’s gas out-

#11 November 2013

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

GAS EXPORT

● Rosneft head Igor Sechin, left, and NOVATEK co-owner Gennady

Timchenko pledge that their companies would ship LNG to Asia-Pacific markets, and thus avoid hurting Gazprom's role of Europe's premier gas supplier. ● Глава «Роснефти» Игорь Сечин (слева) и совладелец «НОВАТЭКа» Геннадий Тимченко уверяют, что их компании направят СПГ в страны АТР, не затрагивая таким образом интересы «Газпрома» на европейском рынке.

«Газпром» в бездействии по продаже СПГ и потребовал возможности «самим заключать долгосрочные контракты на поставку СПГ». Совладелец «НОВАТЭКа» пообещал не конкурировать этим газом в Европе с «Газпромом». Глава «Роснефти» Игорь Сечин довольно резко отреагировал на эту идею, заметив, что отмена монополии на экспорт газа сделает систему поставок российского сырья за рубеж неэффективной. Президент «Роснефти» подчеркнул, что для его компании, которая поставила себе амбициозную задачу догнать «НОВАТЭК» по объему газодобычи уже к 2020 году, приоритетом остается внутренний рынок. Подтверждая эти заявления, «Роснефть» увела у «НОВАТЭКа» крупнейшего потребителя на внутреннем рынке – «Интер РАО ЕЭС». Однако уже спустя три месяца риторика Сечина сменилась на противоположную – в ходе президентской комиссии по ТЭК он сам предложил либерализовать экспорт СПГ, причем для шельфовых месторождений, где работает «Роснефть», а также для месторождений полуострова Ямал и Гыдан, где находится ресурсная база «НОВАТЭКа». Сечин пообещал не наносить ущерба «Газпрому», приведя те же доводы, что и Тимченко: газ пойдет на рынки АТР, а не в Европу. Вероятно, таким резким поворотом в мировоззрении Сечин обязан ведущим иностранным компаниям – ExxonMobil, Statoil и Eni, которых «Роснефть» привлекла для разработки огромных шельфовых ресурсов, полученных от правительства. Ресурсы, которые находятся далеко от берега, доставлять потребителю гораздо выгоднее в сжиженном виде. На выданных «Роснефти» участках выявлено 21 трлн м³ ресурсов газа, а это примерно половина доказанных запасов газа России. Впрочем, их еще нужно подтвердить. Все эти крупные компании когда-то договаривались с «Газпромом» о разработке арктического шельфа. В известный Штокмановский проект, «убитый» «сланцевой революцией» в США, вошли Statoil и Total. Теперь Statoil догоOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

put by 2020, remains focused on the domestic market. Backing up this statement, Rosneft beat NOVATEK in the race to sign a deal with Russia’s largest domestic gas consumer, Inter RAO UES company. However, only three months later Sechin reversed his rhetoric – as a member of the Presidential Commission on Energy, he proposed to liberalize LNG export for offshore fields run by Rosneft and for the Yamal Peninsula and Gydan, which serve as NOVATEK’s resource base. Sechin pledged that the change of policy wouldn’t do any harm to Gazprom, citing the same arguments as Timchenko: the gas would go to Asia-Pacific markets, not Europe. This U-turn in his perception was likely influenced by the presence of foreign majors, ExxonMobil, Statoil and ENI, that Rosneft created ventures with in order to develop vast offshore resources under the licenses it was handed by the Russian government. When it comes to gas reserves sitting under the sea floor in remote locations, it would be more convenient to ship that gas to consumers in the form of LNG. Rosneft’s blocks hold an estimated 21 trillion cubic meters of gas, representing nearly a half of Russia’s proven reserves. However, Rosneft’s offshore reserves still need to be confirmed. In the past all those majors were negotiating with Gazprom on developing offshore reserves in the Arctic. Initially, Statoil and Total joined the well-known Shtokman project, which eventually “got killed” by the U.S. “shale revolution”. Today, Statoil has a deal with Rosneft to develop four offshore blocks (three in the Sea of Okhotsk and one in the Barents Sea), whereas Total is a participant in the Yamal LNG project. Russian President Vladimir Putin agreed to consider a phased liberalization of LNG export. “If we fail to pursue a vigorous policy, we risk giving this market to our competitors almost completely,” he said. Government officials instantly voiced concerns that the shift might hurt Gazprom and, ultimately, the federal budget. “The chief task is to guarantee there would be no competition in the same LNG markets. The big issue, though, is how to ensure ther is no competition,” Deputy Prime Minister Arkady Dvorkovich told reporters.

Passed! Following NOVATEK co-owner’s public pleas, a year later the Russian government approved the liberaliza-

ЭКСПОРТ ГАЗА

Following NOVATEK co-owner’s public pleas, a year later the Russian government approved the liberalization of LNG exports. Спустя год после публичных просьб совладельца «НОВАТЭКа», российское правительство одобрило либерализацию экспорта СПГ. ворилась разрабатывать с «Роснефтью» четыре шельфовых участка (три из них на приближенном к АТР Охотском море и один – в Баренцевом море), а Total стала участником проекта «Ямал СПГ». Президент России Владимир Путин согласился подумать над возможной поэтапной либерализацией экспорта СПГ. «Если мы не будем проводить активную политику, то рискуем практически полностью отдать этот рынок нашим конкурентам», – вторил глава государства Сечину и Тимченко. Правительственные чиновники тут же высказали опасения, что интересы «Газпрома» и, в конечном счете, федерального бюджета, не пострадают. Так, вице-премьер Аркадий Дворкович заявил: «Главное – это обеспечить гарантии неконкуренции на одних и тех же рынках СПГ. Как обеспечить неконкуренцию – это большой вопрос».

Принято! Спустя год после публичных просьб совладельца «НОВАТЭКа», российское правительство одобрило либерализацию экспорта СПГ. Причем, как избежать конкуренции, толком так и не решило, поручив Минэнерго собирать информацию о предполагаемых контрактах, а в случае возникновения спорных вопросов – собирать согласительную комиссию. Стоит отметить, что отсутствие четких критериев выбора всегда решает вопрос в пользу более сильного. А между тем, еще в период обсуждения законопроекта, в «НОВАТЭКе» утверждали, что часть газа с «Ямал СПГ» может поставляться и на европейские рынки, поскольку доставлять газ с Ямала в АТР по более короткому Северному морскому пути круглый год невозможно. Более того, «НОВАТЭК» заключил рамочное соглашение с ВР о возможных поставках СПГ. Впрочем, министр энергетики Александр Новак подчеркивал, что это еще ничего не значит, ведь газ по этому соглашению может пойти и на азиатский рынок.

OURCE: BP STATISTICAL REVIEW / ИСТОЧНИК: СТАТИСТИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ ВР

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2013

GAS EXPORT

Rosneft’s Chinese Vector In 2004, Rosneft received a $6-billion loan from Chinese banks to refinance the credit taken earlier to fund the acquisition of Yuganskneftegaz. At the time of receiving the loan, Rosneft pledged to supply 48.4 million tons of crude to CNPC in 2005–2010. In 2009, the state-owned company attracted an additional $15 billion from the China Development Bank (as a collateral Rosneft promised to ship 9 million tons of oil per annum in 2011–2030 to CNPC). In June, Rosneft and CNPC signed a long-term oil sales contract with down payment, and a 360-million-ton, $270-billion contract for oil supply to Chinese refineries. In addition to oil deals, Rosneft and CNPC run a joint refinery construction project in Tianjin and upstream cooperation development projects. In October, Rosneft struck a deal with China’s Sinopec to supply 10 million tons of oil per annum over a 10-year period.

PHOTO / ФОТО: PETROCHINA

tion of LNG exports. At the same time, officials failed to map out the concept to avoid competition, ordering instead the Energy Ministry to collect information about potential contracts and to have the Reconciliation Commission resolve the disputes that may arise. It should be noted that the lack of clear selection criteria always benefits the stronger party. At the time when the bill was debated NOVATEK said that some of the gas from the Yamal LNG project could be diverted to European markets as it wouldn’t be possible to ship LNG from the Yamal Peninsula to the Pacific Rim via the shorter Northern Maritime Route all year round. Moreover, NOVATEK inked a framework agreement with BP on potential LNG supply. However, Russian Energy Minister Alexander Novak was quick to note that the agreement didn’t mean anything specific as contracted LNG could also be Asia-bound. Literally in a couple of days it became clear that there would actually be no regulation. Spain’s Gas Natural Fenosa (GNF) signed a deal to buy 2.5 million tons of LNG from the Yamal LNG project. “The law doesn’t stipulate anything in regard to [actual] markets,” said Novak. The minister stressed the fact that Gazprom’s gas isn’t piped to Spain. “The Spanish market currently receives LNG and pipeline gas from Algeria, so it’s quite useful to compete here with other markets and countries,” added Novak.

И буквально через пару дней стало понятно, что никакого регулирования фактически не будет. Испанская Gas Natural Fenosa (GNF) заключила контракт о закупке 2,5 млн т СПГ с «Ямал СПГ». Министр прокомментировал это так: «В законе ничего про рынки не сказано». Он подчеркнул, что в Испании трубопроводного газа «Газпрома» нет. «Это рынок, куда поставляется сегодня сжиженный и трубопроводный газ из Алжира, поэтому здесь конкурировать с другими рынками и странами очень даже полезно», – считает Новак. Аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров оценивает, что примерно половина добываемого «Ямал СПГ» газа будет поставляться в Европу. Он отмечает, что сейчас Алжир поставляет газ в Испанию примерно по $370 за тыс. м³ или $10,6 за MMBtu, в то время как консервативная оценка банка для поставок СПГ с «Ямал СПГ» в Европу – $9,4/MMBtu. Для сравнения, в 2012 году в Японии СПГ продавался в среднем по $16,75/MMBtu, на National Balancing Point (NBP, Великобритания) – по $9,46/MMBtu, на Henry Hub – $2,76/ MMBtu. Однако, GNF является не только крупнейшим поставщиком газа (в том числе – сжиженного) на рынок Испании, но и реализует «голубое топливо» в Италии, Великобритании, Нидерландах, Германии, Франции, Бельгии, Люксембурге, Португалии, Индии, Японии, Колумбии, Бразилии и Аргентине. Также GNF владеет несколькими регазификационными терминалами по всему миру, в том числе в Европе. Так, компания намеревается построить терминал в Италии на 8 млрд м³ газа в год – на втором по объему сбыта рынке для «Газпрома». Правда, пока компания не получила разрешения на строительство. Согласно статистическому отчету ВР, в 2012 году Испания потребила 28 млрд м³ газа, при этом импортировала почти 35 млрд м³, из них 21 млрд м³ в сжиженном виде. Это может означать, что порядка 7 млрд м³ газа было реэкспортировано. Контракт с «Ямал СПГ» составит порядка 15% текущих закупок СПГ в Испанию. Основные трубопроводные поставки идут из Алжира – 10,2 млрд м³ газа в год, еще порядка 2,3 млрд м³ поступает по трубе из Норвегии. Крупнейшим поставщиком СПГ в страну в 2012 году была Нигерия – 5,4 млрд м³, далее – Катар, еще порядка 3,5 млрд м³ поставлялось в сжиженном виде из Алжира. Примерно по 2 млрд м³ газа поставили Тринидад и Тобаго, Перу и Норвегия. Поэтому, говорить однозначно о том, что газ «Ямал СПГ» не будет конкурировать с газом, поставляемым «Газпромом» в Европу, конечно, нельзя. Фактически, газ продан трейдеру, который будет заниматься его сбытом по всему миру. Вопрос только в цене. Известно, что СПГ как истинно жидкая субстанция, перетекает с европейского на более премиальный азиатский рынок, оставляя пустыми регазификационные терминалы Старого Света.

Ценовые качели В газовом портфеле GNF – порядка 25 млрд м³, к тому же компания недавно заключила контракт на закупку около 5 млрд м³ газа с 2016 года у американской Cheniere. Условия контракта не раскрываются, но не исключено, что цены этого контракта привязаны к американской торговой площадке Henry Hub. Директор международного ценового агентства Argus Media Эдриан Бинкс отмечает, что с началом экспорта газа из США цены на него будут устанавливаться относительно котировок газа на торговом узле Henry Hub. А это «ухудшит Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

According to Sberbank CIB analyst Valery Nesterov, about 50 percent of the gas produced by Yamal LNG will be exported to Europe. Currently, Algeria supplies gas to Spain at a price of about $370 per 1,000 cubic meters or $10.6 per MMBtu, while the bank’s conservative estimate for Europe-bound LNG by Yamal LNG stands at $ 9.4 per MMBtu, added the analyst. For the sake of comparison, last year LNG was traded in Japan at an average of $16.75 per MMBtu, in the United Kingdom (the National Balancing Point, NBP) at $9.46 per MMBtu and at the Henry Hub at $2.76 per MMBtu. However, GNF isn’t only the largest natural gas supplier (including LNG) to the Spanish market. The company also supplies this fuel to Italy, UK, the Netherlands, Germany, France, Belgium, Luxembourg, Portugal, India, Japan, Colombia, Brazil and Argentina. GNF also owns several regasification terminals worldwide, including Europe. Thus, the company intends to build an 8-billion-cubic-meter LNG terminal in Italy, Gazprom’s second-largest sales market. Construction hasn’t started yet, though, as GNF still waits to be issued a building permit. According to the BP Statistical Report, Spain consumed 28 billion cubic meters of gas last year while importing nearly 35 billion cubic meters (of those volumes, 21 billion cubic meters was LNG). This could mean that some 7 billion cubic meters of gas was re-exported. The contract with Yamal LNG will account for approximately 15 percent of Spain’s current LNG imports. Algeria continues to dominate as the leading supplier of gas via pipeline, shipping 10.2 billion cubic meters annually, while Norway ships by pipeline an additional 2.3 billion cubic meters per annum. In 2012, Nigeria was Spain’s largest LNG supplier delivering 5.4 billion cubic meters of gas. Qatar trailed in second place, with Algeria in third supplying around 3.5 billion cubic meters. An additional 2 billion cubic meters of LNG was supplied by Trinidad and Tobago, Peru and Norway. Therefore, it is difficult to assert unequivocally that the gas from Yamal LNG wouldn’t compete with Gazprom’s supply to Europe. In fact, Yamal-produced LNG will be sold to the trader who will market it around the globe. The only remaining issue is price. It is widely known that LNG, as a truly liquid substance, is flowing toward pricier Asian markets, drying empty Europe’s regasification terminals.

Pricing Helter-Skelter Today, GNF’s natural gas portfolio holds some 25 billion cubic meters. The company recently signed a deal to buy approximately 5 billion cubic meters of gas from the U.S.-based Cheniere starting in 2016. Terms of the contract were not disclosed, but the price might be tied to the U.S. trading floor Henry Hub. According to Adrian Binks, director of international pricing agency Argus Media, once the United States starts to export gas its prices will be set relative to the quotes at Henry Hub. In his opinion, this “will be detrimental to the prospects of pricing based on oil quotes, especially considering that Asian LNG importers are very keen on price diversification.” Recently, China has been trying to pressure potential LNG sellers into proposing to tie LNG prices to Henry Hub gas quotes, as opposed to the current policy of linkНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПОРТ ГАЗА перспективы ценообразования с привязкой к нефтяным котировкам, особенно учитывая тот факт, что азиатские импортеры СПГ крайне заинтересованы в диверсификации цен», – говорит он. В последнее время Китай пытается давить на потенциальных продавцов предложениями привязать цены СПГ к котировкам газа на Henry Hub, тогда как сейчас поставки привязаны к японскому коктейлю нефтепродуктов – JCC. Кроме чисто денежной выгоды китайские компании ограничены потолком цен на внутреннем рынке, который регулируется государством. «Газпрому» тоже было предложено привязать контракт к Henry Hub, но он отбился. «НОВАТЭКу» же удалось законтрактовать 3 млн т СПГ с «Ямал СПГ» китайской «дочке» CNPC – Petrochina по цене с привязкой к JCC. Впрочем, это объяснимо – CNPC сама станет акционером «Ямал СПГ», поэтому она заинтересована в его высоких доходах.

billion cubic meters – the annual gas consumption in 2012 in the Asia-Pacific region млрд м3 газа в прошлом году потребили страны АТР

«Роснефть» ищет сырье на Востоке «Роснефть» поступила аналогичным образом. Кроме обширного сотрудничества с CNPC в нефтяной отрасли (см. врез), она пообещала сотрудничать с китайской компанией «в разработке нескольких крупных нефтяных и газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке». Первым шагом стало объявление о совместном освоении Средне-Ботуобинского месторождения (в составе «Таас-Юрях-Нефтегаздобыча», ТААС), содержащего, помимо нефтяных, неплохие газовые запасы – 155 млрд м³ по категории С1+С2. Впоследствии компании намерены объединить свои усилия для покупки и разработки нефтяных и газовых месторождений в Восточной Сибири и Дальнего Востока. Пока самым проработанным проектом «Роснефти» для поставок газа на экспорт является проект с ExxonMobil, о котором стороны заявили сразу же, попросив о либерализации экспорта СПГ. Игорь Сечин заявляет, что первая очередь СПГ-завода на 5 млн т в год к 2018 году на Сахалине будет строиться на собственной ресурсной базе «Роснефти», а вторая – возможно, с привлечением ресурсов проекта «Сахалин-1». Проблема в том, что собственной ресурсной базы «Роснефти» на Сахалине пока недостаточно. Компания надеялась вскрыть существенные запасы на СевероВенинском блоке проекта «Сахалин-3», но на баланс смогла поставить лишь 49 млрд м³ газа, чего явно недостаточно для строительства СПГ-завода. Совместный проект на шельфе Сахалина с норвежской Statoil пока находится на стадии геологоразведки, так же, как и шельфовые проекты с ExxonMobil в Карском

#11 November 2013

GAS EXPORT ing them to the Japan Customs-cleared Crude (“Japanese Crude Cocktail”, JCC). Apart from purely financial benefit, Chinese companies are limited by the state-controlled price ceiling in the domestic market. Gazprom had also been offered to tie its China contract to Henry Hub quotes, but the company rejected the offer. Meanwhile, NOVATEK clinched a deal with CNPC’s subsidiary, Petrochina, to supply 3 million tons of LNG from Yamal LNG at a JCC-tied price. In this case, however, the reasoning is clear – CNPC itself will become a shareholder in Yamal LNG, so it is interested in high income of the Russian company.

Rosneft Looks East Rosneft adopted similar tactics. In addition to promoting extensive upstream cooperation with CNPC (see inset), the Russian oil giant pledged to cooperate with the Chinese company «to develop several major oil and gas fields in Eastern Siberia and the Far East.” The recent announcement of joint development of the Sredne-Botuobinskoye field (as part of Taas Yuryakh Neftegazdobycha company, TAAS) was the first step in this direction. Apart from oil, the field holds 155 billion cubic meters of gas reserves classified as C1+C2 as per Russian classification system. Subsequently, the companies plan to merge efforts to acquire and developm oil and gas fields in Eastern Siberia and the Far East. For the time being, Rosneft’s most developed gas export project is the one with ExxonMobil, announced immediately after pushing the LNG exports liberalization agenda. According to Sechin, the first phase of the 5-million-ton per annum LNG plant, slated to be launched by 2018 in Sakhalin, will use the company’s own resource base, while the second phase could potentially be fed by the Sakhalin 1 project. The problem is that Rosneft’s own resource base at Sakhalin is currently insufficient. The company hoped to discover substantial reserves at the Severo-Veninsky block, which is part of the Sakhalin 3 project, but ultimately added to books only 49 billion cubic meters of gas, which is apparently not enough to launch construction of an LNG plant. Rosneft’s joint project offshore Sakhalin with Norway’s Statoil is still at the exploration stage, just as are its offshore projects with ExxonMobil in the Kara Sea. Gazprom regards Rosneft’s future LNG plant on Sakhalin as a redundancy, and has offered to buy Sakhalin 1 gas for its own liquefaction projects. It remains to be seen whether Gazprom this time will be able to leverage its power as the Coordinator of the Eastern Gas Program. According to Alexei Grivach, deputy general director of the National Energy Security Fund, independent Russian gas producers’ entry into the Asian market will not affect Gazprom talks with China to deliver up to 68 billion cubic meters of gas per year since the sizes of respective deals are completely different. In Grivach’s opinion, these are small LNG volumes compared to Gazprom’s contract. Moreover, he added, China badly needs pipeline gas in the country’s northeast. Yet the Russian independents’ access to the European gas market characterized by falling demand could create problems for traditional suppliers. Grivach recalled the similar situation that occurred in 2010-2011, when only 20 billion cubic meters of surplus gas that entered the plunging European market created problems for traditional gas importers.

