April-May 2015 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#4-5 2015 APRIL-MAY АПРЕЛЬ-МАЙ

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

Quantum Leap Wormholes Spins Out Russia's 1st Flow Control Unit

p. / стр. 26

Все под контролем! Интервью с главой первой российской компаниипроизводителя УКП

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

p. / стр. 18

Gubkin University Celebrates 85th Anniversary! РГУНГ им. Губкина исполнилось 85 лет!

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Хорошая новость! Российские ВУЗы поднялись в международном рейтинге университетов Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

ou would have to be in a coma not to think that the news these days has gone from bad, to very bad to, to how bad can it get? But sometimes, something can happen to make me smile again. Such a mood altering event happened tonight as I noticed an unsolicited email drop into my Inbox as I was shutting down my computer. It was a news release that announced: “Russia continues to display increased international competitiveness within the 36 disciplines ranked for QS World University Rankings by Subject, published at www.topuniversities. com.” Probably spam, I thought. But I was intrigued enough to check Wikipedia. And I was surprised to learn that the information might actually be credible. According to Wikipedia, “QS World University Rankings are an annual university rankings published by UK-based Quacquarelli Symonds (QS). The publication is one of the three most influential and widely observed international university rankings, alongside the Times Higher Education World University Rankings and the Academic Ranking of World Universities.” And according to their news release, 11 Russian universities had been given high marks for various programs covering 46 different subjects, according to the QS 2015 ratings. Translation: as per QS methodology, Russian universities are becoming more competitive at attracting international students. “Lomonosov Moscow State University shows vast improvement in 2015, by breaking into the top 50 worldwide for linguistics (35th), physics and astronomy (36th), mathematics (42nd) and modern languages (48th),” the report said. Lomonosov Moscow State University also Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE / ИСТОЧНИК: WWW.ARTFILE.RU

Here’s a Bright Spot! Russian Universities Rise in International Competitiveness Rankings

сли вы проснулись и не нашли, что сегодняшние новости хуже вчерашних, а вчерашние хуже позавчерашних, значит вы умерли. Но все-таки иногда происходит что-то такое, отчего я вновь начинаю улыбаться. Сегодня, когда я уже почти выключила компьютер, именно такое событие изменило мое настроение – я заметила новое сообщение в моей электронной почте. Это была рассылка для прессы: «Согласно рейтингу QS, который опубликован на www.topuniversities.com, Россия по-прежнему демонстрирует высокую конкурентоспособность по 36 дисциплинам». Вероятно, спам, подумала я. Но все-таки заинтересовалась и заглянула в Википедию, где говорилось, что рейтинг QS – это ежегодный рейтинг университетов, публикуемый британской консалтинговой компанией Quacquarelli Symonds, один из трех самых авторитетных рейтингов университетов мира, признанных на международном уровне, наряду с Times Higher Education World University Rankings и Academic Ranking of World Universities. В отчете QS 2015 года говорится, что 11 российских университетов получили высокие оценки по ряду программ, включающих 46 различных дисциплин. Это означает, что по оценке, выполненной по методологии британской QS, российские университеты становятся более конкурентоспособными в привлечении иностранных студентов. В отчете сообщается, что «в 2015 году Московский государственный университет им. Ломоносова значительно продвинулся вверх по шкале, войдя в число 50 лучших университетов мира по целому ряду дисциплин, включая лингвистику (35-е место), физику и астрономию (36-е), математику (42-е) и современные языки (48-е)». По компьютерным наукам и информационным системам МГУ им. Ломоносова вошел в первую сотню университетов мира. В первую сотню лучших университетов мира по оценке QS вошли также Санкт-Петербургский государственный университет (по лингвистике), Национальный исследовательский университет Высшая школа экономики (по исследованиям и разработкам), а также Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ», бывший Московский инженерно-физический институт (по физике и астрономии). В отчете также упоминаются Новосибирский государственный университет и Московский физико-технический