Китайский вектор «Роснефти» В 2004 году «Роснефть» получила $6 млрд от китайских банков на рефинансирование кредитов, взятых на покупку «Юганскнефтегаза», обязавшись поставить CNPC 48,4 млн т нефти в 2005–2010 годы. В 2009 году госкомпания дополнительно привлекла $15 млрд у Китайского банка развития (в качестве обеспечения сделки «Роснефть» обязалась ежегодно поставлять CNPC 9 млн т нефти с 2011 по 2030 годы). В июне этого года «Роснефть» и CNPC подписали долгосрочный контракт купли-продажи нефти с предоплатой и контракт на поставку нефти на заводы в Китае общим объемом 360 млн т на сумму $270 млрд. Помимо поставок нефти, «Роснефть» и CNPC осуществляют совместные проекты по строительству НПЗ в Тяньцзине и развитию сотрудничества в области нефтедобычи. В октябре «Роснефть» договорилась с другой китайской компанией – Sinopec о поставке 10 млн т нефти в год в течение 10 лет.

PHOTO / ФОТО: PETROCHINA

море. В то же время «Газпром» посчитал строительство «Роснефтью» СПГ-завода на Сахалине избыточным, предлагая выкупить газ «Сахалина-1» для сжижения на своих проектах. Пока неизвестно удастся ли «Газпрому» использовать в свою пользу право координатора Восточной газовой программы и на этот раз. По мнению заместителя генерального директора Фонда национальной энергетической безопасности Алексея Гривача, выход независимых российских производителей газа на азиатский рынок никак не отразится на переговорах «Газпрома» с Китаем о поставке до 68 млрд м³ газа в год, поскольку речь идет о совершенно разных объемах. По его словам, это небольшие объемы СПГ по сравнению с газпромовским контрактом, к тому же Китаю очень нужен трубопроводный газ на северо-востоке страны. А вот выход независимых производителей на падающий европейский рынок может создать проблемы для традиционных поставщиков. По его словам, подобная ситуация уже наблюдалась в 2010-2011 годах, когда всего лишь 20 млрд м³ газа, пришедшие дополнительно на падающий европейский рынок, создали проблемы для традиционных импортеров «голубого топлива». Oil&GasEURASIA

GAS SUPPLIES

PHOTO: ØYVIND HAGEN / STATOIL / ФОТО: ОЙВИНД ХАГЕН / STATOIL

Gas Supplies to EU: Europe at a Crossroads

Поставки газа в ЕС: Европа перед выбором Elena Zhuk

ver the last decade, Russia, Norway and Algeria have been the European Union’s (EU) major gas suppliers. During this period, EU gas imports grew from 253.7 billion cubic meters in 2002 to 317.7 billion m3 cubic meters in 2012. Norway was the main generator of that growth, seeing its share in total EU gas imports rise from 26 percent to 35 percent. New players such as Qatar and Nigeria (both – LNG suppliers) followed suit. Meanwhile, the share of Russia’s gas supply to EU shrank from 48 percent to 36 percent. Algeria’s share was also reduced from 22 percent to 13 percent, the “Reforming the European Gas Market” report says. The paper was presented in Moscow on Nov. 13 by Alexei Grivach, deputy director of the National Energy Security Fund (FNEB). However, according to FNEB experts, Norway is unlikely to sustain current growth levels due to the expected decline in gas production in the future. Norway’s current production growth is largely based on small fields, which are being developed more aggressively than the giant Ormen Lange and Troll gas fields that serve as backup energy sources. However, as early as this year the total output at Norway’s gas fields is expected to decrease by 8 to 10 percent, FNEB experts predict. «In 2012, production at small fields (outside the top 10) fell by 7 billion cubic meters to 19 billion cubic meters due to depletion of reserves and the fact that no new fields were brought onstream,» the report says. Another reason behind

Елена Жук

а протяжении последнего десятилетия Россия, Норвегия и Алжир составляли тройку ведущих поставщиков газа в Евросоюз (ЕС). За этот период импорт газа странами ЕС вырос с 253,7 млрд м³ в 2002 году до 317,7 млрд м³ в 2012-м. Основным генератором этого роста стала Норвегия, чья доля в структуре импорта за 10 лет увеличилась с 26% до 35%, а также новые поставщики СПГ в лице Катара и Нигерии. В то же время, доля России в поставках газа в ЕС снизилась с 48% до 36%, а Алжира – с 22% до 13%, сообщил заместитель директора Фонда национальной энергетической безопасности (ФНЭБ) Алексей Гривач на презентации доклада «Реформирование газового рынка Европы», прошедшей 13 ноября в Москве. Однако, по мнению экспертов Фонда, Норвегия вряд ли сможет и в дальнейшем обеспечивать этот рост из-за ожидающегося падения добычи газа в будущем. Текущий рост добычи в Норвегии во многом осуществлялся за счет мелких месторождений, разрабатываемых активнее, чем газовые гиганты – месторождения Ormen Lange и Troll, которые рассматриваются в качестве «долгоиграющих» резервных источников сырья. Но уже в 2013 году общая добыча на газовых месторождениях Норвегии по прогнозам Фонда упадет на 8-10%. «Добыча на мелких месторождениях (за пределами первой десятки) в 2012 году упала на 7 млрд м³, до 19 млрд м³, в связи с истощением запасов, а новые месторождения в этот период не Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

SOURCES / ИСТОЧНИКИ: EUROGAS, EUROSTAT

ПОСТАВКИ ГАЗА

the decline are this year’s technical problems that surfaced at the Troll field. They were caused by a compressor failure and are unlikely to be solved before next summer. Usually, production at Ormen Lange and Troll is seasonal, it receives a boost in winter periods, but last year the fields operated in winter mode all year round. Their aggressive development could accelerate depletion of reserves at these fields. It is true that the Troll field was developed less aggressively (only 500 billion cubic meters

были введены», – говорится в докладе. Еще одной причиной текущего падения добычи являются возникшие в 2013 году технические проблемы на Troll, связанные с неисправностью компрессоров, устранения которой вряд ли стоит ожидать раньше лета 2014 года. Объем добычи на Ormen Lange и Troll обычно регулируется по сезонам, увеличиваясь в зимний период, но в прошлом году месторождения работали в зимнем режиме весь год. Их разработка более интенсивными темпами может ускорить выработку этих месторождений. И если разработка Troll велась менее активно (из начальных запасов 1,43 трлн м³ за все время эксплуатации месторождения извлечено менее 500 млрд м³), то Ormen Lange за шесть лет разработки выдало «на гора» около трети своих запасов в 100 млрд м³. По оценкам Фонда, запасов Ormen Lange при проектном уровне добычи может хватить всего на 8-9 лет, после чего начнется снижение добычи. И только Troll и Snohvit могут стать исключением из всех действующих норвежских газовых месторождений, ни одно из которых, по мнению экспертов, не имеет перспектив поддержания добычи на протяжении даже 10 лет. Делать ставку на Алжир в плане росте экспорта газа в Европу тоже было бы проблематично. На протяжении последних 5 лет добыча алжирского газа снизилась почти на 9 млрд м³ (более 10%), сопровождаясь ростом внутреннего потребления на 4 млрд м³ (около 20%). Это вылилось

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

adv

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

#11 November 2013

GAS SUPPLY Gas reserves of the main producing fields in Norway, bcm Запасы газа на основных действующих месторождениях Норвегии, млрд м3

SOURCE / ИСТОЧНИК: NPD

Field Месторождение

Booked reserves Years of Reserves at the beginning of 2013 Начальные production Запасы на начало 2013 года запасы Лет добычи

Troll 1

1432.8

984.9

Ormen Lange

306.3

207.7

Kvitebjorn

89.1

49.8

Sleipner

133.3

19.8

Oseberg

104.1

69.2

Yttergryta

2.2

0.2

Snohvit

176.7

159.6

Gjoa

32.7

27.8

Asgard

207.7

84.1

Gullfaks Sor Mikkel

65.1 31.4

32.1 15.8

13 10

Vega

12.2

Total / Всего

2,595.4

1,663.2

have been recovered so far and its initially discovered reserves total 1.43 trillion cubic meters), but production at Ormen Lange was far more intensive with about a third of the field’s reserves of 100 billion cubic meters recovered already, six years after the launch of commercial production. According to FNEB, Ormen Lange could produce at rated output level for another eight to nine years. After that production is expected to start declining. Experts forecast that of all Norwegian gas fields only Troll and Snohvit can sustain current output levels for at least a decade. Betting on growth of gas export from Algeria to Europe is questionable, too. Over the last five years Algeria’s gas production fell by more than 10 percent (almost 9 billion cubic meters) on the backdrop of domestic gas consumption’s rise by approximately 20 percent (4 billion cubic meters). This led to a 10-billion-cubic-meter decline in the country’s gas exports. Also, part of the gas intended for Algeria’s domestic market had to be injected into reservoirs in order to boost oil production rates. In the past five years, oil and condensate production have also been falling, and gas injection may have helped reduce the rate of decline. «Ultimately, Europe faces a choice – to increase gas imports from Russia, to start competing with Asian importers for LNG deliveries or to continue reducing gas consumption,» Grivach concluded.

Development participants Участники разработки Statoil 30.58%, Petoro 56%, Shell 8.1%, Total 3.7%, Conoco 1.6% Shell 17%, Petoro 36.5%, Statoil 28.9%, Dong 10.3%, Exxon 7.2% Statoil 39.55%,Petoro 30%, Centrica 19%, Enterprise Oil 6.45%, Total 5% Statoil 58.4%, Exxon 32.2%, Total 9.4% Statoil 49.3%, Petoro 33.6%, Total 14.7%, Conoco 2.4% Statoil 45.8%, Petoro 19.9%, Total 24.5%, Eni 9.8% Statoil 36.8%, Petoro 30%, Total 18.4%, GDF 12%, RWE 2.8% GDF 30%, Petoro 30%, Statoil 20%, Shell 12%, RWE 8% Statoil 34.57%, Petoro 35.69%, Eni 14.8%, Total 7.7%, Exxon 7.2% Statoil 70%, Petoro 30% Statoil 44%, Exxon 33.5%, Eni 14.9%, Total 7.6% Statoil 54%, Petoro 24%, Bayerngas 10%, GDF 6%, Idemitsu 6%

в сокращение объемов экспорта примерно на 10 млрд м³. При этом часть газа, направляемого на внутреннее потребление, ушла на закачку в пласт для увеличения объема добычи нефти. Объемы добычи нефти и конденсата в последние 5 лет тоже падали, и, возможно, закачка газа помогла снизить темпы этого падения. «В итоге Европа встает перед выбором – наращивать в ближайшие годы импорт из РФ, вступать в конкуренцию с азиатскими импортерами за поставки СПГ или продолжать снижать потребление», – подытожил докладчик.

SOURCE / ИСТОЧНИК: SONATRACH

Oil&GasEURASIA

SHALE GAS

On the Cusp of Discovery Turkey Steps Up Shale Gas Development as Russia Looks On

В ожидании открытий Турция наращивает поиск сланцевого газа, пока Россия довольствуется ролью наблюдателя PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Olgu Okumuș

Олгу Окумуш

urkey, with an energy market heavily dependent on Russian gas supply, has long looked to multiply its oil and gas supply sources. More recently, however, it has turned towards expanding its domestic potential. After the U.S.-based Energy Information Administration (EIA) reported Turkey’s estimated shale oil and gas reserves, mergers and acquisitions between Turkish and Northern American medium-sized energy investors in the shale gas business followed the lead of Shell and the Turkish Petroleum Corporation (TPAO) with their joint shale gas investments. Russia, meanwhile, has remained confident in pursuing production of traditional resources, keeping distance from the shale market. While Moscow watches passively, its new competitors are establishing ties in Turkey’s energy market.

нергетический рынок Турции в большой степени зависит от поставок российского газа, но в Анкаре не первый год стремятся диверсифицировать источники поставок углеводородного сырья. С недавних пор, однако, в стране прикладывают усилия для реализации собственного энергетического потенциала. После того, как Управление энергетической информации Министерства энергетики США (EIA) обнародовало оценку запасов сланцевой нефти и газа Турции, Shell и Turkish Petroleum Corporation (TPAO) договорились о совместных инвестициях в освоение ресурсов сланцевого газа. Вслед за этой сделкой был подписан целый ряд соглашений между турецкими и североамериканскими инвесторами, готовыми вкладывать средства в освоение газовых сланцев. Россия, тем временем, сохраняла курс на разработку традиционных газовых запасов, дистанцируясь от сланцевого рынка. И пока Москва остается пассивным наблюдателем, ее новые конкуренты укрепляют связи на энергетическом рынке Турции.

Dependence on Russia Concurrent with its economic expansion, Turkey’s energy demand has risen from 24.4 million tons of oil equivalent (Mtoe) in 1973 to 114.1 Mtoe in 2011. According to International Energy Agency, by 2030 that demand is expected to reach over 237 Mtoe. With a growing demand and limited domestic reserves, Turkey

Зависимость от России На фоне экономического подъема Турции, ее спрос на энергоносители вырос с 24,4 млн т нефтяного эквивалента (МТНЭ) в 1973 году до 114,1 МТНЭ в 2011 году. По прогноOil&GasEURASIA

imports nearly all of its energy supply. Since the 1980s when Ankara decided to switch from oil to gas in the power generation industry, the share of natural gas in the domestic energy demand balance has increased to 32 percent (in 2011), while oil accounts for 28 percent and coal for 30 percent of the total primary energy supply. This overdependence on natural gas created a new challenge, as Turkey’s natural gas supply remains heavily dependent on Russia, which currently supplies 58 percent via Blue Stream and Western gas pipelines. Two international gas pipelines – Tabriz-Ankara and BakuTbilisi-Erzurum – provide 19 percent and 8 percent, respectively. The rest is LNG imported from Algeria and Nigeria. To adjust this balance and diversify its natural gas supply portfolio, Ankara at first decided to use its geostrategic location and support the Southern Energy Corridor project, connecting oil and gas from the Caspian and Middle Eastern regions to Europe, thus making Turkey an energy center. After a decade of negotiations on several project possibilities such as Nabucco, TAP and ITGI, the Azeri-Turkish Trans-Anatolian pipeline was selected to deliver Azeri gas to Europe, pushing Turkey closer to its goal. Recently, a secondary strategy was born – to develop domestic shale oil and gas reserves, relying on EIA data for guidance.

Shale Gas as Path to Independence Forecasts on Turkey’s shale gas reserves differ and the only public data comes from a 2013 EIA report. Estimates on technically recoverable resources vary between 6 billion cubic meters and 2 trillion cubic meters, which could meet Turkey’s demands for 10 to 40 years. These technically recoverable resources represent volumes of natural gas that could be produced with current technology, regardless of gas prices and production costs, though profitability remains unclear. It will depend on the costs of drilling and completing wells, the amount of oil or natural gas produced from an average well over its lifetime, and the prices received for gas production. In this context, estimated Turkish reserves might seem negligible compared to global reserves. But developing its own reserves is important for Ankara as it provides a chance to reposition Turkey in the energy game and reduce the country’s heavy dependence on imports. In this shale gas adventure Turkey is finding support from North American players while Russian companies remain passive because they have confidence in their wellestablished standing in the conventional gas business. But the new North American companies may not leave the country even if frustrated by Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ зам Международного энергетического агентства (IEA), к 2030 году спрос Турции на энергоносители может превысить отметку в 237 МТНЭ. В условиях растущих потребностей и ограниченных внутренних запасов, Турция вынуждена практически полностью импортировать необходимые энергоресурсы. С 1980-х годов, когда Анкара перевела турецкие электростанции с нефти на газ, доля природного газа во внутреннем балансе энергопотребления выросла до 32% в 2011 году, тогда как на нефть ныне приходится 28%, а на уголь – 30% первичных энергоресурсов. Чрезмерная зависимость от природного газа бросила властям в Анкаре новый вызов, поскольку снабжение Турции природным газом по-прежнему в большой мере зависит от одного поставщика – России, которая сегодня поставляет Турции 58% от общего объема импортируемого газа по системе «Голубой поток» и по западным трубопроводам. Из Ирана (газопровод «Тбилиси-Эрзурум») и Азербайджана (магистраль «Баку-Тбилиси-Эрзурум») поставляется 19% и 8% природного газа соответственно. Оставшиеся 15% в виде СПГ поставляют Алжир и Нигерия. Для того, чтобы отрегулировать этот баланс и диверсифицировать портфель поставок природного газа, Турция решила использовать свое геостратегическое положение и поддержать проект по созданию Южного энергетического коридора, обеспечивающего поставки нефти и газа с Каспия и Ближнего Востока в Европу, в результате чего Анкара может стать новым энергетическим центром. После десятилетних обсуждений нескольких вариантов проектов магистралей (таких как «Набукко», Трансадриатический газопровод и газопровод «Турция-Греция-Италия»), в итоге был выбран турецкоазербайджанский Трансанатолийский газопровод для доставки азербайджанского газа в Европу, что приблизило Турцию к достижению ее цели. А недавно власти в Анкаре приняли новую стратегию – Турция будет разрабатывать собственные ресурсы сланцевой нефти и газа, опираясь на данные EIA.

SOURCES / ИСТОЧНИКИ: EIA, ARI

№11 Ноябрь 2013

#11 November 2013

PHOTO / ФОТО: АА

SHALE GAS

● Turkish Energy Minister Taner Yıldız, center, applauds as Shell Upstream International director Malcolm Brinded, right, and TPAO Chairman Mehmet Uysal shake hands during the signing ceremony of exploration and production sharing agreements between TPAO and Shell in November 2011 ● Глава TPAO Мехмет Уйсал (слева) и директор Shell Upstream International Малколм Брайндид рукопожатием скрепляют подписание в ноябре 2011 года соглашений о сотрудничестве в области разведки и добычи в присутствии министра энергетики Турции Танера Йилдиза

shale oil and gas reserves, opting instead to make new investments and challenge Russia’s presence in Turkey.

Transatlantic Support

SOURCE / ИСТОЧНИК: EIA

In September, media reported that Turkey had started hydraulic fracturing operations to extract shale gas from Dadaş shale field in the Southeast Anatolian Basin near the Syrian border and the Hamitabat shale field in the Thrace Basin near Bulgaria. Turkish authorities promote the use of hydraulic fracturing that has spawned a boom in North America. EIA has likewise announced technical resemblances between the Eagle Ford field in Texas and the Dadaş field. Over the last two years, three international mediumsized players – Canada’s TransAtlantic, Austria’s Anatolia Energy, and the U.S.-based Valeura Energy – have had a spotty exploration record in Turkey. Meanwhile, mergers and acquisitions have brought momentum to the Turkish shale gas market. The United States’ Cun Energy acquired Anatolia Energy and its large-scale conventional and unconventional gas license in Turkey. In April 2013,

Сланцевый газ как путь к независимости Оценки турецких запасов сланцевого газа разнятся, а единственные открыто доступные цифры приводятся в отчете EIA, опубликованном в этом году. Оценки технически извлекаемых запасов варьируются от 6 млрд м³ до 2 трлн м³ – эти объемы могли бы удовлетворить потребности Турции в течение 10-40 лет. Упомянутые запасы можно извлечь применяя современные технологии вне зависимости от ценовой конъюнктуры и себестоимости добычи. При этом нужно отметить, что норма прибыли остается неясной – она будет зависеть от стоимости бурения и заканчивания скважин, среднего количества нефти или природного газа, добываемых в скважине за весь период ее эксплуатации, и рыночной цены добытого газа. В этом контексте, оценочные запасы Турции могут показаться ничтожно малыми по сравнению с мировыми. Однако разработка собственных запасов очень важна для Анкары, так как позволяет Турции изменить свое положение в энергетической игре и снизить чрезмерную зависимость от импорта. В рискованном предприятии по сланцевому газу Турция находит поддержку со стороны компаний из Северной Америки, в то время как российские газовики остаются пассивными, поскольку уверены в своих надежных позициях благодаря освоению запасов природного газа. Однако даже если новые игроки с североамериканского континента через определенное время разочаруются в перспективах разработки сланцевых ресурсов Турции, они все равно останутся в стране, чтобы продолжать вкладывать в ее нефтегазовую отрасль, попутно бросая вызов России и ставя под вопрос прочность ее позиций на Босфоре.

Трансатлантическая поддержка В сентябре СМИ сообщили, что в Турции начались операции по гидроразрыву пласта (ГРП) для извлечения сланцевого газа на месторождении Дадаш в Анатолийском бассейне на юго-востоке страны рядом с сирийской границей, а также на сланцевом месторождении Хамитабат во Фракийском бассейне недалеко от Болгарии. ГРП, вызвавший настоящий бум в добыче сланцевого газа в Северной Америке, пользуется поддержкой турецких властей. Более того, по данным EIA, технические характеристики коллектора на месторождении Eagle Ford в Техасе похожи на свойства сланцевых пластов на месторождении Дадаш. В последние два года, три международных компании среднего размера – канадская TransAtlantic, австрийская Anatolia Energy и американская Valeura Energy – осуществляли разведочные работы в Турции с переменчивым успехом. Тем временем, слияния и поглощения придали импульс развитию турецкого рынка сланцевого газа. Американская Cun Energy приобрела Anatolia Energy и ее универсальную лицензию на Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

PHOTO / ФОТО: TRANSATLANTIC

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

● Hydraulic fracture stimulation of DTD-19HK, TransAtlantic’s first horizontal well in Thrace Basin ● Гидроразрыв пласта на DTD-19HK – первой горизонтальной скважине TransАtlantic во Фракийском бассейне Турции

Valeura Energy announced it had been awarded a new exploration license (Banarli License 5104) on a 100-percent working interest basis in the Thrace Basin in northwest Turkey. Since the liberalization of the energy market in the late 1990s, the Turkish market has already brought in domestic players. Among other, Calik and Alpay Enerji A.S. became local partners with North American mediumsized firms. In January, Anatolia Energy announced that its partner, Çalık Enerji San. ve Tic. A.Ş., had commenced drilling at Giremir-1 the initial exploration well on the Sinan License in Turkey, where Anatolia Energy can earn a 50-percent interest. In May 2013, TransAtlantic acquired all of the shares of Arar Energy’s Molla licenses in the southeast region. In September, the Dublin-based San Leon Energy announced it had entered into an agreement conditionally to acquire 75 percent of the issued share capital of Alpay Enerji A.Ş., which holds many conventional and unconventional licenses in Turkey. When San Leon’s Chairman Oisin Fanning said the company expected to monetize Turkish reserves quickly, international media were quick to suggest that the company might use the cash from Turkish investments to fund drilling in Poland. These acquisitions come after the penetration of Shell into the Turkish shale gas market. In November 2011, Shell formed a partnership with the state-owned TPAO to explore shale gas at Sanbuğday-1 natural gas field in the eastern province of Diyarbakır. Under the terms of the TPAO-Shell agreement, Shell is expected to drill five wells into the Dadaş shale formation. The company is expected to drill three more wells in Diyarbakir in 2013. Shell Upstream international director Andy Brown told Reuters that the company would be able to make an assessment of Turkey’s shale gas potential only after completing the first well.

разработку традиционных и нетрадиционных запасов газа в Турции. В апреле 2013 года Valeura Energy объявила о получении новой лицензии с 100%-м участием на геологоразведочные работы (лицензия Banarli 5104) во Фракийском бассейне на северо-западе Турции. После либерализации энергетического рынка Турции в конце 90-х годов прошлого века, на нем появились местные игроки, такие как Calik и Alpay Enerji A.S., ставшие партнерами североамериканских компаний среднего размера. В январе Anatolia Energy объявила о том, что ее партнер, Çalık Enerji San. ve Tic. A.Ş., начал бурение первой поисково-разведочной скважины Giremir-1 на лицензионном блоке Sinan в Турции, где Anatolia Energy может получить 50%-й доход. В мае 2013 года TransAtlantic приобрела все акции лицензий Arar Energy на участке Molla на юговостоке страны. В сентябре ирландская San Leon Energy объявила о заключении соглашения о приобретении при определенных условиях 75% акционерного капитала Alpay Enerji A.Ş., являющейся обладателем большого числа лицензий на разработку традиционных и нетрадиционных ресурсов в Турции. Когда председатель совета директоров San Leon Ойсин Фэннинг заявил о намерении компании быстро монетизировать турецкие запасы, зарубежные СМИ тут же предположили, что часть ожидаемой выручки от турецких инвестиций будет направлена на финансирование бурения в Польше. Эти сделки заключались после того, как на турецкий рынок сланцевого газа пришла Shell. В ноябре 20111 года

mtoe мтнэ Тurkey's projected energy demand in 2030 Прогнозируемый спрос Турции на энергоносители в 2030 году

Shell заключила партнерское соглашение с TPAO для разведки сланцевого газа на месторождении природного газа Санбугдай-1 в восточной провинции Диярбакир. По условиям соглашения, Shell должна пробурить пять скважин в сланцевой формации Дадаш. Планируется, что в этом году компания пробурит еще три скважины в провинции Диярбакир. Директор подразделения Shell по международным проектам разведки и добычи Энди Браун сообщил информагентству Reuters, что компания сможет оценить потенциал сланцевого газа Турции только после заканчивания первой скважины.

Russia Silent to Shale Gas Call

Молчаливая Москва

While Western players boost investments, Gazprom and Russia’s other energy giants remain distant about the implications of shale gas speculation in Turkey. Gazprom CEO Alexei Miller has made statements undermining the impact U.S. shale fields and European exploration dynamics will have in the Eurasian market. As

Пока западные компании увеличивают инвестиции, «Газпром» и другие гиганты российской энергетики продолжают оставаться в стороне, не ввязываясь в спекуляции относительно гипотетического «сланцевого бума» в Турции. Глава «Газпрома» Алексей Миллер в своих заявлениях уже неоднократно подчеркивал, что не верит, что

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SHALE GAS Miller said on state television in March, “[Shale gas is a] bubble that will burst very soon. We are skeptical about shale gas. We don’t see any risks for Gazprom at all.” Gazprom’s spokesman likewise prefers to ignore the shale gas issue, stressing that Gazprom’s main competitive advantage is that it can guarantee long-term supply compared to the questionable exploitation conditions of shale gas deposits. Concerning Turkish fields, Gazprom does not have any activity in Turkey’s shale gas sector and it doesn’t have any plans either to engage in it in the future. When asked by OGE to identify the reason behind Russia’s distance from the Turkish shale game, the Gazprom spokesman said, “Gazprom has the privilege to be able to concentrate on the monetization of its large conventional gas fields. Therefore, until the numbers and risks for shale gas become commercially attractive for Gazprom, we do not see an interest in developing shale gas fields.” Despite Russian investors’ reluctance, the Turkish market is attractive as a shale gas producer because of low taxes, existing oil and gas infrastructure, high

While Western players boost investments, Gazprom and Russia’s other energy giants remain distant about the implications of shale gas speculation in Turkey. Пока западные компании увеличивают инвестиции, «Газпром» и другие гиганты российской энергетики продолжают оставаться в стороне, не ввязываясь в спекуляции относительно гипотетического «сланцевого бума» в Турции. domestic energy demand and convenient geographic location of its facilities for international shipping. Moreover, environmental concerns that are an issue in Europe are not even a concern in Turkey. In contrast to Europe, Turkish environmentalists haven’t displayed any signs of opposition to the drilling methods used to extract shale gas.

Bubble or Boom? From a purely economic perspective Turkey’s shale gas sector risks being a bubble rather than a boom. Additionally, it is still not clear if the cost of shale gas extraction will be cheaper than simply importing natural gas from regional suppliers. Nevertheless, Turkey’s shale gas and oil market is flourishing and North American players have already begun importing their technology. Even though Turkey’s economic expectations are not clear and distinct, the shale gas initiative’s political expectations match with the Southern Energy Corridor’s intentions – i.e., independence from Russia’s energy monopoly. Over the short term, fracking might not bring enough natural gas for the Turkish market to declare its independence, but it has already led an increasing number of foreign players to invest in Turkey. This act alone jeopardizes Russian companies’ well-established traditional presence, enhancing overall competitiveness.

#11 November 2013

разработка запасов сланцевого газа в США и его разведка в Европе могут существенно повлиять на динамику развития евразийского рынка энергоносителей. Как сказал Миллер, выступая в марте в телеэфире одного из российских госканалов: «[Сланцевый газ] – это пузырь, который очень скоро лопнет. Мы настроены скептически в отношении сланцевого газа. Мы не видим никакого риска для "Газпрома"». Представитель «Газпрома» также предпочитает игнорировать вопрос сланцевого газа, подчеркивая, что главное конкурентное преимущество «Газпрома» заключается в возможности обеспечить долгосрочные поставки «голубого топлива» в отличие от сомнительных перспектив эксплуатации залежей сланцевого газа. Что касается турецких месторождений, «Газпром» не ведет какой-либо деятельности в секторе сланцевого газа и также не планирует этого в будущем. Отвечая на вопрос корреспондента НГЕ почему Россия дистанцируется от сланцевого бизнеса в Турции, представитель «Газпрома» сказал, что «преимущество «Газпрома» состоит в возможности сосредоточиться на монетизации крупных традиционных газовых месторождений». «Таким образом, пока показатели и риски по сланцевому газу не станут экономически привлекательными для "Газпрома", мы не будем заинтересованы в разработке этих месторождений», – добавил он. Несмотря на отсутствие интереса среди российских инвесторов, турецкий рынок сланцевого газа привлекателен благодаря низким налогам, существующей нефтегазовой инфраструктуре, высокому внутреннему спросу на энергоносители и удобному географическому местоположению терминалов для отгрузок сырья зарубежным покупателям. Более того, вопрос охраны окружающей среды, который вызывает озабоченность в Европе, не представляет особых проблем в Турции. В отличие от европейских коллег, турецкие экологи пока не выражали своего недовольства методами, применяемыми в добыче сланцевого газа.

Мыльный пузырь или «сланцевый бум»? На фоне рисков, связанных с освоением сланцевого газа в Турции, эта затея с точки зрения экономики кажется, скорее, мыльным пузырем, нежели началом «сланцевого бума». Кроме того, пока неясно обойдется ли Турции добыча собственного сланцевого газа дешевле, чем импортируемый природный газ, которым ее снабжают региональные поставщики. Тем не менее, турецкий нефтегазосланцевый рынок оживился, и игроки из Северной Америки уже начали ввозить свои технологии. И хотя экономические ожидания Турции представляются не вполне ясными и четкими, политические (связанные с инициативами по сланцевому газу) соответствуют главному постулату создания Южного энергетического коридора – обретению независимости турецкой энергетики от поставок «Газпрома». В краткосрочной перспективе ГРП, возможно, не обеспечит ожидаемые объемы газодобычи и не поможет Турции добиться этой цели, но зато этот метод уже подстегнул рост числа иностранных участников на рынке, готовых инвестировать в нефтегазовую отрасль Турции. Один только этот факт уже ставит под угрозу прочность устоявшихся позиций российских газовиков, попутно стимулируя развитие конкуренции на нефтегазовом рынке Турции в целом.

Oil&GasEURASIA

SPE MEETINGS

Interference Тesting Conducted in Kharyaga’s Carbonate Reservoirs Карбонатные коллекторы Харьяги исследовали с помощью гидропрослушивания Elena Zhuk

Елена Жук

ell interference testing comes in handy when determining hydrodynamic properties of reservoirs. This approach is particularly efficient for carbonate deposits with complex geology – sinkholes, cracks and cavities. Interference testing at Kharyaga field in the Timan Pechora province, conducted under those very conditions, was the topic of a presentation delivered by Andrei Semenov, senior development engineer at Total E&P Russia, at the November workshop of SPE’s Moscow section. Kharyaga oilfield is one of the few in Russia developed under a production sharing agreement (PSA). Total holds 40 percent in the venture and is the project operator. Its partners include Statoil (30 percent), Zarubezhneft (20 percent) and Nenets Oil Company (10 percent). The field has already reached the planned

ри определении гидродинамических свойств пласта существенную помощь может оказать гидпропрослушивание. Особенно эффективно использование этого метода для карбонатных коллекторов со сложной геологией, связанной с наличием карстов, трещин и каверн. Опытом применения гидропрослушивания именно в таких условиях Харьягинского месторождения в ТиманоПечоре поделился на ноябрьском семинаре московской секции SPE Андрей Семенов, старший инженер по разработке, Total E&P Россия. Харьягинское нефтяное месторождение – одно из немногих в России, которое разрабатывается на условиях соглашения о разделе продукции (СРП). Total является оператором проекта (40%), а ее партнерами выступают Statoil (30%), «Зарубежнефть» (20%) и Ненецкая нефтяная компания (10%). К настоящему времени месторождение

● The high-paraffin crude produced at Kharyaga oilfield is rich in H2S ● Высокопарафинистая нефть Харьягинского месторождения

PHOTO / ФОТО: SVEIN ARE ENES / STATOIL

характеризуется высоким содержанием сероводорода

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

СЕМИНАРЫ SPE

Биография докладчика Андрей Семенов – старший инженер по разработке Total E&P Россия. Он окончил Московский физикотехнический институт (МФТИ) в 2008 году. Сначала занимался научно-исследовательской работой, главным образом связанной с механизированной добычей и процессами принятия решений. Затем Андрей работал инженером по разработке месторождений в «Ванкорнефти» в Красноярске. В 2011 году он пришел в Total E&P Россия на должность инженера по пластовому мониторингу, затем перешел в отдел, занимающийся активом Харьяга и стал отвечать за разработку Харьягинского месторождения. Андрей является автором 10 международных публикаций и активным членом SPE (регулярный участник семинаров, конференций и встреч).

production level of over 1.5 million tons per year and entered the third and fourth development phases. The high-paraffin crude produced here is also rich in H₂S. As pointed out in the presentation, the flow in the barrier zone of the main production play at Kharyaga is largely defined by different types of sinkholes and a complex system of fractures. In order to study this phenomenon, Total experts developed and implemented an extended well testing program, which included well interference testing. Well interference testing requires several monitoring wells near the active well – the former will record the pressure “response”. According to Semenov, interference testing isn’t a typical method, the data is hard to obtain and evaluate. “We need to plan the studies thoroughly, use different sensors. The methodology uses the sensors at ESP intake (Kharyaga production wells use ESP’s) and replaceable long-term gauges,” the expert told OGE. Total has been storing all interference testing data over the entire period of the field’s operation, since 1999. According to Semenov, in the last five to seven years this method has become the most common testing method in the central part of Kharyaga, while the bulk of interpreted data (for objects 2 and 3) has been obtained over the last two years. Scientists run numerical interpretation for several interference tests, identifying the speed of the pressure waves and determining the properties of the reservoir between pairs of wells. This data, together with tracer tests, helped to map out the main directions of flow and pressure distribution. As noted in the presentation, during the next stage interference data was used to fine-tune the existing dual porosity simulation model. The interference tests data facilitated more accurate modeling of the behavior of field blocks and helped establish connectivity between the two layers that had previously been considered separate. This, in turn, helped choose the best injection strategy for maintaining pressure on the main development block. The main advantage of interference tests for determining hydrodynamic properties of reservoirs is the opportunity to obtain the data directly, through tests, thinks Semenov. “Usually, scientists use pressure restoration and fall curves to determine hydrodynamic properties of a reservoir, but this means running the tests on a single well,” he adds. According to the research, interference tests can also help in updating the reserves. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

вышло на запланированный уровень добычи более 1,5 млн тонн в год, реализуются третья-четвертая фазы разработки. Высокопарафинистая нефть месторождения характеризуется высоким содержанием сероводорода. Как отмечалось в докладе, характер течения в барьерной зоне основного объекта разработки Харьягинского месторождения главным образом определяется различными видами карстопроявлений и сложной системой трещин. С целью изучение этого явления, в Total разработали и провели расширенную программу испытаний скважин, в которую включили и гидпропрослушивание. Для проведения гидропрослушивания наряду с активной скважиной, необходимо наличие нескольких наблюдательных скважин, на которых получают «отклик» по давлению. По словам Семенова, гидпропрослушивание – нетипичный метод, данные по которому довольно сложно получать и анализировать. «Нужно тщательно подходить к планированию исследований, использовать несколько различных датчиков, – рассказал Семенов НГЕ. – В методике используются датчики на приеме УЭЦН (добывающие скважины Харьягинского месторождения оборудованы УЭЦН) и сменяемые датчики высокого разрешения». Данные гидропрослушивания в Total накоплены за весь период разработки месторождения, начиная с 1999 года. По словам докладчика, этот метод наиболее распространен на центральной части Харьяги в последние 5-7 лет. При этом основной объем интерпретированных данных (для объектов 2 и 3), был получен в течение последних двух лет. В результате выполнения численной интерпретации для нескольких гидропрослушиваний были определены скорости волн давления и оценены свойства пласта между парами скважин. В сочетании с трассерными исследованиями, на месторождении были определены основные направления течения и распространения давления. Как было отмечено в докладе, на следующем этапе данные гидропрослушиваний использовались для адаптации существующей модели двойной пористости. Результатом применения гидпропрослушивания стало более точное воспроизведение поведения блоков месторождения и установление гидродинамической связи между двумя ранее считавшимися разделенными пластами. Это позволило подобрать оптимальную стратегию закачки для поддержания давления на основном объекте разработки. Главное преимущество гидропрослушивания для определения гидродинамических свойств пласта, считает Семенов, состоит в возможности получения данных напрямую, экспериментальным путем. «Обычно для определения гидродинамических свойств пласта используются кривые восстановления и падения давления, но это исследования, проводимые в одной скважине», – добавляет он. Согласно выводам исследования, гидропрослушивание также может помочь в уточнении запасов месторождения.

Speaker’s bio Andrei Semenov is a senior reservoir engineer at Total E&P Russie. Andrei graduated from the Moscow Institute of Physics and Technology (MIPT) in 2008. He first held R&D position working mainly on artificial lift and decision-making research projects. Then, he moved to reservoir engineer position for Vankorneft in Kranoyarsk. He joined Total E&P Russie in 2011 as reservoir monitoring engineer, then moved to Kharyaga asset team and responsible for Kharyaga field development. Andrei authored 10 international publications and is an active member of SPE (regular participation in workshops, conferences, meetings).

MARKETS

Канадские нефтяники целятся на рынки стран Азии Ashok Dutta

Local oil producers eye higher margins in China, explore northern delivery routes.

Местные нефтедобывающие компании привлекают высокие нормы прибыли от торговли «черным золотом» в Китае, ради которых они готовы рассмотреть вопрос доставки сырья по северному маршруту.

огда министр энергетики канадской провинции Альберта Кен Хьюз выступал недавно с речью на отраслевом мероприятии в Форт Мак-Мюррей, было очевидно, что его слова адресованы куда более широкой аудитории, нежели той, что собралась в зале. «На фоне нефтедобычи, уже преодолевшей отметку в 2 млн баррелей в сутки, и стремящейся покорить отметку в 2,3 млн баррелей в сутки к концу 2014 года, наши добывающие компании еще никогда так сильно не тянулись к разработке морских запасов», – сказал министр на ежегодной отраслевой выставке и конференции по нефтеносным пескам. В качестве приоритетной цели Хьюз назвал Китай, который, по его прогнозу, будет оставаться одним из основных импортеров нефти в мире. Нефтедобывающие компании Альберты могли бы продавать свою нефть на международных рынках покупателям в Китае, Японии, Южной Корее по цене $95 за баррель в отличие от $75 за баррель, выручаемых в настоящее время от продаж сырья в США. Низкий уровень выручки, в основном, связан с невыгодной ценовой разницей в Кушинге, крупнейшем цен-

hen Ken Hughes, the energy minister for Canada’s Alberta province, took the floor to address a recent industry event at Fort McMurray, it was more than obvious that he was speaking to a much wider audience than that in attendance. “With crude oil production already crossing the 2 million-barrel-per-day mark now and that figure set to reach 2.3 million barrels by late 2014, never have our producers felt such an urgent need to get access to tide waters,” he said at the annual Oil Sands Trade Show and Conference. As the top target Hughes identified China, which, according to his forecast, will continue to be one of the major importers of crude oil. Alberta’s oil producers could potentially sell their crude at international market rates of nearly $95 per barrel to buyers in China, Japan, South Korea compared with about $75 per barrel currently sold to customers in the United States. The low price is chiefly credited to unfavorable differentials in the Cushing area in the U.S. Midwest, where a vast majority of crude is supplied.