PUBLISHER’S LETTER

achieved a rank in the top 100 universities worldwide for computer science and information systems. Ranked also by QS in the top 100 universities internationally were St. Petersburg State University, in linguistics; the National Research University – Higher School of Economics (HSE), for development studies; and the National Research Nuclear University “MEPhI” (Moscow Engineering Physics Institute) in physics and astronomy, the release stated. Also cited were Novosibirsk State University and the Moscow Institute of Physics and Technology State University; Bauman Moscow State Technical University and Tomsk University. “Russia shows a much stronger performance in this edition of the QS World University Rankings by Subject. Indeed Moscow State makes the top 50 in four subjects. Overall the number of Russian institutions represented in these rankings has grown from two to 10. Whilst our methods to devise these tables are under constant review, the progress shown by Russian institutions appears to reveal a marked improvement (since our last rating) in international profile and recognition,” QS head of research Ben Sowter was quoted as saying. The Russian government began to invest in higher education in 2012 with a goal of dramatically improving the ability of universities in Russia to attract foreign students. That seemed like sound policy at the time. But no one could have predicted how by 2015 how important such a policy would become. The mantra that is chanted these days in Russia is “import substitution” which means, creating Russian businesses capable of innovating and manufacturing goods and services that since the 1990s have been purchased from abroad (mostly from the West.) And if you’re are talking about producing high tech goods and services, you need to have a strong culture of research and development in the university system – and a culture of linking those R&D assets to business and financial circles. This is what Skolkovo is all about. And it has its share of success stories. Oil&Gas Eurasia wrote about Novas Energy Services and its plasma-based fracking technology last autumn. In our current issue, editor-in-chief Bojan Soc profiles WORMHOLES, another Skolkovo resident that manufactures Russia’s first domestically produced downhole flow control device. The principals hold advanced physics degrees from institutes such as the Moscow Physics and Mathematics Institute and Bauman Moscow State Technical University. Of course there is a connection to Western know-how. Many of the specialists behind WORMHOLES got their first jobs with Schlumberger. And that combination of a Russian university education, early professional training with a global company, and the desire and drive to create and innovate, created a Russian small business that employs people and manufactures domestically produced high tech products. Skolkovo brings together all the necessary parts – academia, business management, financial resources for startups, connections abroad like the Skolkovo relationship with the Houston Technology Center.

#4-5 April-May 2015

институт, Московский государственный технический университет им. Баумана и Томский университет. В пресс-релизе приводятся слова руководителя исследовательского подразделения компании QS Бена Соутера: «В этом году по оценке QS Россия значительно повысила свой рейтинг среди университетов мира. По четырем дисциплинам Россия оказалась среди 50 лучших из них, а число российских вузов, вошедших в рейтинг 2015 года, возросло с двух до десяти. Наши методы составления рейтинговых таблиц постоянно пересматриваются, тем не менее, российские высшие учебные заведения продемонстрировали заметное повышение (со времени последней оценки) своей международной значимости и степени мирового признания». Российское правительство начало вкладывать средства в высшее образование в 2012 году, стремясь значительно увеличить международную привлекательность российских университетов, что в то время представлялось разумным решением. Но никто не мог предвидеть, насколько важным оно окажется к 2015 году. Сегодня в России всюду говорят о необходимости «замещения импорта», а это означает создание российских производств, способных к инновационному развитию и предложению товаров и услуг, которые с 1990-х импортировались (в основном, из западных стран). А если речь идет о производстве высоко-технологичных товаров и услуг, необходимо развивать солидную базу для исследований и разработок в системе высшего образования и связать эту деятельность с деловыми и финансовыми кругами. Этим всем и занимаются в Сколково, где уже имеется целый ряд достижений. Прошлой осенью НГЕ уже писал о компании Novas Energy Services и разработанном ею методе плазменно-импульсного воздействия на пласт. В этом выпуске мы публикуем статью нашего главного редактора Бояна Шоча о компании «ВОРМХОЛС», еще одном участнике сколковского проекта, производителем первого в России устройства контроля притока. Среди руководителей компании – ученые-физики, выпускники Московского физико-математического университета и Московского государственного университета им. Баумана. Конечно, связь с западным ноу-хау имеется – многие специалисты компании «ВОРМХОЛС» начинали свои карьеры в Schlumberger. Сочетание российского университетского образования, полученного в начале профессионального обучения и активного стремления к творчеству и инновациям – все это помогло создать российский малый бизнес, создающий рабочие места и выпускающий высокотехнологичную продукцию. В Сколково сошлись все необходимые составляющие успеха – академическое образование, деловой менеджмент, финансирование новых проектов и международное сотрудничеств, как, например, сотрудничество Сколково с Хьюстонским технологическим центром. Другая тема – в этом месяце Российский государственный университет нефти и газа им. Губкина отмечал 85-летний юбилей, на котором присутствовала и наш редактор по технологиям Елена Жук. Несмотря на политическую атмосферу, университет продолжает активное сотрудничество с такими компаниями как Schlumberger, Halliburton, Total, Statoil и многими другими международными компаниями. Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

On another topic, our technology editor Elena Zhuk this month visited Gubkin Russian State Oil&Gas University’s 85th jubilee celebrations. And despite the political atmosphere, cooperation between Gubkin and companies such as Schlumberger, Halliburton, Total and Statoil, to name a few, is very much alive and well. In early February, Gubkin unveiled a unique drilling training center equipped with a 3D offshore drilling simulator that provides a virtual view. Gubkin’s Оil and Gas Drilling Dept. set up the center in collaboration with NOV, the global oilfield drilling equipment manufacturer, and Stena Drilling, a UK offshore drilling contractor and subsidiary of Stena AB of Sweden. Gubkin students certified by the training center would be eligible for jobs with Stena. So my congratulations to all of these partners in innovation and new business creation – Russian universities that have achieved competitive international ratings; Russian engineers turned entrepreneurs; the companies and investors who support and nurture new ideas. Maybe things aren’t as bad as they seem. Rector Viktor Martynov put it this way when he spoke to reporters at the 85th Gubkin anniversary press conference: “After all, science and education are not put under sanctions, because in this area, the goal is long-term cooperation which is very hard to build and very easy to ruin.” In my opinion, Professor Martynov has the right idea.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

В начале февраля здесь открыли уникальный учебный центр морского бурения, оснащенный тренажером с трехмерным изображением, создающим эффект присутствия на морской платформе. Центр был создан специалистами кафедры бурения нефтегазовых скважин совместно с компанией NOV, международным производителем бурового оборудования и британской Stena Drilling (шведская дочерняя компания Stena AB). Студенты РГУНГ, получившие сертификат центра, будут рассматриваться в качестве кандидатов для работы на морских буровых установках Stena Drilling. Я хочу поздравить всех участников инновационного процесса и тех, кто создает новые рабочие места – российские университеты, поднявшиеся высоко в мировом рейтинге; российских инженеров, ставших предпринимателями; компании и инвесторов, поддерживающих новые творческие идеи. Может быть, ситуация все же лучше, чем кажется. Выступая на пресс-конференции, приуроченной к 85-й годовщине ВУЗа, ректор РГУНГ, профессор Виктор Мартынов сформулировал это следующим образом: «Наука и образование – все-таки вне санкций, потому что это направления с прицелом на многолетнее сотрудничество. Оно очень тяжело выстраивается и быстро разваливается». Я полагаю, что профессор Мартынов совершенно прав.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Here’s a Bright Spot! Russian Universities Rise in International Competitiveness Rankings Хорошая новость! Российские ВУЗы поднялись в международном рейтинге университетов TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ STATISTICS | СТАТИСТИКА

INNOVATIONS | ИННОВАЦИИ

Small Business, Big Achievements Малый бизнес для больших свершений

How to become a contractor for Russia’s major oil and gas producers, what can undermine the competitive environment in the national services market, why success in China can be achieved only if you localize production and carefully approach the issue of patents policy, explains Oleg Zhuravlev, chief executive officer of the Moscow-based WORMHOLES company, a rapidly developing start-up which has manufactured Russia’s first-ever flow control device. Как стать подрядчиком ведущих российских вертикальных нефтегазодобывающих компаний, что может привести к разрушению конкурентной среды на нефтесервисном рынке страны, почему успеха в Китае можно добиться лишь при условии локализации производства и хорошо продуманной патентной политики, объясняет Олег Журавлев, генеральный директор московской компании «ВОРМХОЛС» – стремительно развивающегося стартапа, который первым в России выпустил устройство контроля притока.

GUBKIN OIL AND GAS UNIVERSITY IS 85! | 85-ЛЕТИЕ РГУНГ ИМ. И.М. ГУБКИНА

On the Scene with OGE Наш фоторепортаж с места события

SCIENCE | НАУКА

Gubkin Offers World-Class Education Образование мирового уровня

MONEY MARKETS | ВАЛЮТНЫЕ РЫНКИ

Ruble at Crossroads Is the Russian currency’s recovery temporary thing or definite turnaround?

Рубль на распутье

Укрепление нацвалюты – временное явление или окончательный поворот? GAS | ГАЗ

Iran’s Comeback Возвращение Ирана

DRILLING | БУРЕНИЕ

Innovative Drilling Mud Additive Saves Substantial Time and Money by Dramatically Reducing Downhole Friction

Инновационная добавка к буровому раствору экономит время и средства

за счет существенного снижения трения при бурении

Oil&GasEURASIA

#4-5 April-May 2015

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION INCLINOMETERS | ИНКЛИНОМЕТРЫ

Непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™ SPT помог поднять затонувший танкер Amuriyah в водах Аль-Басры (Ирак)

OILFIELD SERVICES | НЕФТЕСЕРВИС

УК «Система-Сервис» – партнер, на которого можно положиться

PRODUCTION | ДОБЫЧА

Packaged Separation and Oil Loading Unit Комплектная сепарационно-наливная установка (КСНУ)

ТЕХНОЛОГИЯ

«Космос-Нефть-Газ» освоила технологию повышения коррозионной стойкости составных элементов арматурных модулей автоматизированной технологической обвязки

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка Shandong Hongsheng . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка

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

KERUI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Heliport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

PUBLISHER & EDITORIAL 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

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER PHOTO Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina m.alyoshina@eurasiapress.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Марина Алешина m.alyoshina@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

«Северстальметиз» / Redaelli . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Cometto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

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 Georgia Williams sales@eurasiapress.com

ITALY SALES Ediconsult Anna De Bortoli milano@ediconsult.com Tel.: +39 02 477 100 36 Fax: +39 02 477 113 60 CHINA SALES Beijing Oriental Foreland Consultants Co.,Ltd. chemtech2007@163.com Tel.: +86 10 84823421 Fax: +86 10 84846103

is a Member of MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow, Russia Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 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: supplement #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 © 2015, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