Ашок Дутта

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: FLICKR

Canada Likely to Emerge as New Force to Lock Up Asian Markets

№11 Ноябрь 2013

РЫНКИ PHOTO / ФОТО: ЕCONOMICCLUB.CA

Cushing, Oklahoma, is the тре нефтеторговли на Среднем Западе U.S. transshipment point with США, куда поставляется большая часть many intersecting pipelines, сыря. storage facilities and easy access Кушинг (штат Оклахома) – это to refiners and suppliers. Crude перевалочный пункт США с множеoil flows inbound to Cushing ством пересекающихся трубопровоfrom all directions, including дов, хранилищ и удобным доступом Canada, and is pumped outк переработчикам и поставщикам. bound through dozens of pipeСырая нефть доставляется в Кушинг из lines. разных направлений, включая канадAlso, Cushing is the delivское, и отгружается дальше по десяткам ery point for the West Texas трубопроводов. Intermediate (WTI), a blend of Кроме того, Кушинг является U.S. light sweet crude oil streams пунктом поставки нефти сорта West that are traded on the New York Texas Intermediate (WTI), которая являmercantile exchange. Cushing’s ется смесью потоков легкой малосерstrategic position as a major hub нистой американской нефти и проin the oil supply market led to дается на нью-йоркской товарной WTI’s development as a signifiбирже. Благодаря стратегической роли cant physical market price referКушинга как основного центра постаence or benchmark for over four вок нефти, цена WTI уже на протяжеdecades now. нии более 40 лет остается важной базоFinding their footing in вой или эталонной рыночной ценой. ● Аlberta Energy Minister Ken Hughes believes China and other countries along Продвижение в Китай и другие local oil producers will need the Keystone XL pipethe Pacific Rim such as South страны тихоокеанского региона, такие line system despite the U.S. government’s continuKorea, Taiwan and Japan, will как Южная Корея, Тайвань и Япония, ing delays to okay its construction not only “widen the basket” for не только «расширит корзину» нефте● По мнению министра энергетики провинции Alberta’s producers, but also добывающих компаний Альберты, но и Альберта Кена Хьюза, несмотря на затянувшее fetch higher prices for their позволит добиться более высоких цен одобрение проекта правительством США crude. на их нефть. нефтепровод Keystone XL очень нужен At present, nearly 95 perВ настоящее время почти 95% канадским производителям нефти cent of Alberta’s extra-heavy oil высоковязкой тяжелой нефти, добываoutput is exported to the United States. The crude is емой в провинции Альберта, экспортируется в США. Затем then processed and upgraded into higher value products сырье перерабатывают в более дорогие нефтепродукты by refineries in the Gulf Coast and the Midwest. на НПЗ, которые расположены на северном побережье Alberta is particularly keen on supplying incre- Мексиканского залива и на Среднем Западе. mental volumes to refineries in the Texas area – home Альберта особенно заинтересована в увеличении объto some 8.5 million-barrel-per-day of capacity – but емов поставок сырья на техасские НПЗ общей мощностью the final decision is still awaited on the controversial 8,5 млн баррелей в сутки, однако все еще не принято оконKeystone XL pipeline system that will have a throughput чательное решение по трубопроводной системе Keystone of 1.1 million barrels per day. XL, пропускная способность которой должна составить 1,1 The Keystone XL system is a major Canada-U.S. млн баррелей в сутки. pipeline for delivery of crude from Edmonton, Alberta Keystone XL – это основная канадско-американская to refineries on the U.S. Gulf Coast, including those in трубопроводная система для транспортировки нефти Texas and Louisiana. из Эдмонтона (Альберта) на НПЗ северного побережья For the past three years, the U.S. Department of Мексиканского Залива, включая заводы в Техасе и Луизиане. В последние три года, Государственный департамент State and the the U.S. President's Executive Office have been stopping short of issuing a final permit to a pro- США и администрация президента неоднократно тормоposal submitted by Calgary-based TransCanada Corp зили выдачу окончательного разрешения корпорации to build the 1,200-mile, 36-inch-diameter pipeline, as TransCanada Corp (со штаб-квартирой в Калгари) на строthe planned project is facing severe opposition from ительство трубопровода диаметром 36 дюймов (91,44 см) environmentalists and stakeholders in the United и протяженностью 1200 миль (1931 км), поскольку защитники окружающей среды и заинтересованные круги в США States. Labelling Alberta crude as “dirty oil” due to its high жестко выступают против реализации проекта. Противники проекта добываемую в Альберте нефть sulphur content, the opponents are also apprehensive of называют «грязной» из-за высокого содержания серы, и the impacts of any leaks. The pipeline should pass through the Ogallala опасаются последствий возможных утечек. Трубопровод должен проходить через водоносный aquifer that spans eight states and provides drinking water to two million people, supporting some $20 bil- горизонт Ogallala, который располагается на территории lion in agriculture. Critics argue a major leak could ruin восьми штатов и обеспечивает питьевой водой 2 млн челоthe drinking water and also devastate the Midwestern век, а также является опорой для развития сельского хозяйeconomy. TransCanada has argued that several state-of- ства, приносящего доходы в районе $20 млрд. Как утвержthe-art mechanisms will be put in place for the pipeline дают критики, крупная утечка может уничтожить источник питьевой воды и разрушить экономику Среднего Запада. that will ensure safety at its highest levels. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2013

SOURCE / ИСТОЧНИК: MAPS.COM

MARKETS

According to TransCanada spokesman Shawn Howard, the company will be monitoring the flow of crude on a 24/7 basis through a master control room in Edmonton. “Leaks will cause decrease in pressure in the pipeline and this will automatically shut down the flow of crude,” he said. While TransCanada has not spared any attempts to allay fears of a pipeline leak and its probable impacts, Hughes is sanguine Alberta’s oil sands producers will still need the Keystone XL pipeline system, even if the planned facility continues to face delays. At present, 90 percent of Alberta’s oil sands production of 2 million barrels per day is exported to the United States. But with output projected to reach 2.3 million next year and a further 2.5 million by 2015, it will be necessary to break into new export markets. With the province being landlocked, Canadian pipeline operators have launched several initiatives to export crude from the Pacific and Atlantic coasts. “The Houston and Mississippi markets are important for us and we need to be there as the refiners require heavy oil as feedstock. From an energy security perspective and also as a new market for Canadian heavy crude, there will still be a need for KXL,” Hughes noted.

Northern Option It was not the KXL, though, that was high on the minister’s agenda at the oil sands conference, but rather a “serious” initiative taken by the four western Canadian provinces of Alberta, Saskatchewan, Manitoba and the North West Territories (NWT) that grabbed the spotlight.

Представители TransCanada, в свою очередь, заявляют, что при строительстве трубопровода будет применен ряд самых современных приборов, которые обеспечат высочайший уровень безопасности. По словам пресс-секретаря TransCanada Шона Говарда, компания будет осуществлять непрерывный контроль потока прокачиваемого сырья через центральную диспетчерскую в Эдмонтоне. «В случае утечек давление в трубопроводе тут же снизится, и это автоматически остановит прокачку сырья», – сказал он. В то время как TransCanada не жалеет усилий, чтобы развеять опасения в отношении возможных утечек нефти и их возможных последствий, Хьюз уверен, что нефтепроизводителям Альберты все равно понадобится Keystone XL, даже если задержки со строительством трубопровода продолжатся. В настоящее время, 90% нефти, добываемой из нефтеносных песков Альберты (2 млн баррелей в сутки), экспортируется в США. Однако с учетом планов достичь уровня 2,3 млн в следующем году и 2,5 млн – к 2015 году, становится очевидной необходимость завоевания новых экспортных рынков. Так как провинция не имеет выхода к морю, канадские операторы трубопроводов выступили с рядом инициатив по экспорту сырой нефти с побережья Тихого и Атлантического океанов. «Для нас важны рынки Хьюстона и Миссисипи, и нам необходимо там оказаться, так как местные НПЗ в качестве сырья используют тяжелую нефть. С точки зрения энергетической безопасности, а также в контексте нового рынка сбыта канадской тяжелой нефти, необходимость в трубопроводе KXL в любом случае сохранится», – отметил Хьюз.

Северный вариант Однако первоочередное внимание министра на конференции по нефтеносным песчаникам было уделено не трубопроводу Keystone XL, а «серьезной» инициативе, предпринятой четырьмя западными канадскими провинциями – Альбертой, Саскачеваном, Манитобой и СевероЗападными территориями». Две из четырех провинций – Манитоба и СевероЗападные территории – располагают уже существующими системами экспорта/импорта зерна вдоль канадского участка Арктики. Хьюз отметил, что правительство Альберты вложит $1,5 млн в исследования компании Group Seven Generations (Ванкувер), разрабатывающей проект строительства совмещенной трубопроводно-железнодорожной экспортной магистрали, которая соединит Альберту с Аляской. В провинции также изучают вариант транспортировки дизельного топлива через порт Черчилл в Манитобе. Параллельно, совместно с правительством СевероЗападных территорий, проводится проработка ТЭО проекта строительства экспортной магистрали вдоль канадского участка Северного Ледовитого океана, отметил Хьюз. Все исследования должны быть завершены к середине 2014 года, что позволит определить направление дальнейших действий провинции Альберта. В соответствии с первоначальным планом, правительство Альберты намерено начать экспортные поставки с севера только после 2017 года. К тому времени вопрос целесообразности прокладки этого трубопровода будет более глубоко изучен с технической и коммерческой точки Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

● Cushing, OK, is one of the major oil transshipment hubs in the United States ● Кушинг, штат Оклахома, – один из крупнейших нефтеперевалочных пунктов в США

Of these, Manitoba and the NWT have existing grain export/import facilities along the Canadian portion of the Arctic. For its part, the Alberta government is funding a $1.5 million study being conducted by Vancouver-based Group Seven Generations for a pipeline-cum-rail export outlet from the province to Alaska, Hughes said. The province is also exploring options of shipping diesel through the Port of Churchill in Manitoba. In parallel, a study is also being conducted with the NWT government to establish the technical and financial feasibility of an export outlet along the Canadian portion of the Arctic Ocean, Hughes said. All studies are due to be completed by mid-2014, providing the way forward for Alberta. As per an initial plan, the Alberta government is aiming to start exports from the north only after 2017. But in the meantime, the study will take a closer look at whether such a pipeline would be technically and commercially feasible to build. In the absence of any major ports in the area, barring the Valdez terminal in Alaska, the study will also determine what kind of loading facilities will have to be constructed in the Canadian portion of the Arctic sea that would facilitate export of bitumen to not only China, but also other nations along the Pacific Rim. Peter Howard, CEO of the Canadian Energy Research Institute, takes a more realistic view and cautions that harsh winter and icy conditions in the Canadian portion of the Arctic, particularly the Beaufort Sea in the north, will be major challenges to be overcome. Permafrost conditions exist for six months in that area, Howard said, adding that the lack of a deep-water export port at the Beaufort Sea or in Alaska will be the biggest hurdles. But besides the route through the Arctic, Alberta is also putting its might behind two other pipelines that target Asia: the Enbridge Corp.-backed 525,000 b/d Northern Gateway; and the TransMountain Expansion or TMX of capacity 890,000 b/d that is being pioneered by yet another Calgary-based operator Kinder Morgan. While a final decision is awaited from Canadian regulators by this year end on the fate of the first pipeНефть и ГазЕВРАЗИЯ

зрения. При отсутствии крупных портов в регионе (за исключением терминала Вальдес на Аляске), исследование должно определить, какие наливные сооружения потребуется построить в канадском секторе Арктики, чтобы обеспечить экспорт битума не только в Китай, но и в другие страны тихоокеанского региона. Главный исполнительный директор Канадского энергетического исследовательского института Питер Говард высказывает более реалистичную точку зрения и предупреждает, что основными проблемами в канадской секторе Арктики и, в частности, в море Бофорта будут суровые зимние условия и обледенение. Геокриологические условия в этом районе существуют на протяжении шести месяцев, отметил Говард и тут же добавил, что отсутствие глубоководного экспортного порта в море Бофорта или на Аляске будет наиболее существенным препятствием. Однако, наряду с маршрутом через Арктику, в Альберте также серьезно поддерживают два других проекта, нацеленных на Азию: согласованный с компанией Enbridge Corp проект трубопровода Northern Gateway, имеющего пропускную способность 525 тыс. баррелей в сутки, и проект трубопровода TransMountain Expansion (TMX) с пропускной способностью 890 тыс. баррелей в сутки, инициированный еще одним оператором, компанией Kinder Morgan (Калгари). И пока канадские регулирующие органы готовят окончательное решение по трубопроводу Northern Gateway (оно ожидается к концу года), Kinder Morgan планирует представить правительству документацию с целью получения одобрения расширения трубопровода TMX. Усилия правительства Альберты по открытию экспортного канала с канадского побережья Тихого океана и Северного Ледовитого океана предпринимаются на фоне исторического события, произошедшего недавно в

SOURCE / ИСТОЧНИК: EIA

PHOTO / ФОТО: BLUEKNIGHT

РЫНКИ

#11 November 2013

line, Kinder Morgan is planning to submit documents later this year seeking government approval for TMX expansion. Alberta government’s efforts to open up an export outlet from both the Canadian Pacific Coast and the Arctic Ocean comes at a time when a little piece of history was made just recently at the Port of Metro Vancouver in the province of British Columbia along the Canadian Pacific Coast. On Sept. 27, a 75,000 deadweighttonne vessel set sail from the port with a cargo load of coking coal destined for the Finnish port of Pori. The ship will sail through the Northwest Passage, which is more than 1,000 nautical miles shorter than the traditional shipping route via the Panama Canal and will save time, fuel and reduce carbon dioxide emissions, but even more importantly increase the amount of cargo per transit by 25 percent. Given the harsh conditions in the Arctic Sea, at present shipping has been primarily restricted to small cargo vessels and ice-breakers, which supply northern Canadian communities. Undoubtedly, the eyes of Alberta’s producers will now be on the successful sailing of the vessel through the Northwest Passage.

Competitors On Alert But in the meantime, Alberta’s plans to build mega crude oil pipelines through the Arctic Sea will come with some other challenges and be more strategic in nature. Two leading OPEC member states, Saudi Arabia and Kuwait, have already set their eyes on China, South Korea and Taiwan with planned investments in grassroot refineries that will use Middle Eastern crude as feedstock on a long-term basis. Besides, as one of the world’s top producers, Russia has also stepped up efforts to transport incremental volumes of crude using the East Siberia Pacific Ocean pipeline. At present, Moscow supplies 15 million tons per year of crude oil through the four-year old pipeline. But that figure is projected to rise significantly over the next few years, as work is underway to increase the pipeline throughput. Canadian producers face a difficult task of entering the Chinese market, trying to squeeze into the available window of opportunity. According to industry officials and analysts, in the past four years Chinese state-owned oil companies have invested a total of more than $25 billion in either buying out Canadian operators or acquiring equity stakes in leading oil sands project companies in Alberta. “The expectation will be to take oil from Canada for refining in China,” said Michael Moore, a professor with the School of Public Policy at the University of Calgary. “But finding an export outlet through either the Pacific or the Arctic will be strategic. There is already the East Siberia Pacific Ocean pipeline.”

SOURCE / ИСТОЧНИК: EIA

MARKETS

порту Ванкувера (провинция Британская Колумбия) у тихоокеанского побережья Канады. 27 сентября судно грузоподъемностью 75 тыс. т вышло из порта груженное коксующимся углем и направилось в финский порт Пори. Корабль пройдет через Северо-Западный проход, который короче традиционного пути через Панамский канал на более чем 1 тыс. морских миль. Это позволит сэкономить время, топливо и сократить выбросы углекислого газа, а также, что еще важнее, – увеличить на 25% объем перевозимого груза. С учетом суровых условий Арктики, до настоящего времени судоходство там ограничивалось небольшими грузовыми судами и ледоколами, снабжавшими общины на севере Канады. Теперь можно не сомневаться, что добывающие компании Альберты будут пристально следить за плаванием судна через СевероЗападный проход.

Конкуренты не дремлют В то же время, планы Альберты по строительству мега-нефтепроводов в Арктике могут осложниться проблемами более стратегического характера. Два ведущих члена ОПЕК, Саудовская Аравия и Кувейт, уже «положили глаз» на Китай, Корею и Тайвань, и планируют инвестировать в строительство нефтеперерабатывающих заводов, которые в качестве сырья будут использовать ближневосточную нефть на долгосрочной основе. Помимо этого, один из лидеров мировой нефтедобычи – Россия, также активизирует усилия по увеличению объемов прокачки нефти за счет запланированного роста пропускной способности нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). В настоящее время Москва ежегодно поставляет 15 млн т нефти по этой магистрали, которая была построена четыре года назад. Ожидается, что в ближайшие несколько лет объем прокачки значительно вырастет за счет увеличения пропускной способности нефтепровода. Канадским нефтепроизводителям предстоит трудная задача по завоеванию китайского рынка, и для этого им нужно будет вовремя вписаться в окно возможностей. По сообщениям отраслевых чиновников и аналитиков, за последние четыре года государственные нефтекомпании Китая вложили более $25 млрд в приобретение канадских компаний-операторов или покупку пакетов акций ведущих компаний, осуществляющих проекты в нефтеносных песчаниках Альберты. «Предполагается поставлять нефть из Канады для переработки в Китае, – сказал Майкл Мур, профессор Школы государственной политики Университета Калгари. – Однако стратегической задачей является поиск экспортного канала через Тихий океан или Арктику, так как трубопровод „Восточная Сибирь – Тихий океан“ уже существует». Oil&GasEURASIA

PIPELINE INTEGRITY

Fighting Stress Побороть стресс

PHOTO: GAZPROM TRANSGAZ UFA / ФОТО: ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УФА

Elena Zhuk

The search for effective anti-corrosion methods is one of the major challenges in providing reliable operation of Russia’s nationwide gas transportation network

Поиск эффективных методов борьбы с коррозией – одна из приоритетных задач для обеспечения надежной работы газотранспортной системы страны

ротяженность газотранспортной системы (ГТС) «Газпрома» составляет сегодня более 168 000 км. Российская ГТС – самая длинная в мире, и обеспечение надежности ее эксплуатации является одним из ключевых вопросов как для самих газовиков в частности, так и для российской экономики в целом. По словам председателя диссертационного совета ООО «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ» Владимира Харионовского, уже более 50 лет успешно развивается направление технологической надежности, связанное с созданием оптимальных условий транспортировки газа с учетом единого режима системы и обеспечением требований производительности. Иначе обстоят дела с конструкционной надежностью, заниматься вопросами которой во «ВНИИГАЗе» начали позже, в 1970-х. В этой работе специалисты опирались на

azprom’s gas transportation system (GTS) is more than 168,000 kilometers long. It is the world’s longest grid and providing its operational reliability is an issue of critical importance for the national gas industry and Russia’s economy. According to Vladimir Kharionovsky, chairman of the Thesis Board at VNIIGAZ, for over 50 years this R&D Center has been successfully developing the technological reliability segment, creating optimal conditions for gas transportation while taking into account the system’s uniform operation mode and ensuring that performance targets be met. Things are different with structural reliability as this sector came to VNIIGAZ’s attention later, in the 1970s. In this field experts have relied on the work of oil industry scientists and the VNIIST R&D Center, Kharionovsky noted in his presentation at the 5th International Scientific Conference “Gas

Елена Жук

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

ЦЕЛОСТНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ ● Теchnological reliability is a

multifaceted issue, especially in the context of hardware, says Vladimir Kharionovsky ● Технологическая надежность, связанная с работой с «железом», оказалась многодельной, говорит Владимир Харионовский

Transportation Systems: Present and Future,” held Oct. 29-30 in the Moscow suburb of Razvilka.