115114, Россия, Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 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 © 2015, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Halliburton Introduces CoilComm Service

Halliburton представляет услугу CoilComm

PHOTO / ФОТО: HALLIBURTON

Halliburton’s Production Solutions business line introБизнес-подразделение Production Solutions компаduces CoilComm service to help maximize well production нии Halliburton представило новую услугу CoilComm, and the success rates of coiled tubing well interventions. которая помогает максимально увеличить добычу, а The service allows operators to identify which producing также повысить успешность проведения внутрискважинzones are benefitting from a stimulation treatment and ных работ с применением гибких насосно-компрессорwhich are being bypassed by measuring depth correlation ных труб (ГНКТ). and temperature profiles in a single trip down the wellbore. Услуга позволяет добывающим компаниям опреFor jetting and underbalanced operations, the CoilComm делять, для каких продуктивных зон интенсификация service allows monitoring of critical downhole data to притока эффективна, а какие зоны не задействованы, maintain the coiled tubing and tools within their safe oper- путем измерения корреляции глубины и профилей темating envelopes. пературы в скважине за один спуск ГНКТ. При провеConventional methods of fiber deployment require дении струйной перфорации и бурения на депрессии, permanent, casing-conveyed or tractor-in conveyance that услуга CoilComm позволяет осуществлять контроль скваcan be expensive, limited in depth and risky. In contrast, жинных данных, необходимых для сохранения ГНКТ и the CoilComm service provides a more efficient and eco- инструментов в пределах безопасных для них режимов nomical method for continuous, real-time monitoring of эксплуатации. horizontal or highly deviated wells by installing the fiber Традиционные методы размещения оптоволокна треoptics inside various sizes of coiled tubing, tailored to the буют постоянной доставки его в скважину при помощи requirements of the wellbore. “The CoilComm service dif- трактора или на обсадных трубах, что может быть дорого, ferentiates Halliburton by offering distributed temperature с ограничениями по глубине и опасно. Услуга CoilComm, sensing and downhole data acquisition capabilities with a напротив, обеспечивает более эффективный и экономичsystem temperature rating of 350 F, higher than competing ный метод непрерывного мониторинга горизонтальных services,” said Tommy Roth, vice president of Production скважин или скважин со значительным искривлением Solutions. ствола в режиме реального времени путем введения оптоWith CoilComm service, depth can be accurately con- волокна в ГНКТ различного диаметра в зависимости от trolled with the casing collar locator, eliminating uncer- скважинных условий. tainty about where to perforate «Услуга CoilComm выделяет комor set a packer. Temperature панию Halliburton, предлагая возможrelated properties such as acid ности распределенного измерения corrosion rates and chemical температур и получения внутрискваeffectiveness can be maintained жинных данных при температурах до within optimum efficiency 177 °C, что выше, чем для услуг конкуranges through real-time downрентов», – отметил Томми Рот, вицеhole monitoring. президент подразделения Production The CoilComm service was Solutions. deployed for an operator in Услуга CoilComm обеспечивает Mexico as part of an integrated возможность точного контроля глуcoiled tubing solution on a highбины при помощи локатора муфт, ly deviated well in a carbonate исключая неопределенность, связанreservoir. The CoilComm serную с незнанием места перфорации vice provided ideal conveyance ● The Halliburton CoilComm coiled tubing service или установки пакера. Свойства, завиfor Halliburton’s StimWatch® provides real-time approach to help maximize wellсящие от температуры, такие как скоdistributed temperature sensing production performances and the success rates of рость кислотной коррозии или химиservice to continuously moni- interventions ческая эффективность, могут поддерtor wellbore temperature across ● Услуга Halliburton CoilComm для ГНКТ помогает живаться в оптимальных пределах the entire horizontal while увеличить добычу и повысить успешность посредством мониторинга в режиме pumping a stimulation job. As проведения внутрискважинных работ реального времени.

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

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

a result, a thief zone was discovered in real time, the treatment was modified and final acid stages cancelled, saving the operator $120,000 in fluids.

Услуга CoilComm использовалась одной из добывающих компаний в Мексике как часть комплексного технологического решения с применением ГНКТ на скважине со значительным искривлением ствола в карбонатном пласте-коллекторе. Новинка обеспечила идеальную доставку системы для распределенного измерения температур StimWatch® компании Halliburton, что позволило проводить непрерывный контроль температуры вдоль горизонтального ствола при закачке кислоты. В результате была обнаружена зона поглощения, изменен процесс обработки и отменены финальные этапы закачки кислоты. Это позволило компании сэкономить $120 000 на рабочей жидкости.