Linking Technological and Structural Reliability GTS reliability is monitored by several systems, including the Integrity Control System (SUTSC). VNIIGAZ experts started shaping up the system in 2009 and two years later the work on regulatory support, structural changes and the database was completed. “So far we have insufficient resources to run the system for all gas transportation companies, so we are adjusting the timetable for gas pipeline overhauls, taking into account the SUTSC-based suggestions of the subsidiaries,” Sergei Nefedov, director of the of GTS Health and Integrity Management at VNIIGAZ, told the conference. The adjustment produces good results. Postponing major overhauls even for a year usually boosts expenses by 7 to 10 percent, but the use of SUTSC facilitated targeted distribution of detection and repair expenses, ensuring cost optimization. While the project financing in 2011– 2013 was reduced by about a third, the SUTSC-related adjustments helped complete 50 percent of the plan. According to Kharionovsky, technological reliability is a multifaceted issue, especially in the context of hardware. “And while in the 1970s even top-notch experts had no idea about the stress-strain state, today such knowledge is commonplace,” the scientist adds. In his view, the main methodological problem lies in providing a sound integration of technological and structural reliability through regulatory measures.

Caution: Stress Corrosion! To ensure structural reliability, professionals are increasingly focusing on stress corrosion, or the socalled stress corrosion cracking (SCC). Twenty-three years ago, the VNIIGAZ R&D Center identified the problem of pipeline stress corrosion at the first topical conference attended by Soviet and U.S. experts. While the mechanism of stress corrosion is still unknown, scientists decided to focus on studying the metal microstructure. ● Аccording to Sergei Nefedov, post-

ponment of major pipeline overhauls even for a year boosts expenses by 7 to 10 percent ● По словам Сергея Нефедова, перенос капремонтов магистралей даже на год увеличивает затраты на 7-10%

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

труды нефтяников и «ВНИИСТа», рассказал Харионовский, выступая с докладом на V Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», проходившей в подмосковном поселке Развилка 29-30 октября.

Технологическая и конструкционная надежность в одной связке Вопросам надежности ГТС уделяется внимание, в том числе, в рамках системы управления техническим состоянием и целостностью (СУТСЦ) ГТС. Создавать систему во «ВНИИГАЗе» начали в 2009 году, и уже через два года закончили работу по нормативно-методическому обеспечению, организационным изменениям и созданию информационной базы. «Пока не хватает ресурсов для того, чтобы запустить систему на все газотранспортные общества, поэтому сейчас проводим корректировки капитальных ремонтов газопроводов, с учетом анализа предложений дочерних обществ в рамках методологии СУТСЦ», – сообщил на конференции директор Центра управления техническим состоянием и целостностью ГТС ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Сергей Нефедов. Корректировка дает неплохие результаты. Перенос капитальных ремонтов даже на один год обычно приводит к увеличению затрат на 7-10%. Применение же СУТСЦ, обеспечившее адресное распределение затрат на диагностику и ремонт, позволило оптимизировать затраты. Учитывая, что финансирование проектов в 2011–2013 годах было сокращено примерно на треть от плана, за счет корректировки удалось добиться выполнения плана на 50%. По словам Харионовского, технологическая надежность, связанная с работой с «железом», оказалось многодельной. «И если в 1970-е годы в верхнем эшелоне специалистов не имели понятия о напряженно-деформированном состоянии, то сейчас все это стало азами», – говорит ученый. По его мнению, основная проблема в научно-методологическом плане – обеспечение связи технологической и конструкционной надежности за счет выполнения ряда работ нормативного характера.

Внимание: стресс-коррозия! В контексте обеспечения конструкционной надежности специалисты уделяют повышенное внимание стресскоррозии или коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН). Проблему стресс-коррозии газопроводов «ВНИИГАЗ» обозначил 23 года назад на первом тематическом симпозиуме с участием американских специалистов. До нынешнего времени механизм стресс-коррозии так и не выявили, но посчитали эффективным сконцентрировать научную работу на изучении микроструктуры металла. Там, где усилия ученых не увенчались успехом, на помощь пришла практика. Были проведены исследования по выявлению предрасположенности к стресс-коррозии труб из различных марок стали, особое внимание уделили выбору высокопрочных труб для проектов трубопроводов в сложных условиях. Высокие показатели надежности продемонстрировала сталь марки Х80, прошедшая испытания на полигоне в Копейске и использовавшаяся на трубопроводе Бованенково-Ухта. Менее надежной оказалась сталь Х100. «При проведении натурных испытаний трубопровода на Сардинии, организованных Европейской группой по исследованию трубопроводов, с приглашением специалистов „Газпрома“, а также специалистов из Японии и Канады,

#11 November 2013

● Pipeline bursts are the logical consequence of the lack of proper quality diagnostics ● Разрывы трубопроводов – логическое следствие некачественной диагностики состояния магистралей

The research was greatly helped by field work. Studies have been run to identify stress corrosion susceptibility levels for the pipes made of various grades of steel, with special focus on the choice of high-strength pipes for pipeline projects in challenging environments. High reliability was demonstrated by X80 grade steel, which was tested on the Kopeysk site and used in the Bovanenkovo-Ukhta pipeline. The X100 steel appeared to be less reliable. “In full-scale pipeline tests on Sardinia (organized by the European Pipeline Research Group and attended by Gazprom specialists and experts from Japan and Canada) the crack in the pipes made of X100 steel stopped nowhere, from the initial to the final test,” comments Kharionovsky.

Smart Pigging – Weapon of Choice in Fighting Stress Corrosion In the early 2000s, the need to resolve practical issues related to stress corrosion diagnostics spurred development of in-line inspection pigs. According to experts, today’s non-destructive testers, a tool of choice for stress corrosion control, can detect clusters of cracks with a high degree of accuracy. In general, a set of diagnostics measures – external and in-line inspection – includes examination by external flaw detectors and manual means of flaw inspection, the use of diagnostic and monitoring systems, and mobile computerized diagnostic systems. According to Igor Vyalykh, head of Laboratory for Technical Diagnostics of Pipelines and Equipment at Gazprom VNIIGAZ, in-line inspection is the largest and most informative part of pipeline inspection in terms of evaluating its technical condition and reliability period. Currently, VNIIGAZ is finalizing bench tests and next year its experts plan to run full-scale tests of flaw scanners used in GTS diagnostics. After all, despite the smart pigging technology being over 10 years old, appropriate require-

от начального до конечного момента испытаний трещина в трубах из стали Х100 нигде не остановилась», – комментирует Харионовский.

ВТД – главное оружие в борьбе со стресскоррозией Необходимость решать практические задачи диагностики стресс-коррозии послужила в начале 2000-х толчком к развитию дефектоскопических снарядов. По мнению специалистов, сегодня соответствующие средства инструментальной дефектоскопии, «стресс-коррозионники», могут с высокой степенью точности выявлять колонии трещин. В целом, комплекс мероприятий системы диагностики, разделяемый на наружное и внутритрубное обследование, включает обследование наружными сканерами-дефектоскопами и ручными средствами дефектоскопии, применение систем диагностики и мониторинга, самоходных роботизированных диагностических комплексов. По словам начальника лаборатории технической диагностики трубопроводов и оборудования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Игоря Вялых, внутритрубная дефектоскопия является самой массовой и наиболее информативной частью комплекса диагностических работ по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации. Сейчас во «ВНИИГАЗе» заканчиваются стендовые испытания и со следующего года готовятся перейти к натурным испытаниям сканеров-дефектоскопов, которые применяются при диагностике ГТС. Ведь, несмотря на то, что история применения современных средств внутритрубной диагностики (ВТД) насчитывает более 10 лет, требования к ним так и не систематизированы, равно как и требования к стендам для испытания этих средств и самих труб. По мнению начальника Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Александра Проскурякова, задачей номер один является нормативное закрепление обязательного проведения ВТД для вновь построенных трубопроводов. «Сейчас ситуация улучшилась, а в 1990-х было тяжело, – рассказал НГЕ ведущий инженер ООО «Газпром трансгаз Уфа» Роберт Аскаров. – Внутритрубная диагностика нас спасла. С 2003 года у нас по причине классического продольного КРН аварий не было. В своем докладе я сосредо-

SOURCE: GAZPROM VNIIGAZ / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ

PHOTO: GAZPROM TRANSGAZ UFA / ФОТО: ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УФА

PIPELINE INTEGRITY

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

ments have not been standardized for scanners, test benches or pipes. The number one task is mandatory regulatory enforcement of the in-line inspections for all new pipelines, thinks Alexander Proskuryakov, head of Gazprom’s Department of Transportation, Underground Storage and Utilization of Gas and Gas Condensate. “Now the situation has improved, but in the ‘90s it was difficult. The in-line inspection saved us,” Gazprom Transgaz Ufa lead engineer Robert Askarov told OGE. “Since 2003, the standard, axial SCC secured a record without a single pipe failure. My presentation focused on the lateral SCC since in our regions out in the Urals two out of three SCC’s are lateral.” They are more difficult to diagnose, notes Askarov. “Unfortunately, the in-line detectors ‘slip’ lateral SCC because narrow zones are harder to detect. Also, lateral SCC progresses slightly faster than the axial one. The axis of the deflection sinks, the crack opens and it’s wider than in the case of axial SCC. This results in fractures and other problems, such as explosion and fire, as with axial SCC,” explains Askarov. In his opinion, the data coming from in-line detectors is much better now, and linked to the particular project, too. In addition to using smart pigging for SCC diagnostics, Gazprom Transgaz Ufa also deploys probing tools. Other Gazprom Transgaz experts agree that inline inspection is the only efficient method of SCC detection. “The results are very helpful in our work,” an expert told OGE. “Many colleagues will agree that the

In our regions out in the Urals two out of three stress corrosion cracks are lateral. В нашей уральской зоне из трех КРН два – поперечные. tools are not perfect and they fail to detect all corrosive elements. However, it doesn’t mean that we’re cancelling these activities, on the contrary. If they reveal 50 percent of the flaws, that’s a lot.” Instead, specialists talk about improving flaw detectors. “What impressed me in one of today’s presentations was the fact that in pipelines with many bends they installed an additional flaw detector. The sensors should be more sensitive,” the source added.

Solving the SCC Issue Since 2000, Gazprom’s GTS uses only domestic in-line detectors produced by such companies as Spetsneftegaz, Orgenergogaz, Spektr. The development of more accurate in-line inspection tools is the first step en route to solving the problem of SCC, says Kharionovsky. “Secondly, we must improve the current repair technology at the stage of routine inspection, when the operators study the stress corrosion defects. We also must develop good technology that fights corrosion cracks,” Kharionovsky told OGE. “Thirdly”, says the scientist, “we already have a framework, and there are repair plants and sites in Kopeisk, Krasnodar and Yugorsk, which handle pipes with stress corrosion. We need to improve rejection methods and provide reliable protective coating. It’s desirable, despite the slight increase in cost, to coat the stress corrosion pipe with polypropylene to ensure a longer life-cycle.”

ЦЕЛОСТНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ ● Lateral stress corrosion cracks are more

difficult to diagnose, warns Robert Askarov ● Поперечные КРН сложнее поддаются

диагностированию, предупреждает Роберт Аскаров

точился на поперечном КРН, поскольку в нашей уральской зоне из трех КРН два – поперечные». Последние, отмечает Аскаров, сложнее поддаются диагностированию. «К сожалению, ВТД „проскакивает“ поперечный КРН, потому что узкую зону сложнее выявить. Кроме того, поперечный КРН развивается чуть-чуть быстрее продольного. Стрелка прогиба опускается, трещина раскрывается, и она шире, чем в случае продольного КРН. Образуется излом и другие неприятные последствия. Такие же, со взрывом и возгоранием, как при продольном КРН», – объясняет Аскаров. По его мнению, данные ВТД сегодня значительно улучшились, и обеспечивается привязка к проекту. Дополнительно к применению снарядов-дефектоскопов для диагностики КРН в «Газпром трансгаз Уфа» используют шурфование. Внутритрубную диагностику считают единственным эффективным способом обнаружения КРН и сотрудники других подразделений «Газпром трансгаза». «Результаты очень помогают в работе, – говорит один из них. – Со мной согласятся многие коллеги, эти средства несовершенны, все коррозионные составляющие не показывают. Но вопрос ни в коем случае не ставится об отказе от этих мероприятий. Если они покажут нам состояние дел даже на 50%, это уже много». Специалисты, скорее, видят необходимость в совершенствовании дефектоскопов: «В одном из сегодняшних докладов мне импонировало, что в месте трубопроводов, где много изгибов, был установлен дополнительный дефектоскоп. Датчики должны быть более чувствительными».

Как решить проблему КРН Начиная с 2000 года, на ГТС «Газпрома» применяются средства ВТД только российского производства, таких компании, как «Спецнефтегаз», «Оргэнергогаз», «Спектр». Разработка более точных внутритрубных дефектоскопов – первый шаг на пути к решению проблемы КРН, считает профессор Харионовский. «Во-вторых, нужно усовершенствовать технологию текущего ремонта на стадии, когда проводят плановое обследование и эксплуатационщики рассматривают дефекты стресс-коррозии, и иметь хорошие технологии для устранения коррозионных трещин», – ска-

SOURCE: GAZPROM VNIIGAZ / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2013

PIPELINE INTEGRITY SOURCE: GAZPROM VNIIGAZ / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ

зал Харионовский НГЕ. «В-третьих, – говорит ученый, – у нас уже есть концепция, и есть ремонтные заводы и базы в Копейске, Краснодаре и Югорске, куда могут направляться трубы со стресс-коррозией. Нужно усовершенствовать методы выбраковки и обеспечить надежное защитное покрытие. Желательно, даже невзирая не некоторое повышение стоимости, покрывать стресскоррозионные трубы полипропиленом¸ который гарантирует более длительный срок эксплуатации». Говоря о схожем зарубежном опыте, Харионовский выделяет канадские «широтные» газопроводы, на которых наличие большого числа стресс-коррозионных дефектов в технологическом плане напоминает ситуацию на российских газопроводах. При этом, ученый считает, что уровень с точки зрения технологического обеспечения ремонта за рубежом примерно такой же, как в России: «Методы ремонта могут быть теми же самыми. Но, например, методы ремонта муфтами там более разнообразны, то есть используется большее число вариантов муфт. Полипропиленовое покрытие тоже применяется». «Большая часть газопроводов эксплуатируется свыше 20 лет, при этом более чем у трети из них срок эксплуатации превысил нормативный ресурс, 33 года, или приближается к нему. Как показывает практика, отказы на газопроводах с большим сроком службы связаны, прежде всего, с коррозионными повреждениями материала стенок труб по причине выхода из строя изоляционного покрытия», – отмечает Вялых. Эксплуатационщики, в то же время, отмечают, что срок службы полипропиленового покрытия обычно составляет около 10 лет, и в условиях, когда трубопровод эксплуатируется более 30 лет, оно практически полностью теряет свои защитные свойства.

Talking about similar foreign experience, Kharionovsky highlights Canada’s “lateral” pipelines, where a large number of stress corrosion defects resemble the situation on the Russian pipelines from the technological viewpoint. The scientist believes that overseas repair technologies are largely the same as in Russia: “The repair methods may be the same. But, for example, they have wider range of repair methods using split couplings, that is, they use a larger number of different couplings. Polypropylene coating is used, too.” “Most of the pipelines have been in operation for over 20 years, while more than a third have already exceeded their design lifetime of 33 years or are approaching it. Track records suggest that failures in aged pipelines are chiefly associated with corrosion damage of the pipe walls, which stems from damaged insulation coating,” says Vyalykh. At the same time, the operators note that the service life of the polypropylene coating is usually about 10 years, meaning that over time its protective properties are completely lost in pipelines operated for 30 or more years.

Ремонтировать нельзя удалить

Несмотря на то, что в последние годы с развитием снарядов-дефектоскопов проведена большая работа в области ликвидации дефектов труб, остается открытым ряд вопросов. Трубы с какими дефектами КРН подлежат ремонту, Repair or Replacement? Despite the fact that substantial work has been можно ли ремонтировать такие трубы в трассовых услоdone in recent years to eliminate pipeline defects using виях, или ремонт нужно производить только на заводе? По мнению Харионовского, в in-line inspection, a number of quesпринятую методику отбраковки tions remain. What SCC defects can be труб в трассовых условиях необfixed? Is it possible to repair pipes with ходимо добавить пункты о проsuch defects in field conditions or must гнозе, сколько лет прослужит they be sent to a repairs plant? According труба, если трещина будет остаto Kharionovsky, the adopted rejection новлена благодаря ремонтным methodology for field conditions must работам. На конференции также include a forecast on how many years a Pipeline’s design lifetime прозвучало предложение созpipe will serve if the crack is remedied дать каталог дефектов труб для through repair. The conference memНормативный ресурс трубопровода принятия решений по ремонтоbers also proposed to create a catalogue пригодности. of pipe defects, for easier decisions on «Успех в деле все-таки достигается тогда, когда наши maintainability. “And yet, we can achieve success when our research научные центры работают совместно с производственниcenters work together with the industry,” concluded ками», – отметил Харионовский. Залогом успешного разKharionovsky. In his view, the key to successful develop- вития направления он считает возврат к активным работам ment lies in returning to intensive work on the pipelines на трассах трубопроводов и проведению достаточного and running a sufficient number of full-scale tests whose количества натурных испытаний, количество которых в последние годы значительно сократилось. numbers have dropped significantly in recent years.

years года

Oil&GasEURASIA

LEGISLATION

PHOTO / ФОТО: UNCOMMON READING

Unconventionals in Russia: Legal Aspects Правовые аспекты освоения нетрадиционных ресурсов России

Jennifer Josefson and Alexandra Rotar, King & Spalding law firm

Дженнифер Джозефсон и Александра Ротарь, юридическая компания King & Spalding

he unconventional resource boom that hit the United States and Europe had gone relatively unnoticed in Russia until recently. Ignoring the world’s fascination with the potential of unconventional hydrocarbon resources, Russia repeatedly downplayed their importance and maintained its focus on the development of its rich conventional reserves. That was until in the fall of 2012 when Russia suddenly re-engaged in intense drafting of legislation for tax incentives related to tight oil that came to life one year later. The tax incentives, enacted in July 2013, have been an offspring of the burst of Arctic deals between Rosneft, a state-controlled oil company, and foreign investors. While the political will appears to be behind the reforms and the economic benefits are promising, the question, however, remains whether this reform will

ум в разработке нетрадиционных ресурсов, уже охвативший США и Европу, в России до недавнего времени оставался относительно незамеченным. Игнорируя всеобщее восхищение потенциалом нетрадиционных углеводородных ресурсов, в России неоднократно преуменьшали их значимость, продолжая концентрировать внимание на разработке своих богатых запасов традиционных источников углеводородного сырья. Так продолжалось до осени 2012 года, когда российские законодатели внезапно вернулись к интенсивному обсуждению проекта закона о налоговых льготах для компаний, добывающих трудноизвлекаемую нефть, который был введен в действие год спустя. Закон о налоговых льготах, вступивший в силу в июле этого года, стал следствием активизации «Роснефти» в заключении ряда сделок с зарубежными инвесторами по освоению арктических ресурсов.

Jennifer Josefson is a partner in King & Spalding’s Global Transactions Practice Group. Alexandra Rotar is an associate in King & Spalding's Global Transactions Practice. They are based in Moscow.

Дженнифер Джозефсон – партнер практики международных сделок юридической компании King & Spalding. Александра Ротарь – юрист практики международных сделок, King & Spalding. Дженнифер и Александра работают в московском офисе компании. Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

grow into a comprehensive regulation for unconventionals in Russia or remain a one-time, partial solution for a piece of the larger Arctic deals.