Kerui Group Launches Module-Style SkidMounted LNG Equipment to Accelerate Green Energy Development Recently, Kerui Group launched the cube-style 5×10⁴ cubic meters per day wellhead LNG and NGL recycling equipment. Featuring high mobility, high degree of integration and high efficiency, the equipment will enable the users to collect and recycle oil and gas field associated gas, marginal-well gas and scattered gas in an efficient and environment-friendly way. Zhao Yibin, chief engineer of Oilfield Engineering with Kerui Group, revealed that more than 20 worldwide potential customers have been inquiring about the new equipment thanks to a number of innovative features. The core area of the equipmеnt is composed of four modules, namely the traditional deacidification, dehydration, distillation and liquefaction modules. Each of them is separately designed and can be adapted to the users’ requirements, with a potential to realize diversified funcSOURCE / ИСТОЧНИК: KERUI GROUP

Kerui Group представила новую экологичную модульную станцию для извлечения и переработки СПГ

tions and cope with different application scenarios. The modular design also makes it much easier to relocate and install the equipment, cutting the on-site installation time by at least 50 percent and substantially saving operational costs. Besides, being integrated with the concept of “Internet+”, the equipment realizes multiple functions such as process control, operation, online display, alarm and interlock, records display and printing, enabling more simplified, personalized and guard-free operation. The equipment also leverages a proprietary technology and a flexible load adjustment system to achieve a 40-percent to 110-percent capacity utilization rate, in order to meet the changing needs in complex conditions. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Китайская инженерная компания Kerui Group недавно запустила в производство новую станцию для переработки СПГ и гидроконденсатных жидкостей при добыче нефти и газа. Мощность одной станции составляет 5х10⁴ м³ в день. Это мобильное и технологичное оборудование способно эффективно и без вреда для окружающей среды извлекать и перерабатывать попутный газ, в том числе на истощенных и сложных скважинах. Главный инженер Kerui Group Джао Ибин сообщил, что благодаря ряду передовых технических решений на оборудование было подано более 20 предварительных заявок со всего мира. Основная часть станции состоит из четырех модулей – традиционный модуль удаления кислых газов, модуль дегидрирования, модуль дистилляции и модуль сжижения. Каждый из них проектируется и монтируется отдельно и может быть изменен в зависимости от требований заказчика. Модульный дизайн также упрощает перевозку и установку, на 50% ускоряет процесс сборки на месте и заметно снижает расходы по эксплуатации. Помимо этого, станция интегрирована в систему Internet+, что позволяет оперативно в ручном режиме осуществлять функции контроля, управления, предупреждения и блокировки в случае нестандартной ситуации. В системе используется собственная методика, с помощью которой можно варьировать коэффициент загрузки оборудования от 40% до 110% в зависимости от сложности условий.

Schlumberger выпускает многоразовый расширяющийся пакер для применения на ГНКТ Schlumberger объявила о выпуске многоразового расширяющегося пакера ACTive Straddle, спускаемого на гибкой насосно-компрессорной трубе в режиме реального Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS

Schlumberger Introduces Coiled Tubing Real-Time Multiset Inflatable Packer

#4-5 April-May 2015

Schlumberger announced the release of the ACTive Straddle coiled tubing real-time multiset inflatable packer. The packer provides all functions needed to isolate and treat multiple zones on a single run without coming out of the well, which reduces intervention time and optimizes production. “Conventional stimulation treatments of multizone reservoirs lack efficiency when targeted coverage is required, leading to lower production recovery,” said Sameh Hanna, president, Well Intervention, Schlumberger. “With the ACTive Straddle inflatable packer, customers now have a robust multiset system that provides precise

времени. Пакер обеспечивает все функции, необходимые для изоляции и обработки нескольких зон за одну СПО без извлечения оборудования из скважины, что уменьшает время проведения внутрискважинных работ и оптимизирует добычу. «Традиционные обработки многопластовых залежей для интенсификации притока являются недостаточно эффективными, когда требуется целевое покрытие. Это ведет к ухудшению восстановления добычи, – отметил Самех Ханна, президент подразделения Schlumberger по внутрискважинным работам. – С расширяющимся пакером ACTive Straddle клиенты получают надежную многоразовую систему, которая обеспечивает точное расположение жидкости, надлежащий контроль глубины, а также гарантирует сохранение целостности пакера во время обработки с проведением измерения в режиме реального времени – и все это за одну операцию».

Sakhalin-1 Sets New Extended Reach Drilling Record

В проекте «Сахалин-1» установлен мировой рекорд по бурению самой длинной скважины

Rosneft as part of Sakhalin-1 Consortium has successfully completed drilling of the world’s longest well at the Chayvo field. O-14 production well was drilled with Orlan drilling platform in direction of the field’s south-eastern point. The well has the world-record measured depth of 13,500 meters and a horizontal reach of 12,033 meters. Since the beginning of drilling program in 2003, Sakhalin-1 has set several world records in extended reach drilling. With this accomplishment, the Sakhalin-1 consortium currently holds drilling records for nine of the world's 10 longest wells. In 2013, two consecutive world records for measured depth were set as part of the Sakhalin-1 project. In April of that year, the Z-43 well reached 12,450 meters of measured depth and in June the Z-42 well reached 12,700 meters and a horizontal reach of 11,739 meters. In April 2014, the PHOTO: ROSNEFT / ФОТО: РОСНЕФТЬ drilling team drilled and completed Z-40 well at the offshore field Chayvo of the Sakhalin-1 project. Until the completion of O-14 well this well had a record measured depth of 13,000 meters and horizontal reach of 12,130 meters. Sakhalin-1 extended reach drilling is among the fastest due to the use of ExxonMobil’s proprietary Fast Drill process. This technology allows bottleneck identification in the drilling process and solution development to enable optimum drilling and completions. Successful implementation of these state-of-the-art technologies reduces costs associated with additional offshore facilities, pipelines and other production infrastructure. They also protect the environment by minimizing areas involved in drilling and production operations.

«Роснефть» в составе консорциума проекта «Сахалин-1» успешно завершила бурение самой протяженной скважины в мире на месторождении Чайво. Эксплуатационная скважина О-14 пробурена в направлении крайней юго-восточной оконечности месторождения с буровой платформы «Орлан». Скважина имеет самую большую в мире глубину по стволу, равную 13 500 м, и горизонтальный участок ствола длиной 12 033 м. С начала реализации программы буровых работ в 2003 году в рамках проекта «Сахалин-1» было установлено несколько мировых рекордов по бурению скважин с большим отходом от вертикали. С учетом новой рекордно глубокой скважины на сегодняшний день консорциумом «Сахалин-1» пробурено девять из 10 самых протяженных в мире скважин. В 2013 году на проекте было установлено сразу два рекорда по бурению скважин с самой большой в мире глубиной по стволу. Так, в апреле была пробурена скважина Z-43, глубина которой по стволу составила 12 450 м, а в июне – скважина Z-42 с еще большой глубиной по стволу, составившей 12 700 м и длиной горизонтального участка ствола в 11 739 м. В апреле 2014 года буровой бригадой была пробурена и закончена скважина Z-40 на шельфовом месторождении Чайво проекта «Сахалин-1». До скважины О-14 данная скважина имела самую большую в мире глубину по стволу, равную 13 000 м, и глубину горизонтального участка ствола в 12 130 м. Скорость бурения скважин с большим отходом от вертикали на проекте «Сахалин-1» одна из наиболее высоких в мире благодаря нескольким собственным технологиям бурения скважин компании ExxonMobil, включая технологию Fast Drill. Эта технология позволяет выявлять наиболее «узкие места» и разрабатывать решения, обеспечивающие наиболее оптимальные результаты бурения. Успешное применение таких передовых технологий позволяет сокращать затраты на строительство дополнительных морских сооружений, трубопроводов и прочих элементов промысловой инфраструктуры. Применение таких технологий также способствует защите окружающей среды благодаря сокращению площади участков ведения буровых и добычных работ.

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

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

fluid placement, proper depth control, and ensures packer integrity during treatment using real-time measurements — all in a single intervention.” The inflatable packer is conveyed with coiled tubing (CT) into vertical, deviated or horizontal wellbores, eliminating expensive mobilizations and potential completion removals by enabling multiple treatments in a single intervention. The CT fiber-optic real-time telemetry provides downhole measurements to optimize fluid placement, ensure accurate depth control, monitor packer pressure during setting and unsetting, and enable precise flow control and setting tool manipulations.

Расширяющийся пакер спускается на гибкой трубе (ГТ) в вертикальные, наклонно-направленные или горизонтальные скважины, исключая необходимость в привлечении дорогостоящего оборудования и возможном извлечении эксплуатационного оборудования, обеспечивая многократное проведение обработок за одну СПО. Оптоволоконный кабель внутри гибкой трубы позволяет проводить скважинные измерения для оптимизации размещения жидкости, обеспечения точного контроля глубины, мониторинга давления пакера во время установки/ демонтажа, а также обеспечения контроля потока и управления инструментами. Во время полевых испытаний было проведено более 147 операций по установке/демонтажу пакера. Расширяющийся пакер ACTive Straddle также прошел полевые испытания в более чем шести скважинах (включая наземные и глубоководные) на Ближнем Востоке и в Северном море. На Ближнем Востоке клиенту потребовалось определить и устранить дефекты в нескольких перекрытых регуляторах притока в двух скважинах. С использованием распределенного термочувствительного анализа для обнаружения проблемных регуляторов притока, спуск одного расширяющегося пакера ACTive ● The ACTive Straddle inflatable packer provides a rugged, high-pressure seal at high inflation ratios with Straddle позволил полноthe added benefit of a reliable multiset mechanism стью восстановить приток. ● Расширяющийся пакер ACTive Straddle обеспечивает износостойкое уплотнение в условиях В одной из скважин добыча высокого давления с преимуществом надежного механизма многократного использования увеличилась на 150% (с 480 до 1 200 баррелей в сутки). During field testing, more than 147 inflation and В другой скважине увеличение составило 171% (с 2 100 до deflation multisetting procedures were performed. The 5 700 баррелей в сутки), что позволило сэкономить более ACTive Straddle inflatable packer was also field tested in недели внутрискважинных работ по сравнению с традициmore than six interventions in challenging onshore and онными методиками. offshore intervention conditions, including the Middle East and the North Sea. In the Middle East, a customer needed to identify and remediate multiple plugged inflow control devices (ICDs) in two wells. Using distributed temperature sensing analyКомпания Tenaris представила технологию BlueCoil sis to discover problematic ICDs, a single ACTive Straddle inflatable packer run was performed to restore flow. In one – новое поколение гибких насосно-компрессорных труб well, production increased by 150 percent from 480 bar- (ГНКТ) малого диаметра – на выставке и конференции