Legislation: The First Attempt Although Russia has outwardly acted coolly to unconventional development, the 2013 amendments establishing tax incentives are not the Russian legislature’s first attempt at tackling the economic hurdles of unconventional development. The first attempts to establish regulation related to Russian unconventional development date back to 1998 when Russia introduced a package of economic incentives to encourage the development of tight oil. The 1998 measures provided for tax relief with respect to oil reserves qualifying as “hard to extract.” The determination as to whether an oil reserve was “hard to extract” was made by the State Reserves Committee on a case-by-case basis upon an application from a subsoil user. In its determination, the State Reserves Committee relied on certain, non-exhaustive, “temporary criteria for qualifying oil reserves as hard to extract” developed by the Ministry of Natural Resources for that purpose. However, by 2002, the 1998 measures had been abolished in the course of tax reform that replaced various mandatory payments related to subsoil use by a unified mineral extraction tax. Since then there have not been any significant legislative developments with respect to Russian unconventional reserves until the end of 2012.

Lost in the Fog The lack of legislative development with respect to unconventional reserves in Russia has created a number of obstacles for the potential development of these high-cost unconventional plays. Among other things, at the most basic level, Russia does not have a commonly agreed legal definition of what constitutes an unconventional reserve. It has remained largely debated whether such definition should be based on geological, technological or economical criteria. In the absence of such general definition, Russian legislation relies on various criteria, which differ in their interpretation of what resources should be treated as unconventional. For example, the Russian PSA Law, adopted in 1996, provides that a production sharing agreement can be granted, among other things, “when development of a field requires application of special costly technologies for extraction of significant volumes of hard to extract subsoil reserves in difficult geological conditions.” Nevertheless, while the PSA Law provides this possibility, this definition has never been put into use for an unconventional reservoir development, all production sharing agreements currently in operation in Russia were granted for conventional reserves prior to the PSA Law’s entrance into force. Furthermore, in many cases, these “difficult” reserves have not been recognized as recoverable reserves and, therefore, are not included in the States’ official calculation of national reserves and in such case they are not included as “discovered” reserves in the individual subsoil licenses for blocks in which the unconventional reserves are located. This means that the respective subsoil license holders formally do not have the right to develop such Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО В то время как за реформой стоит политическая воля, и экономические выгоды представляются многообещающими, остается вопрос, приведет ли она к принятию системного законодательства по нетрадиционным ресурсам в России, или останется разовым, частичным решением для ряда крупных сделок по Арктике.

Законодательство – первая попытка Хотя внешне Россия достаточно холодно относилась к разработке нетрадиционных ресурсов, поправки 2013 года, устанавливающие налоговые льготы, не являются первой попыткой российских законодателей преодолеть экономические барьеры для разработки этих ресурсов. Впервые такие попытки предпринимались в 1998 году, когда Россия ввела пакет мер экономического стимулирования для поддержки добычи трудноизвлекаемой нефти. Меры 15-летней давности предусматривали налоговые льготы в отношении запасов нефти, определяемых как «трудноизвлекаемые». Относится ли нефть к категории «трудноизвлекаемой», государственная комиссия по запасам (ГКЗ) тогда определяла в каждом конкретном случае на основании заявки от недропользователя. В принятии решений ГКЗ основывалась на «временных критериях классификации запасов нефти как трудноизвлекаемые», разработанных для этой цели Министерством природных ресурсов, которые не носили исчерпывающего характера. Однако к 2002 году, меры 1998 года были отменены в ходе налоговой реформы, заменившей связанные с недропользованием обязательные платежи единым налогом на добычу полезных ископаемых. С того времени до конца 2012 года в отношении нетрадиционных запасов в России не было разработано никаких значительных законодательных актов.

Ресурсы, окутанные туманом Отсутствие развития законодательства по нетрадиционным запасам в России привело к возникновению ряда препятствий для потенциальной разработки нефтегазовых пластов, требующей крупных инвестиций. Помимо прочего, на самом базовом уровне, в России нет общепринятого юридического определения нетрадиционных запасов. Не сложилось единого мнения в отношении в отношении критериев, на которых должно основываться данное определение, – геологических, технологических или экономических. В отсутствие такого основополагающего определения, российское законодательство использует различные критерии, которые отличаются в интерпретации того, какие ресурсы должны считаться нетрадиционными. Так, например, принятый в 1996 году российский закон «О соглашениях о разделе продукции» (СРП) предусматривает, что СРП может заключаться в том числе и тогда, когда разработка данного месторождения требует использования специальных высокозатратных технологий для добычи трудноизвлекаемых, значительных по объему запасов полезных ископаемых, находящихся в сложных горно-геологических условиях. Тем не менее, хотя закон об СРП предусматривает такую возможность, это определение на практике никогда не применялось для разработки нетрадиционных залежей, и все СРП, действующие сегодня в России, были подписаны в отношении традиционных запасов еще до вступления в силу закона об СРП. Более того, во многих случаях такие «трудные» запасы не признавались извлекаемыми и, следовательно, не включались в официальный подсчет национальных запасов; в таком слу-

#11 November 2013

● Тhe amendments passed by Russian lawmakers in July should

stimulate production of tight oil. ● Поправки, принятые в июле российскими законодателями, призваны стимулировать добычу трудноизвлекаемой нефти.

reserves until they go through the process of exploration and discovery. In order to develop unconventional reserves that are not included in the State’s calculation of reserves, the subsoil user must provide detailed evidence of the reserves’ existence to the State authorities and apply for their registration in the State balance of reserves which requires an expert opinion of a special commission within the Federal Agency for Subsoil Use and a formal decision of the Federal Agency for Subsoil Use on inclusion of reserves in the State balance of reserves. In addition, as unconventional reserves are not legally differentiated from conventional reserves, it makes it difficult to split the rights for the development of conventional reserves from the development of unconventional reserves during the licensing process or after a subsoil license is issued if the company holding the subsoil license would like to diversify the cost and risk of developing the unconventional reserves by partnering with other companies for the development of the unconventional reserves, while maintaining its sole right to develop the conventional reserves in the license area.

July 2013 Tax Amendments In 2012, the Ministry of Finance produced a draft law that establishes tax breaks for development of fields with tight oil. The tax breaks have been elaborated in pursuance of the order issued by then-Prime Minister Vladimir Putin in May 2012, that ordered the development of a package of stimulus measures for unconventional oil. The provision of tax breaks for fields with tight oil was the centerpiece of the package. In July 2013, the federal law that was developed on the basis of the 2012 draft of the Ministry of Finance, was adopted and brought the tax breaks for tight oil to life on Sept. 1, 2013. The tax breaks reduce the subsoil use rates for the mineral extraction tax for fields that are located in specific geological formations listed in the law, being the Bazhenov, Abalak, Khadum, Domanic and Tyumen formations, or meet certain criteria with respect to the level of rock permeability and effective oil formation thickness as determined on the basis of data from the State balance of reserves. These lower tax rates can only be applied after the respective reserves are registered with the State balance of reserves which requires an expert opinion and a formal decision of the state authorities as discussed above. The tax breaks can be applied starting from the first year in which the level of reserve extraction of the

PHOTO/ФОТО: WORDPRESS

LEGISLATION

чае они также не включались в качестве разведанных запасов в отдельные лицензии, дающие право на разработку недр в блоках, содержащих нетрадиционные запасы. Это означает, что соответствующие недропользователи формально не имеют права разрабатывать такие запасы до тех пор, пока они не пройдут стадии геологоразведки и официального открытия. Для разработки нетрадиционных запасов, не включенных в государственный баланс, недропользователь должен представить госорганам подробное обоснование наличия этих запасов и подать заявление на их регистрацию в Государственном балансе запасов полезных ископаемых (ГБЗ), для чего потребуется экспертное заключение специальной комиссии Федерального агентства по недропользованию (Роснедра) и формальное решение Роснедр о включении данных запасов в Государственный баланс. Кроме того, поскольку закон не проводит точной границы между традиционными и нетрадиционными запасами, трудно разделить права на разработку традиционных и нетрадиционных запасов в ходе лицензирования или после выдачи лицензии на пользование недрами, если компанияобладатель лицензии хочет диверсифицировать стоимость и риск разработки нетрадиционных запасов, вступая в партнерство с другими компаниями с целью разработки данного вида запасов, но при этом сохраняет исключительное право на разработку традиционных запасов лицензионного блока.

Законодательство: поправки в налоговое регулирование от июля 2013 года В 2012 году Министерство финансов подготовило проект закона, устанавливающего налоговые льготы при разработке залежей нефти в низкопроницаемых пластах. Эти льготы были разработаны во исполнение изданного в мае 2013 года приказа Владимира Путина, на тот момент занимавшего пост премьер-министра, о подготовке пакета мер по стимулированию добычи нетрадиционной нефти. Главным элементом пакета стало положение о налоговых льготах для нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами. В июле 2013 года был принят закон, разработанный на основе проекта, подготовленного Минфином в 2012 году. В соответствии с этим законом, налоговые льготы для залежей нефти в низкопроницаемых пластах были введены в действие с 1 сентября 2013 года. Налоговые льготы заключаются в снижении ставки налога на добычу полезных ископаемых для месторождений, которые расположены в особых геологических формациях, перечисленных в законе, – Баженовская, Абалакская, Хадумская, Доманиковая и Тюменская свиты, или отвечают определенным критериям в отношении проницаемости горных пород и эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, определяемым на основе данных Государственного баланса запасов. Эти пониженные ставки налогообложения могут применяться только после включения соответствующих запасов в ГБЗ, для чего требуется экспертное заключение и формальное решение государственных органов, как указывалось выше. Налоговые льготы могут применяться, начиная с первого года, в котором уровень извлечения запасов залежи превысит 1%. Уровень извлечения запасов должен рассчитываться недропользователем в соответствии с порядком, установленным в Налоговом кодексе, с учетом величины накопленной добычи и начальных извлекаемых запасов. Закон предусматривает, что недропользователь будет освоOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

deposit exceeds 1 percent. The level of reserve extraction is to be calculated by the subsoil user in accordance with the procedure established in the Tax Code, taking into account the amount of cumulative production and the initial recoverable reserves. The law envisages that for the deposits in the Bazhenov, Abalak, Khadum and Domanic formations, the subsoil user will be exempt from the mineral extraction tax for a period of 15 years. The deposits in the Tyumen formation also benefit from a 15-year tax break, but the tax discount is only 20 percent. For the other deposits, the subsoil user will be eligible for a tax discount of either 60 percent or 80 percent of the total mineral extraction tax, depending on the level of rock permeability and effective oil formation thickness, for the period of 10 years.

September 2013 Arctic Amendments In September 2013 another set of amendments was adopted with respect to the Russian Tax Code and the Law of the Continental Shelf, that, among other things, formally recognized the possibility of a third-party joint venture company that performs as the operator for field exploration and development (a “JV Operator”,

Projected share of tight oil in Russia’s oil production in 2020. According to the Energy Ministry, tight oil today accounts for only 0.2 of the national oil output. Доля трудноизвлекаемой нефти в общей нефтедобыче в России к 2020 году. По данным Минэнерго, сегодня на этот тип сырья приходится лишь 0,2% от общего объема добычи. as opposed to the subsoil license holder itself) under an agreement that envisages risk sharing through payments based on the production of petroleum. The concept of a third-party operator and a risk-sharing service agreement had not been previously recognized under Russian law, creating a risk that the risk-sharing arrangements could be deemed invalid. As we discussed above, the inability to split the existing Russian subsoil licenses with respect to blocks that contain both conventional and unconventional deposits makes the risk-sharing structure for the development of the unconventional reserves rather attractive; therefore, the importance of the recent amendments recognizing such agreements and the role of a JV Operator cannot be underestimated. However, the respective amendments expressly reference the application of the JV Operator to offshore operations and therefore they do not eliminate the imperfections of regulation with respect to joint production of onshore deposits of tight oil. Moreover, the introduction of specific regulation with respect to offshore operations in the absence of such regulation with respect to onshore operations lends itself to be interpreted that the JV Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО божден от налога на добычу полезных ископаемых на период до 15 лет при извлечении нефти из таких горизонтов как Баженовский, Абалакский, Хадумский и Доманиковый. На залежи Тюменской свиты также распространяются налоговые льготы в течение 15 лет, но налоговая скидка составит 20%. По остальным залежам, недропользователь будет иметь налоговую скидку в размере 60% или 80% от общего налога на добычу полезных ископаемых, в зависимости от значения проницаемости пород и эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, на протяжении 10 лет.

Законодательство: сентябрьские поправки по Арктике В сентябре 2013 года был принят еще один пакет поправок в Налоговый кодекс России и закон «О континентальном шельфе». Помимо прочего, он допускает возможность того, чтобы совместное предприятие действовало в качестве оператора по разведке и разработке месторождений («оператор СП», в отличие от самого держателя лицензии) по соглашению, которое предусматривает разделение рисков посредством платежей на основе объемов нефтедобычи. В российском законодательстве раньше не существовало понятия стороннего оператора и сервисного соглашения о разделении рисков, в результате чего возникала опасность, что договоренности о разделении рисков могли считаться недействительными. Как говорилось выше, невозможность разделения существующих в России лицензий на недропользование на блоки, содержащие как традиционные, так и нетрадиционные залежи, делает структуру разделения рисков при разработке нетрадиционных запасов довольно привлекательной. В этой связи нельзя недооценивать важность недавних поправок, признающих силу таких соглашений, а также роль оператора СП. Однако в соответствующих поправках определенно рассматривается привлечение оператора СП к работам на шельфе, и, следовательно, они никак не устраняют недостатки законодательства в отношении совместной добычи нефти в низкопроницаемых коллекторах на суше. Более того, введение специальных нормативных документов по морским операциям, в отсутствие соответствующих нормативных документов по работам на суше, может быть интерпретировано так, что привлечение оператора СП и соглашения о разделении рисков, в целом, разрешаются лишь на морских месторождениях и недопустимы для добычи нетрадиционных запасов на суше.

Ликвидация отставания: экологические и технологические аспекты Несмотря на законодательные помехи, помимо потрясающих размеров потенциальных нетрадиционных запасов, Россия имеет одно значительное преимущество перед многими другими регионами с нетрадиционными запасами (такими как Европа) – это местоположение ее нетрадиционных запасов, которые находятся в недрах неосвоенных, ненаселенных площадей, преимущественно являющихся собственностью государства. По этой причине российским властям не придется вести переговоры относительно аренды лицензионных участков с сотнями и тысячами землевладельцев, как это часто происходит в США и Европе. Что касается экологических сложностей и движений, возникающих в результате проведения работ по разработ-

#11 November 2013

LEGISLATION Operator and risk-service arrangements, in general, are only permitted with respect to offshore operations and are not permitted for onshore unconventionals.

Catching Up: Environmental and Technical Despite the legislative obstacles, in addition to the shear size of Russia’s potential unconventional reserves, one advantage that Russia has over many other regions with unconventional reserves (such as Europe) is that its unconventional reserves are located under acreage that is undeveloped, unpopulated and primarily owned by the State. Therefore, the town hall proceedings and lease negotiations with hundreds to thousands of individual land owners that often occur in unconventional developments in the United States and Europe will be less of a challenge for unconventional development in Russia. With respect to the environmental challenges and movements surrounding unconventional development, Russia has used hydraulic fracturing (fracking) for many years for the extraction of conventional oil reserves. While fracking, in general terms, is occasionally referred to in Russian industrial safety and labor safety regulations, no legal definition or specific requirements are currently established by Russian law in this respect. As far as we are aware, to date there have not been any legislative initiatives with respect to establishment of special regulations for fracking in Russia. However, if unconventional development becomes more widespread in Russia, we would anticipate that the debate around the need to regulate fracking operations would be had in Russia as it has been elsewhere in the world. However, before fracking operations of the magnitude of a large unconventional development can become widespread in Russia, the industry will need to resolve the question as to where the companies will be able to resource the equipment from. There are a number of international and Russian oilfield service companies active in Russia; however, the current equipment inventory in Russia is unlikely to meet the demand of a large unconventional development (let alone the possibility of more than one unconventional development). With these needs in mind, due to the planned development of the Arctic and Russia’s unconventional resources on the horizon, the Russian government has initiated the development of legislation to establish greater domestic equipment manufacturing capacity and ensure growth in the oilfield sector. However, this legislation is still in relatively early stages of development and short-term needs will likely need to be sourced from equipment manufactured outside of Russia.

Will Russia’s Unconventionals Сome Оut of the Fog? Although implementation of Russian legislation governing unconventional resource development still has a way to go, this initiative is regarded by many as evidence of a new trend in state policy encouraging the development of unconventional reserves. That being said, Russia’s primary focus has been on tight oil reserves and there has been no visible legislative developments with respect to the potential development of Russian shale gas reserves.

ке нетрадиционных запасов, в России гидроразрыв пласта (ГРП) применялся на протяжении многих лет для извлечения традиционных запасов нефти. Хотя гидроразрыв в общих чертах и упоминается в российских нормативных документах по промышленной безопасности и охране труда, в законодательстве пока нет юридического определения или конкретных требований в отношении этого метода интенсификации работы скважин. Насколько нам известно, до настоящего времени в России не предпринимались какие-либо законодательные инициативы по разработке специальных нормативных документов для гидроразрыва. Однако если разработка нетрадиционных запасов приобретет более крупные масштабы, то можно ожидать, что в России, так же как и в других странах мира, будут проходить дебаты о необходимости нормативного регулирования операций по гидроразрыву. Однако прежде, чем ГРП в масштабе крупного проекта по разработке нетрадиционных запасов будет широко распространяться в России, промышленности предстоит решить вопрос о том, где компании смогут брать оборудование. В России работает ряд международных и российских нефтесервисных компаний, однако имеющееся сейчас в наличии оборудование вряд ли сможет удовлетворить потребности

The law envisages that for the deposits in the Bazhenov, Abalak, Khadum and Domanic formations, the subsoil user will be exempt from the mineral extraction tax for a period of 15 years. Закон предусматривает, что недропользователь будет освобожден от налога на добычу полезных ископаемых на период до 15 лет при извлечении нефти из таких горизонтов как Баженовский, Абалакский, Хадумский и Доманиковый. крупного проекта по разработке нетрадиционных запасов (не говоря уже о возможности реализации более чем одного проекта по разработке нетрадиционных запасов). С учетом этих потребностей и в связи с планируемой разработкой месторождений Арктики и российских нетрадиционных ресурсов, российское правительство начало разработку законодательства, которое бы способствовало увеличению объемов производства оборудования в стране и росту нефтяного сектора. Тем не менее, это законодательство пока находится на начальной стадии разработки, и потребности в ближайшем будущем придется, скорее всего, удовлетворять за счет оборудования, выпускаемого за рубежом.