Tenaris выпустила ГНКТ нового поколения

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

TECH TRENDS rels per day to 1,200 barrels per day. Production from the second well increased 171 percent—from 2,100 barrels per day to 5,700 barrels per day, saving more than a week of intervention time compared with conventional intervention treatments.

Tenaris Launches Next Generation Coiled Tubing Tenaris introduced its BlueCoil technology – the next generation of coiled tubing – at the 2015 Intervention and Coiled Tubing Association (ICoTA) Conference and Exhibition. BlueCoil technology is based on new steel designs and new manufacturing processes developed by Tenaris to produce coiled tubing that is stronger and more fatigue and environPHOTO / ФОТО: TENARIS mentally resistant throughout its structure. The life of a conventional coiled tubing string is normally limited by the fatigue life of its bias weld. As the required yield strength of coiled tubing increases, the fatigue life of the conventional bias weld decreases relative to the rest of the coiled tubing string. This limits the useful life of the entire string to the shorter life of the bias weld. In contrast, the bias weld and base tube fatigue performance of a BlueCoil string remain comparable for high strength coiled tubing grades. This allows greater utilization of the entire string and brings additional strength, reliability and longer string life to coiled tubing applications. BlueCoil technology brings extra fatigue performance and ballooning resistance over conventional coiled tubing grades. Fatigue performance of BlueCoil products after sour (aqueous H₂S) exposure is also markedly improved. This technology shows improved sulfide stress cracking (SSC) performance, allowing the use of 20 ksi to 30 ksi higher yield strength grades in SSC environments compared to conventional coiled tubing grades. Hydrogen induced cracking (HIC) tests show that all the coiled tubing grades, including conventional and BlueCoil technology, have good HIC resistance for sour conditions. BlueCoil products are compatible with the equipment currently used with conventional coiled tubing, so there is no need for special handling or equipment requirements.

Weatherford Releases TruFrac Composite Frac Plug Weatherford International plc announced the commercial release of its TruFrac composite frac plug at the 2015 Intervention and Coiled Tubing Association Conference and Exhibition. With a high level of reliability,

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

#4-5 April-May 2015

Ассоциации специалистов по технологиям ГНКТ и внутрискважинным работам (ICoTA 2015). Технология BlueCoil основана на последних разработках в области стальных конструкций и новых процессах производства, разработанных Tenaris для изготовления ГНКТ, которые становятся прочнее и с большим сопротивлением усталости металла и устойчивостью к воздействию окружающей среды по всей структуре трубы. Продолжительность службы обычных колонн ГНКТ ограничена усталостной стойкостью угловых сварных швов. По мере повышения требуемого предела текучести ГНКТ, усталостная стойкость стандартных угловых сварных швов снижается относительно остальной части колонны гибких труб. Это ограничивает ресурс всей колонны более коротким сроком эксплуатации угловых сварных швов. В то же время, усталостные характеристики угловых сварных швов и тела гибких труб колонны BlueCoil являются сопоставимыми с характеристиками высокопрочных классов гибких труб. Это позволяет более эффективно эксплуатировать всю колонну и обеспечивает дополнительную прочность, надежность и длительный срок эксплуатации ГНКТ. Технология BlueCoil обеспечивает высочайшие усталостные характеристики и сопротивление раздуванию труб по сравнению с обычными классами ГНКТ. Заметно улучшены также усталостные характеристики продуктов BlueCoil после воздействия сероводорода (H₂S в присутствии воды). Данная технология отличается улучшенными характеристиками по сульфидному растрескиванию под напряжением (СРН), что позволяет обеспечивать повышение предела текучести от 20 до 30 тыс. фунтов на дюйм² в условиях, способствующих сульфидному растрескиванию, по сравнению с обычными классами ГНКТ. Испытания на водородное растрескивание (ВР) показали, что все классы гибких труб, включая стандартные и изготовленные по технологии BlueCoil, характеризуются высокой устойчивостью к ВР в условиях присутствия сероводорода. Продукты, выпускаемые по технологии BlueCoil, совместимы с оборудованием, которое используется в настоящее время с обычными ГНКТ, так что нет необходимости в каком-то специальном оборудовании или техническом обслуживании.