Развеется ли туман над нетрадиционными ресурсами? Хотя до полной реализации российского законодательства по разработке нетрадиционных ресурсов еще довольно далеко, многие расценивают эту инициативу как новое направление госполитики, направленное на стимулирование разработки нетрадиционных запасов. С другой стороны, основное внимание в России сосредоточено на разработке запасов трудноизвлекаемой нефти, также следует отметить, что на сегодняшний день не наблюдается законодательных нововведений в отношении потенциальной разработки запасов сланцевого газа. Translated from English / Перевод с английского Oil&GasEURASIA

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Smooth Run ExxonMobil invests in R&D, offers competitive products in the industrial lubricants market

Как по маслу ExxonMobil вкладывает в науку и предлагает конкурентоспособную продукцию для рынка индустриальных масел PHOTO / ФОТО: EXXONMOBIL

Bojan Šoć

Боян Шоч

o the 10-hour transatlantic flight is behind you and the passport check was a breeze. You barely moved in your seat during the whole 10 hours, but your step is vigorous now as you head toward the baggage claim area. And there it is – your suitcase sails smoothly on the conveyor belt and then follows the curve to arrive right at the spot where you’re standing to pick it up. In the modern world we take many things for granted and cargo handling is certainly one of them. Gone are the times when hard manual labor was the main force behind moving heavy objects – muscled hands still do remove our bags out of a plane’s cargo bay, but it’s trucks and trolleys that haul them to airport buildings and then, with a little help again from luggage handling personnel, they’re placed on that very belt to make the final leg of their short journey. However, being the contemporaries of high tech age (i.e. spoilt brats of the 21st century), we often take technology for granted and tend to notice what equipment does for us only when it breaks down. And it does break down, occasionally. Underneath that conveyor belt is a worm drive, whose smooth run depends on a number of factors and a top-qual-

так, десятичасовой перелет через океан остался позади, а паспортный контроль занял не более минуты. Вы были практически неподвижны на протяжении всего полета, но теперь бодрой походкой направляетесь в зону выдачи багажа. А вот и он, ваш чемодан, словно парит по транспортной ленте, огибает поворот и доезжает до той самой точки, в которой уже находитесь вы. В современном мире мы привыкли принимать многое как данность, особо не вдумываясь в детали. Вот и в аэропорту ваша голова вряд ли сильно забита мыслями о разгрузочно-погрузочных операциях. Времена, когда груз перемещали, в основном, за счет тяжелого физического труда, остались в прошлом. Мускулистые руки, правда, и по сей день достают тяжеленные чемоданы и сумки из чрева самолета, но до зданий аэропортов их доставляют на тележках, после чего (здесь тоже не обойтись без помощи крепких мышц) ваш багаж наконец попадает на ту самую ленту, чтобы преодолеть последний отрезок своего короткого «путешествия». Будучи современниками эпохи высоких технологических достижений (иными словами – испорченными детьми XXI века), мы, тем не менее, зачастую воспринимаем те самые технологии, как нечто само собой разумеющееся, и нередко начинаем замечать все

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2013

PHOTO / ФОТО: EXXONMOBIL

LUBRICANTS

● James Carey briefs a group of Russia-based journalists during the tour of EMRE testing facilities ● Джеймс Кери рассказывает журналистам из России о работе EMRE центра в Полсборо

ity lubricant is definitely one of them. Manufacturing that lubricant, which provides maximum efficiency and boosts operational reliability, is a challenge that only the best-in-class global lubricant manufacturers can meet. Responding to that challenge requires knowledge, investment, a pool of dedicated scientists and engineers, almost a century-long tradition in lubricant manufacturing and a proven track record of R&D excellence. ExxonMobil seems to have it all. “At many U.S. and international airports worm gear runs on Mobil lubricants,” James Carey, one of our hosts at the ExxonMobil Research & Engineering Center (EMRE) in Paulsboro, NJ, tells me during a tour of EMRE facilities in early October. Carey is one of many ExxonMobil engineers who work at the Paulsboro facility, the U.S. energy giant’s premier asset in its drive toward excellence in industrial lubrication development. The sprawling research and engineering complex, located some 40 minutes from downtown Philadelphia, employs 350 people. A total of 2,500 specialists contribute to its success worldwide. As industry demands become more sophisticated, so do scientific solutions in lubricant manufacturing and today EMRE drives ExxonMobil’s success in providing high-performance lubricants across a whole range of industrial applications. Lubes and greases for gearboxes, gas engines, hydraulic equipment, solar and gas turbines and many other types of machinery and equipment are formulated and tested here before obtaining approvals for mass manufacturing. “Today, ExxonMobil is able to make a broad global offering for a number of key industry sectors including oil and gas, mining, general manufacturing, metals processing,” Dr. Tom Dietz, section head at ExxonMobil

то хорошее, что техника и оборудование делают для нас лишь тогда, когда они вдруг ломаются. А ведь технике время от времени свойственно ломаться. Под поверхностью той самой транспортной ленты неустанно крутится червячная передача, чья бесперебойная, плавная работа зависит от множества факторов, среди которых одним из важнейших является высококачественное масло. Выпуск такого продукта, гарантирующего максимальную эффективность в работе оборудования и повышающего его функциональную надежность, – это вызов, достойно ответить на который сегодня по плечу лишь мировым лидерам в области производства смазочных материалов высокого качества. Для того, чтобы справиться с таким вызовом нужны знания, инвестиции, пул преданных научному делу ученых и инженеров, почти вековые традиции производства масел и неоднократно доказанное на практике превосходство в области научных разработок. У ExxonMobil, похоже, все это есть. «Во многих аэропортах в США и за рубежом червячные передачи работают на масле Mobil», – рассказывает Джеймс Кери, один из специалистов Научно-исследовательского центра ExxonMobil (EMRE) в Полсборо, штат Нью-Джерси, примеривший на себя роль экскурсовода по цехам центра в ходе октябрьского визита группы журналистов из России. Кери – член команды инженеров ExxonMobil, трудящихся в центре, который является флагманом американского энергетического гиганта в области передовых разработок высококачественных индустриальных масел. Раскинувшийся на большой территории комплекс расположен в 40 минутах езды от центра Филадельфии. В нем трудятся 350 человек, а так или иначе свой вклад в успехи EMRE по всему миру вносят 2500 специалистов компании. Промышленники с каждым днем предъявляют все более высокие требования к качеству смазочных материалов, и для того чтобы идти в ногу с запросами рынка в EMRE сегодня разрабатывают продукты топ-уровня для широкого спектра отраслей, внося таким образом огромную лепту в успехи ExxonMobil. Здесь разрабатывают рецептуры масел и смазок для зубчатых передач, газовых двигателей, гидравлического оборудования, солнечных и газовых турбин и многих других видов техники и оборудования, и проводят испытания новых продуктов перед запуском их массового производства. «Сегодня ExxonMobil готов предложить широкую линейку продуктов в мировом масштабе для нужд целого ряда ключевых секторов промышленности, таких как нефтегазовая, горнодобываяющая, машиностроительная и металообрабатываяющая отрасли», – говорит руководитель подразделения индустриальных масел и смазок Том Дайц. По его словам, компания сегодня обладает одним из самых конкурентоспособных портфелей продуктов для промышленников. «На протяжении более 100 лет Mobil предлагает инновационные решения в области технологии смазочных материалов и выпускает масла, которые являются прорывными с технологической точки зрения», – добавил Дайц.

Быстрорастущее энергопотребление требует повышения эффективности Согласно Международному энергетическому прогнозу 2013 года, подготовленному EIA (Управление энергетической информации Минэнерго США), в период с 2010 Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

Rapid Energy Consumption Growth Calls for Efficiency According to EIA’s International Energy Outlook 2013, global energy consumption is expected to grow by 56 percent between 2010 and 2040. Within that period it’s slated to rise from 524 quadrillion British thermal units (Btu) in 2010 to 630 quadrillion Btu in 2020 and to 820 quadrillion Btu in 2040 (see chart). This demand will be chiefly driven by China, India, Russia, Brazil and other emerging economies. As conventional sources of energy become more scarce, oil and gas producers will have to broaden their focus and produce hydrocarbon reserves in remote locations and harsh climates, and develop unconventional resources, too. This means that not only would we need a lot more energy in 30 years, but it will be harder to produce and more expensive. Industries will also be affected by pricier energy and that new reality dictates the need for cost optimization and energy efficiency. An important role in securing both will undoubtedly be played by lubricants manufacturers whose smart solutions can help tools and equipment owners save money and spend less energy. And not only that. “The use of high-quality lubricants also helps reduce work safety risks and environmental harm. They extend intervals between oil changes, increase equipment uptimes and reduce leaks. Fewer lubricant changes mean less staff exposure to dangerous parts of the equipment. Also, a high-quality synthetic lubricant saves energy, meaning you burn less fuel to produce that energy and thus reduce emissions, which translates into smaller environmental harm,” Kirill Chervyakov, ExxonMobil Fuels and Lubricants EMEA marketing advisor told reporters. In his presentation entitled “New Look on Productivity” Chervyakov spoke at length about the advantages of Mobil industrial lubricants, which – besides high-quality products – also includes Mobil Planning and Engineering Service (Mobil PES), as well as Signum Oil Analysis, a sophisticated online program for monitoring in-use condition of Mobil lubricants. With six offices in Russia, one in Kiev, and a distributor in Kazakhstan, ExxonMobil is capable of providing a full package of products and services to clients, added Chervyakov.

Leading by Example Backing up his words, Chervyakov cited several proofs of Mobil lubricants’ performance in different industry segments. One such story described the case of Mobil SHC 524 lubricant used in a hydraulic system at an oil rig in Russia. The lubricant was operating successfully under a wide range of extreme ambient temperatures, ranging from -50 C to 30 C. With additional 8,000 hours monitoring, Mobil SHC 524 maintained its high performance properties and continued to provide customer benefits. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

по 2040 год мировое энергопотребление может увеличиться на 56%. Ожидается, что в течение этого периода оно вырастет с 524 квадриллионов британских тепловых единиц (БТЕ) в 2010 году до 630 квадриллионов БТЕ в 2020 году и 820 квадриллионов БТЕ в 2040 году (см. график). Повышение спроса в основном будут обеспечивать Китай, Индия, Россия, Бразилия и другие страны с переходной экономикой. По мере сокращения запасов традиционных источников энергии, нефтегазодобывающим компаниям придется расширять географию деятельности и добывать углеводороды в более удаленных районах, в условиях сурового климата, а также разрабатывать нетрадиционные ресурсы. Таким образом, через 30 лет не только спрос на энергию существенно вырастет, но и затраты на ее производство, которое, к тому же, станет более сложным. Дорожающие энергоносители затронут и экономику различных отраслей промышленности, что в условиях новой реальности подтолкнет промышленников оптимизировать затраты и повышать энергоэффективность производственных процессов. Вне всяких сомнений, важную роль в решении обеих задач будут играть производители смазочных материалов, продуманные решения которых позволят владельцам оборудования и механизмов экономить деньги и расходовать меньше энергии. И не только это. «При использовании высококачественных смазочных материалов происходит увеличение срока замены масла, повышается срок службы оборудования, сокращаются утечки. Если масло нужно менять реже, то и работать с опасными узлами приходится реже. Использование более хорошего синтетического материала приводит к экономии электроэнергии, для выработки которой нужно сжигать какое-то топливо. Таким образом, благодаря применению высококачественных масел уменьшается негативное воздействие на окружающую среду», – рассказал Кирилл Червяков, советник по маркетингу индустриаль-

World energy consumption in 1990-2040 Мировое энергопотребление в 1990-2040 годы Quadrillion Btu / Квадриллионы БТЕ 1,000

History /

Projections

Исторические показатели

Прогнозные значения

800

600

400

200

0 1990

2000

2010

2020

2030

Non-OECD / Страны, не входящие в ОЭСР OECD / Члены ОЭСР

2040

SOURCE / ИСТОЧНИК: EIA

Industrial Lubricants told our group of Russia-based journalists during the October visit. According to Dietz, the company boasts one of the broadest product portfolios in the industry. “For over a century, Mobil has been an innovator in lubricants technology and has manufactured breakthrough lubricants,” he added.

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

#11 November 2013

LUBRICANTS PHOTO / ФОТО: EXXONMOBIL

● Yan Cote is confident about

ных смазочных материалов в Европе, Африке и на Ближнем Востоке компании ExxonMobil Fuels & Lubricants. В презентации «Новый взгляд на производительность» Червяков подробно рассказал о преимуществах индустриальных смазочных материалов Mobil, к которым, помимо самих высококачественных масел, отнес и Службу планирования и инженерных работ Mobil (Mobil Planning and Engineering Service, Mobil PES), а также Signum Oil Analysis – комплексную интерактивную программу для мониторинга смазочных материалов Mobil в процессе их эксплуатации. У компании сегодня шесть офисов в России, один – в столице Украины, и дистрибьютор в Казахстане, что позволяет ExxonMobil предоставлять клиентам полный пакет продуктов и услуг, добавил Червяков.

ExxonMobil's prospects in Russia's industrial lubricants sector ● Ян Коте уверен в хороших перспективах бизнеса индустриальных масел ExxonMobil в России

Лидер подает пример

In Turkey, Mobil SHC 629 lubricants increased rolling speed by 55 percent at an aluminum plant while creating a $660,000 annual benefit generated from increased uptime, reduced labor and spare parts cost. In Germany, Ostendorf, the local maker of polypropylene pipes for sewerage systems strived to enhance energy efficiency and ultimately achieved an average 3.3 percent energy savings by using Mobil SHC Gear 220 oil. In Egypt, the use of Mobil Pegasus 805 oil extended the oil change interval on three Waukesha-produced gas engines from 750 hours to 1,500 hours and ensured perfect cleanliness of the engine parts. The engines were operated by an oil company, which saved an annual total of $136,000, covering oil, filter and productivity savings.

"Spider Plot" balanced lubricants formulation approach «Паутина» - концепция сбалансированной разработки рецептур смазочных материалов Gear & bearing protection / Защита редукторов и подшипников 10 Seal compatibility Фильтрующая способность

Rust & corrosion control Защита от ржавчины и коррозии

Oxidative stability Окислительная стабильность

Viscosity index & shear stability Индекс вязкости и стабильность к сдвигу

Air & water tolerance Воздухо- и водоотделение

Low temperature fluidity Текучесть при низких температурах Filterability Способность к фильтрации

Gear & bearing protection / Защита редукторов и подшипников 10 Oxidative stability Окислительная стабильность

Rust & corrosion control Защита от ржавчины и коррозии

Viscosity index & shear stability Индекс вязкости и стабильность к сдвигу

Low temperature fluidity Текучесть при низких температурах

Air & water tolerance Воздухо- и водоотделение Filterability Способность к фильтрации

Dotted line describes performance of oil produced by third-party manufacturer Red line describes performance of Mobil SHC 600 oil Пунктирная линия на схеме отражает результаты масел другой компании Красная линия на схеме отражает результаты масла Mobil SHC 600

SOURCE / ИСТОЧНИК: EXXONMOBIL

Seal compatibility Фильтрующая способность

В подтверждение своих слов он привел несколько реальных примеров, свидетельствующих об эффективности масел Mobil в разных отраслях промышленности. В одном из них речь шла о применении масла Mobil SHC 524 в гидравлической системе буровой установки, эксплуатировавшейся на нефтяном месторождении в России. Масло успешно работало в широком диапазоне экстремальных температур воздуха, от -50 °C до 30 °C. После дополнительных 8000 часов работы масло по-прежнему сохраняло свои рабочие характеристики и продолжало обеспечивать высокую эффективность в работе установки. На одном из алюминиевых заводов Турции применение масла Mobil SHC 629 позволило повысить скорость прокатного стана на 55%. Благодаря увеличению производительности, снижению трудозатрат и расходов на покупку запчастей владельцам завода в итоге удалось сэкономить $660 тыс. за год. Компания Ostendorf, крупнейший немецкий производитель полипропиленовых труб для канализационных систем, стремилась повысить энергоэффективность, и благодаря использованию редукторного масла Mobil SHC Gear 220 смогла сэкономить в среднем 3,3% расходуемой в производстве электроэнергии. В Египте применение масла Mobil Pegasus 805 позволило увеличить интервал замены масла на трех газовых двигателях Waukesha с 750 часов до 1500 часов с сохранением превосходной чистоты деталей двигателя. Агрегат эксплуатировался нефтяной компанией, а суммарная экономия составила приблизительно $136 тыс. в год за счет сократившегося расхода масла, фильтров и повышения производительности. Концепция производства технологически инновационных смазочных материалов Mobil лучше всего проиллюстрирована на «паутине» – диаграмме, которая показывает сбалансированный подход к разработке рецептуры масел за счет использования ряда параметров: окислительная стабильность, защита компонентов от износа, защита от коррозии, фильтрующая способность, стабильность к сдвигу и эксплуатационные свойства масел при экстремальных температурах. Стандарты качества очень высоки, и отвечающее рыночным требованиям масло должно демонстрировать высокие результаты по всем параметрам «паутины». В противном случае, оно вряд ли появится на рынке. «Мы действительно обращаем особое внимание на баланс эксплуатационных свойств масел. Мы знакомы с множеством технологий, которые позволяют добиться максимального результата за счет использования одних характеристик масел, но при этом имеют и недостатки в Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2013

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

PHOTO / ФОТО: EXXONMOBIL

● Competition in Russia's

industrial lubricants market is growing, notes Kirill Chervyakov ● Конкуренция на российском рынке индустриальных масел усиливается, отмечает Кирилл Червяков

The concept of technological innovation at Mobil Lubricants is demonstrated on the so-called “Spider Plot” – the balanced formulation approach that includes several parameters: oxidative stability, component wear protection, corrosion control, filterability, shear stability and extreme temperature performance. Quality standards are high and a market-bound lubricant needs to perform well in all of the Spider Plot segments. Otherwise, it will hardly reach the market. “We really focus on that balanced performance. We’ve seen a lot of technology that may be maximized in one area, but then deficient in other areas,” Angela Galiano-Roth, technology program leader at ExxonMobil Research & Engineering, Products Research & Technology told OGE. “For example, in the wind area there are products that may have good performance for

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

других аспектах, – рассказала НГЕ Анжела Гальяно-Рот, руководитель научно-технической программы по технологии индустриальных смазочных материалов ExxonMobil Fuels & Lubricants. – Так, например, есть масла, которые используются в работе ветроэнергоустановок, отличающиеся хорошей защитой редуктора, но при этом имеющие очень плохую фильтрационную способность. Мы стараемся правильно оценить продукт и максимально улучшить показатели всех параметров, а не только одного. Существуют разные варианты оценки эксплуатационных характеристик смазочных материалов, и в зависимости от отрасли промышленности и сферы применения продукта эта диаграмма может иметь различные оценочные параметры». Все эти параметры тщательно проверяются в центре в Полсборо. В ходе визита мы смогли посмотреть широкий спектр испытаний оборудования, которые обеспечивают соответствие масел Mobil высочайшим промышленным стандартам. Цеха оборудованы стендами с работающими двигателями, компрессорами и другим тяжелым оборудованием, на котором проводятся испытания в реальном времени, зачастую круглосуточно. Кроме того, на территории центра также расположен цех смешивания масел и лаборатория, в которой после блендинга выпускаются небольшие партии масел (вес самой маленькой – 8 г!) до того как продукт будет одобрен к массовому производству.

Ориентация на Россию Являясь одной из движущих сил развития мировой экономики и энергопотребления, Россия, естественно, имеет огромное значение для ExxonMobil Fuels & Lubricants.

gearbox protection, but have very poor filterability. We try to assess and maximize performance in all of these areas, not just one. There may be multiple dimensions of proven product performance, and depending on the industry and application that spider can have different assessment parameters.” All of those can be thoroughly tested at the Paulsboro facility. During our tour, we were able to witness a multitude of varied equipment tests that ensure lubricants match the highest industry standards. The facilities included stands with running engines, compressors and other heavy machinery performing tests in real time, often on a 24-hour basis, as well as blending facilities and a lab where small batches of oil (the smallest weighing as little as 8 grams!) are produced and tested before the lubricant can be approved for mass manufacturing.

Focus on Russia As one of the drivers of global economic and energy consumption growth, Russia undoubtedly is high on ExxonMobil Fuels & Lubricants’ agenda. In recent years, the Kremlin identified industrial modernization and energy efficiency as major goals and many global technology leaders, including ExxonMobil, are keen to be part of that effort, providing top-rate products that can help achieve those goals. “We are very excited about the Russian market as an opportunity for us, particularly to deliver value to the industries in Russia that we serve. The Russian industry has many challenges that we think we can help with, particularly in remote and very harsh operating conditions, cold climate and things of that nature,” Yan Cote, global business development advisor at ExxonMobil, told OGE. “So we feel that we have a very compelling offer with the technology and new products that we bring and the application expertise of both our field engineers and those engineers who work with the equipment builders from all around the world. So we feel confident that by continuing to put those efforts into the Russian market and delivering value to customers we’ll do well there.” According to Galiano-Roth, Russia is a promising market, bound to grow and offer high-quality lubricants manufacturers an excellent opportunity to contribute to overall success. “I think demand [for top-quality lubricants] in Russia is particularly growing in the steel industry and that is an opportunity where the use of energy-efficient lubricants will help optimize the manufacturers’ investments. Typically, energy-efficient products like Mobil SHC and some of our greases are synthetic technology, and they provide better energy savings compared to mineral oils, so I see this as a good opportunity,” she said. Noting the growing competition in Russia’s lubricants market, Chervyakov stressed that ExxonMobil is ready to go that extra mile to satisfy its clients. “Besides our products, we have another trump card – our technical support service. In Russia, as in other countries where we operate, we have a full-blown department of engineers who provide technical support to companies. That’s extremely important, I would say it’s an issue that is coming into the foreground today,” concluded Chervyakov.

● ExxonMobil/ЕМRЕ executives and their visitors from Russia

pose for a group photo ● Руководители ExxonMobil и EMRE в компании журналистов

из России

Не так давно руководство страны отнесло модернизацию промышленности и повышение энергоэффективности российских предприятий к числу основных задач промышленников, и многие мировые технологические лидеры, включая ExxonMobil, стремятся внести свой вклад в решение этих задач за счет поставок высококачественной продукции. «Мы с большим энтузиазмом смотрим на российский рынок, поскольку видим потенциал для повышения эффективности в отраслях промышленности, для которых работаем. Российская промышленность сегодня бросает множество вызовов, ответить на которые, на наш взгляд, мы сможем, особенно если речь идет о работе в удаленных районах, в суровых климатических условиях, при низких температурах и подобных сложностях, – рассказал НГЕ Ян Котэ, глобальный советник по развитию бизнеса ExxonMobil Fuels & Lubricants. – Мы готовы представить российским промышленникам очень привлекательное предложение благодаря наличию технологии и новых продуктов, а также опыта применения наших масел, которым обладают как полевые инженеры компании, так и их коллеги, работающие с производителями оборудования по всему миру. Мы уверены, что последовательная работа на этом рынке позволит удовлетворить потребности наших клиентов и добиться успеха в России». По мнению Гальяно-Рот, Россия представляет многообещающий рынок, который развивается и дает производителям высококачественных смазочных материалов прекрасную возможность внести вклад в общий успех. «Я думаю, что спрос [на высококачественные смазочные материалы] в России особенно растет в сталелитейной промышленности, и производители стали сегодня могут оптимизировать свои инвестиции за счет применения смазочных материалов, повышающих энергоэффективность производства. Как правило, такие продукты как масло Mobil SHC и некоторые наши смазки – это синтетические технологии, которые обеспечивают большую энергоэффективность, нежели минеральные масла, поэтому я здесь вижу хорошие возможности», – добавила собеседница. Отмечая усиливающуюся конкуренцию на российском рынке смазочных материалов, Червяков подчеркнул, что ExxonMobil готова прилагать дополнительные усилия для удовлетворения своих клиентов. «Кроме наших продуктов в числе основных козырей ExxonMobil Fuels & Lubricants я бы еще хотел выделить техническую поддержку. В России, как и на других рынках, у нас есть целый отдел, укомплектованный инженерами, которые осуществляют техническую поддержку предприятий. Это очень важно, я бы сказал, что это в настоящий момент выходит на первый план», – подытожил Червяков. Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: EXXONMOBIL

#11 November 2013

LUBRICANTS

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

REACH OUT TO THE BIGGEST B-2-B AUDIENCE IN RUSSIA’S PETROLEUM INDUSTRY! ● Trying to break into a new market? ● Want to expand your current pool of clients? ● Have a tool, technology or product that could be a hot sell in a vibrant market? ● Struggling to make an impact with a tight advertising budget? If any of the above, call our advertising managers NOW to book space in the next issue of Oil & Gas Eurasia. We offer the best rates for placement of corporate advertorials. Turnkey editorial services provided to tailor your needs. Our advertisers have a proven track record of generating new business through OGE.

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 499 678 2553 for details.

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» ЭТО КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К САМОЙ КРУПНОЙ B-2-B АУДИТОРИИ В РОССИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ! ● Пытаетесь выйти на новый рынок? ● Хотите расширить клиентскую базу? ● У вас есть технология/продукт, который может стать хитом продаж на динамично развивающемся рынке? ● Ограниченный рекламный бюджет мешает вам громко заявить о себе? Если на любой из вышеперечисленных вопросов вы ответили утвердительно, вам необходимо СРОЧНО связаться с нашими менеджерами по рекламе и забронировать площадь в следующем номере НГЕ. Мы предлагаем вам лучшие цены для размещения рекламных статей, а наш редакционный коллектив – профессиональную поддержку в создании материала. В том, что НГЕ – генератор нового бизнеса уже убедились десятки наших рекламодателей.

Убедитесь и вы!

Более подробную информацию вы можете получить по телефону: 8 (499) 678 2553

INCLINOMETERS

ADVERTORIAL SECTION

Stockholm Precision Tools AB Vigorously Expands in Russia Q & A with Orlando Rene Ramirez, CEO of Stockholm Precision Tools AB

«Н

OGE: Recently, SPB AB opened a new service center in the province of Tatarstan. Could you describe its functions in more detail? Ramirez: In early October, we announced the opening of a service center in Aznakayevo, Tatarstan. This project has been implemented in a consortium

НГЕ: Недавно стало известно, что уже открыт новый сервисный центр Stockholm Precision Tools AB в Республике Татарстан, расскажите подробней, какие функции выполняет центр? Рамирез: В начале октября мы объявили об открытии сервисного центра в г. Азнакаево, Республике Татарстан. Этот проект реализуется в консорциуме со специалистами крупнейшей сервисной компании России, ООО «Инновации в бурении». Работа сервисного центра направлена на обслуживание и техническую поддержку клиентов в Поволжье и Западной

il&Gas Eurasia: Given SPT AB’s standing in the global services sector, its arrival in Russia was fully justified. What prospects do you see here? What can the Russian branch of Stockholm Precision Tools AB offer to local clients? Orlando Rene Ramirez: It’s true that much has changed since we opened Stockholm Precision Tools AB’s Russian branch here in Moscow. The branch has evolved from a simple trade rep office into a fully fledged ● Stockholm Precision Tools market player that fosters long-term AB CEO Orlando Rene Ramirez relationships with customers and pos- ● Гендиректор Stockholm sesses its own resources. We need Precision Tools AB Орландо to stress that our company’s poli- Рене Рамирез cy is based on ensuring an individual approach to every client, considering his needs, and providing timely high precision, reliable tools and top-quality service. Providing all of the above is easier if you are based near your client, so we opened two SPT AB branches in Moscow, a service center and a training center for our Russian and CIS customers. Here we provide maintenance service and equipment repair for all our clients, and their staff can also enroll for training in order to learn how to use new equipment. Also our branch provides fast-track equipment delivery without wasting substantial amounts of time on customs clearance and other formalities. Yet the success of Stockholm Precision Tools AB is based, above all, on the unique character of our products. Presently we are unveiling to the Russian market a high-tech continuous gyroscopic inclinometer GyroTracer Directional. The tool has been well received by our Russian clients, it’s technologically innovative and has several advantages over Russian and foreign gyro inclinometers – high precision and continuous recording under stress load conditions at up to 103 MPa pressure and up to 150 C temperature and optimal weight and size parameters. Also, it does not require pre-calibration and in-mouth orientation prior to the measurement. We have received good feedback from our Russian clients. Recently, Bashneftegeofizika provided a positive review of GyroTracer Directional, noting that “preparation for measurements takes very little time. There is no need for field calibrations, the operator only has to key in the latitude data; orientation operations take little time, too.”

ефть и газ Евразия»: Ваш приход в Россию вполне обоснован, учитывая место компании в мировом нефтегазосервисе. Какие перспективы вы видите для себя на данном направлении? Что готов предложить филиал Stockholm Precision Tools AB своим российским клиентам? Орландо Рене Рамирез: Действительно, с момента открытия российского филиала Stockholm Precision Tools AB в Москве произошли довольно серьезные изменения. Из торгового представительства завода-производителя российский филиал SPT AB превратился в полноправного участника рынка, имеющего долгосрочные партнерские отношения со своими потребителями и располагающего собственными ресурсами. Следует подчеркнуть, что в политике нашей компании обеспечение индивидуального подхода к каждому клиенту, учитывая его потребности, оперативное предоставление высокоточного и надежного оборудования и высококлассный сервис. Все это легче обеспечить в непосредственной близости к клиенту, именно поэтому мы создали два подразделения в Москве: сервисный и обучающий центры для клиентов из России и стран СНГ. Здесь все наши клиенты могут получить сервисное обслуживание и ремонт приборов, а персонал предприятий – возможность обучиться работе с новым оборудованием. Кроме того, наш филиал обеспечивает быстрые поставки оборудования без существенных затрат времени на таможенную очистку и прочие формальности. Но в первую очередь успех Stockholm Precision Tools AB строится на уникальности нашего оборудования. Сейчас на российском рынке мы представляем высокотехнологичный непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional. Прибор прекрасно себя зарекомендовал среди российских клиентов, технологически инновационный GyroTracer Directional имеет ряд преимуществ перед отечественными и западными гироинклинометрами, обладает высокоточной и непрерывной съемкой в условиях ударно-динамических нагрузок при давлении до 103 Мпа и температуре до 150 °С, отличается оптимальными массогабаритными характеристиками, не требует предварительной калибровки и ориентации в устье перед началом замера. Мы получили хорошие отзывы от наших клиентов в России. Также недавно ОАО «Башнефтегеофизика» дало положительный отзыв о GyroTracer Directional и отметило, что «подготовка к замерам занимает очень мало времени. Дополнительных калибровок на широте места измерения не требуется, вводится только значения широты в настройках, мало времени занимают сами операции ориентации».

Oil&GasEURASIA

ИНКЛИНОМЕТРЫ with the specialists Innovatsii v burenii (Innovations in Drilling), one of Russia’s largest services companies. The service center will be focused on servicing and providing technical support to customers in the Volga region and Western Siberia. The main purpose of the service center is to meet all needs in customer support: organize additional trainings, provide post-warranty services, quick repair and calibration without losing time on travel to the central SPT AB office in Moscow. We are moving inland, reaching out to Russia’s regions in an effort to get closer to our customers. Next on our agenda is the opening of service centers in the Perm region and the Khanty-Mansi Autonomous District, where the majority of our equipment is used.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Сибири. Основная цель открытия сервисного центра – удовлетворение всех потребностей в поддержке клиентов: организация дополнительного учебного процесса, быстрый ремонт и калибровка приборов без потери времени на длительные перелеты до центрального офиса SPT AB в Москве, послегарантийное обслуживание. Мы движемся вглубь страны, вглубь регионов, ближе к нашему клиенту. На очереди – открытие сервисных центров в Пермском крае и ХМАО, регионах, в которых эксплуатируется наибольшее количество нашего оборудования.

НГЕ: Перспективы, несомненно, хорошие. Хотелось бы знать, какие еще проекты готовит Stockholm Precision Tools AB в будущем году? OGE: Undoubtedly, your prospects look good. Could you share with us Рамирез: Мы много работаем в России над тем, чтобы занять лидируyour thoughts on other projects that Stockholm Precision Tools AB plans ющие позиции на рынке, максимально эффективно развиваться в техноto pursue next year? логическом направлении. Мы открыты для своих клиентов и всегда готоRamirez: We have worked hard to become a leader in this market and вы принять их на наших заводах в Стокгольме и Малаге. Так, недавно у нас to develop our technology with maximum efficiency. We are open with побывала с визитом делегация ООО «Биттехника», во главе с генеральным our clients and we are always willing to welcome them at our own plants директором Олегом Тихоновым. Гости смогли оценить производственные in Stockholm and Malaga. возможности заводскоNot so long ago, we had the го комплекса и перспектиpleasure of hosting a delegaвы разработок конструкtion from Bittekhnika headторского бюро, функциоed by the company’s CEO нирование на предприятии Oleg Tikhonov. Our guests системы менеджмента had a first-hand opportuniкачества и охраны труда. ty to get acquainted with SPT ООО «Биттехника» являетAB’s manufacturing potenся российским лидером в tial and the perspectives of области проектирования и solutions developed by our производства оборудоваdesign bureau. Additionally, ния для зарезки боковоthey were also able to see го ствола с клина-отклоhow our quality manageнителя. Особый интерес у ment and occupational safety гостей вызвало производmanagement systems work. ство непрерывного гироBittekhnika is the Russian скопического инклиномеleader in design and manuтра GyroTracer Directional, facturing of sidetracking tools ● One of the SPT AB manufacturing shops in Malaga, Spain который нашел успешное with whipstock technology. ● Один из производственных цехов SPT AB г. Малаге, Испания применение в указанном The visitors were particularly направлении, как на мироkeen to see the manufacturing вой арене, так и в России. of continuous gyro inclinometer GyroTracer Directional, which has brought Наша компания и ООО «Биттехника» обменялись рабочим опытом и укреus success abroad and in Russia. We exchanged working experience with пили деловые контакты. По результатам встречи было принято решение о our colleagues from Bittekhnika and strengthened business ties. At the end сотрудничестве в будущем году. Пользуясь случаем, хотелось бы приглаof their visit we decided to boost cooperation in the coming year. I would сить российских партнеров и коллег к нам на заводы. like to take this opportunity to invite Russian partners and colleagues to Также хотелось бы отметить, что в настоящее время, когда скважины our plants. бурят на все бóльшую глубину в пластах с все более высокой температуFurthermore, I would like to mention that currently, when wells are рой, растет потребность в гироинклинометрах, способных работать при drilled to ever-greater depths in formations with ever-increasing tempera- 120-150 °С. Наш непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer tures, there is a higher need for gyro inclinometers capable of operating at Directional HT удовлетворяет и эти требования заказчиков. Наш прибор 120-150 C. Our continuous gyroscopic inclinometer GyroTracer Directional оснащен высокотехнологичным сосудом Дьюара, который выдерживает в HT satisfies these requirements. Our unit is equipped with the high-tech скважине до 150 °С. В этом сегменте мы монополисты, никто на рынке не Dewar flask that withstands up to 150 C in the well. We are unique in this может гарантировать работоспособность гироинклинометра в столь эксsegment, no other company can guarantee the performance of gyro incli- тремальных условиях. В связи с большой потребностью рынка в подобnometers in such extreme conditions. Due to the market’s high demand for ном оборудовании мы приняли решение об увеличении поставок в Россию such equipment, we decided to boost exports of GyroTracer Directional to GyroTracer Directional именно в высокотемпературной комплектации. Russia in that very high-temperature configuration. Один из наших новых проектов – это сотрудничество с профильными One of our new projects is the collaboration with Russia’s oil and gas uni- вузами России. Это мероприятие является одним из важных звеньев приversities. This project is one of the key points of our corporate program, which оритетной для нас программы, направленной на привлечение молодых aims to attract young professionals. Stockholm Precision Tools AB has exten- специалистов. Stockholm Precision Tools AB уже имеет опыт многолетнеsive experience in cooperating with leading European and U.S. universities го сотрудничества с ведущими вузами Европы и Америки, чьи выпускниwhose graduates enroll in research and training programs at SPT AB, eventu- ки не только прошли учебу и стажировку в SPT AB, но и стали превосходally becoming excellent professionals in the field of precision instrumentation, ными специалистами в сфере точного приборостроения, гироскопии, элекgyroscopes, electronics and programming. Next year we will start working with троники и программирования. В будущем году мы начнем сотрудничество some departments of the leading Russian oil universities – we intend to involve с некоторыми кафедрами ведущих нефтяных вузов России, мы намерены Russian graduate students in our projects. задействовать российских аспирантов в наших проектах.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

³ÒÏÒÊÌÖÉÕà ÑÄ ÌÑÑÒÆÄÚÌÒÑÑßÉ ÔÉÜÉÑÌã ÎÒÐÓÄÑÌÌ %DNHU +XJKHV

¨Ïã ÓÔÒÆÉÈÉÑÌã ÇÌÈÔÒÔÄËÔßÆÄ ÓÏÄÕÖÄ Ðß ÕÒËÈÄÏÌ ÜÄÔß ÈÏã §´³ ,Q 7DOOLF ÎÒÖÒÔßÉ ÆßÈÉÔÊÌÆÄâÖ ÆßÕÒÎÌÉ ÈÄÆÏÉÑÌã Ì ÒÖÎÔßÆÄâÖ Ð×ØÖß §´³ ÅÉË ÈÉØÒÔÐÌÔÒÆÄÑÌã Ä ÓÒÕÏÉ áÖÒÇÒ ÓÒÏÑÒÕÖàâ ÔÄÕÖÆÒÔãâÖÕã Õ ÓÔÒÇÑÒËÌÔ×ÉÐÒÍ ÕÎÒÔÒÕÖàâ Æ ËÄÆÌÕÌÐÒÕÖÌ ÒÖ ÓÏÄÕÖÒÆßÙ ×ÕÏÒÆÌÍ

¨ÒÆÉÔàÖÉÕà ÅÒÏÉÉ ÛÉÐ ÏÉÖÑÉÐ× ÒÓßÖ× ÓÒÈÔÄËÈÉÏÉÑÌã ËÄÎÄÑÛÌÆÄÑÌã ÕÎÆÄÊÌÑ ÈÏã ×ÆÉÏÌÛÉÑÌã áØØÉÎÖÌÆÑÒÕÖÌ Ì ÓÒÆßÜÉÑÌã ®¬± ²ÎÒÏÒ ÏÉÖ ÑÄËÄÈ Õ ÖÉÙ ÓÒÔ ÎÄÎ ÅÄÜÐÄÎ ÎÒÏÒÑÑß ÎÒÐÓÄÑÌÌ %DNHU +XJKHV ÅßÏ ÓÔÌÐÉÑÉÑ Æ ´ÒÕÕÌÌ ÌÑÊÉÑÉÔß Ì ×ÛÉÑßÉ ÑÄÜÉÍ ÎÒÐÓÄÑÌÌ ÑÉ ÓÉÔÉÕÖÄÆÄÏÌ ÔÄÅÒÖÄÖà ÑÄÈ ×Ï×ÛÜÉÑÌÉÐ ÒÅÒÔ×ÈÒÆÄÑÌã ÈÏã ËÄÎÄÑÛÌÆÄÑÌã Ì ÓÒÈËÉÐÑÒÇÒ ÔÉÐÒÑÖÄ ÕÎÆÄÊÌÑ §ÏÄÆÑÄã ËÄÈÄÛÄ ÔÄÅÒÖß ÑÄÜÌÙ ÕÒÖÔ×ÈÑÌÎÒÆ ÓÒÐÒÛà ËÄÎÄËÛÌÎ× ÈÒÅÌÖàÕã ÐÄÎÕÌÐÄÏàÑÒÍ ÈÒÅßÛÌ ·¦ ÅÉËÒÓÄÕÑÒ Ì áØØÉÎÖÌÆÑÒ ±ÄÓÔÌÐÉÔ ×ÊÉ ÕÉÇÒÈÑã Õ ÓÒÐÒÝàâ ÕÌÕÖÉÐß ÐÑÒÇÒÕÖÄÈÌÍÑÒÇÒ ËÄÎÄÑÛÌÆÄÑÌã )UDF3RLQW Ðß ÐÒÊÉÐ ÕáÎÒÑÒÐÌÖà ÑÉÕÎÒÏàÎÒ ÈÑÉÍ ÓÔÌ ÓÔÒÆÉÈÉÑÌÌ §´³ Æ ÇÒÔÌËÒÑÖÄÏàÑÒÐ ÕÖÆÒÏÉ ¤ ÑÄÜÄ ÑÄÑÒÖÉÙÑÒÏÒÇÌã ÔÄÕÖÆÒÔãâÝÌÙÕã ÜÄÔÒÆ ÈÏã §´³ ,Q 7DOOLF ÓÒËÆÒÏãÉÖ ÓÔÒÆÉÕÖÌ ÒÓÉÔÄÚÌÌ ÓÒ §´³ ÉÝÉ ÅÒÏÉÉ áØØÉÎÖÌÆÑÒ Ì ÑÄÈÉÊÑÒ µÆãÊÌÖÉÕà Õ ÓÔÉÈÕÖÄÆÌÖÉÏÉÐ %DNHU +XJKHV ×ÊÉ ÕÉÇÒÈÑã ÈÏã ÆßÇÒÈÑÒÇÒ ÌÕÓÒÏàËÒÆÄÑÌã ÆßÕÒÎÌÙ ÖÉÙÑÒÏÒÇÌÍ ÑÄ ÐÉÕÖÒÔÒÊÈÉÑÌãÙ KWWS ZZZ EDNHUKXJKHV FRP SURGXFWV DQG VHUYLFHV FRPSOHWLRQV

ÕÐ a ÛÄÕÄ

ÕÐ a ÛÄÕÒÆ

a ÛÄÕÒÆ ÛÄÕÄ

³ÄÔÄÐÉÖÔß ÌÕÓßÖÄÑÌã n& .&

$GYDQFLQJ 5HVHUYRLU 3HUIRUPDQFH