Weatherford выпустила композитные пробки для ГРП TruFrac Weatherford International plc на выставке Ассоциации специалистов по технологиям ГНКТ и внутрискважинным работам объявила о старте продаж инновационных композитных пробок TruFrac для проведения гидроразрыва пласта. Обладая высоким уровнем надежности, композитная пробка TruFrac повышает эффективность работ по заканчиванию скважин по системе plug-and-perf (заканчивание с установкой композитной пробки и перфорацией), сокращая их продолжительность. Oil&GasEURASIA

ВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ

ВАШИ ЦЕННЫЕ КОНТАКТЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Весьма вероятно, что потенциальный покупатель вашей продукции или услуг читает наш журнал. Самый короткий путь к новым контрактам - размещение визитной карточки вашей компании на страницах НГЕ. Пусть ваша реклама поработает на вас!

ОБРА

Ваша визитная карточка здесь!

ЗЕЦ

carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

Размеры 90x50 мм. Эта страница с визитными карточками будет напечатана на плотной бумаге (300 г/м2), с перфорацией и с двух сторон (на русском и на английском языках). Извлеките и поместите в любую стандартную визитницу!

Цена, которую Вы можете себе позволить: 1 печатный выпуск – 35 000 Руб 3 печатных выпуска – 25 000 руб за 1 печатный выпуск 6 печатных выпусков – 15 000 руб за 1 печатный выпуск 10 печатных выпусков – 13 000 руб за 1 печатный выпуск

ОБРА

ЗДЕСЬ ВАША РЕКЛАМА Контактная информация: a.popov@eurasiapress.com

БОНУС!

ЗЕЦ

ЗДЕСЬ ВАША РЕКЛАМА Контактная информация: a.popov@eurasiapress.com

Все рекламодатели раздела «ВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ» НА БЕСПЛАТНОЙ ОСНОВЕ включаются в Онлайн Маркетинг-Директорию до 31 декабря 2015 года. Подробнее

ОБРА

Geoquip Marine AG Vernadskogo pr-t 9/10 Office «Politehstroy-M» 119311, Moscow Russia

ЗЕЦ

Tel: +7 499 131 33 51 Mobile: +7 985 997 72 91 alexey.rusakov@geoquipmarine.com www.geoquip-marine.com

YOUR NETWORK YOUR VALUABLE CONTACTS IN THE OIL & GAS INDUSTRY

It’s highly likely that potential buyers of your services and equipment read our magazine. Take the shortcut to your next contract, print your business card here at favorable rates and make the most of this unique opportunity to grow your business!

Your Business Card Here! Dimensions 90x50 mm. This business card page will be printed on card stock (300g), with perforated lines and double sided, English and Russian. Tear Out and Place in Any Standard Business Card Holder!

SAM

PLE

carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

A Price You Can Afford! 1 printed issue– 35 000 RUR

YOUR AD HERE Contact: a.popov@eurasiapress.com

3 printed issues – 25 000 RUR for 1 issue 6 printed issues – 15 000 RUR for 1 issue 10 printed issues – 13 000 RUR for 1 issue (July-August and December-January are combined issues)

Free Bonus! All Advertisers on «Your Network» Get a FREE Listing in OGE’s Online Market Directory until December 31, 2015. Check It Out!

SAM

Geoquip Marine AG

119311, Россия, Москва пр-т Вернадского 9/10 Офис «Политехстрой-М»

PLE

Тел.: +7 499 131 33 51 Моб.: +7 985 997 72 91 alexey.rusakov@geoquipmarine.com www.geoquip-marine.com

SAM

PLE

YOUR AD HERE Contact: a.popov@eurasiapress.com

№4-5 Апрель-Май 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

the TruFrac composite frac plug maximizes the efficiency of plug-and-perf completion operations by reducing time on location. Weatherford is the only integrated oilfield services company that manufactures its own 97 percent premium composite blend for TruFrac, which allows for the ability to control quality and consistency throughout the entire process of creating the plug. “The TruFrac composite plug has been optimized to provide one of the shortest, smoothest plugs. This results in faster run in-times and reduced mill-out times due to the plugs’ limited metal content and reduced cutting size which allows a cleaner well,” said Mark Hopmann, vice president of Completions at Weatherford. “In addition, the technology offers improved anchoring and sealing com-

Weatherford – единственная нефтесервисная компания, которая производит собственный высококачественный сплав из композитных материалов, из которого на 97% состоит пробка TruFrac, что позволяет контролировать качество и консистенцию сплава на каждом этапе процесса производства. «Благодаря оптимизации состава и совершенствованию конструкции нам удалось получить одну из наиболее коротких и гладких пробок в отрасли. Спуск таких пробок в скважину и их разбуривание занимает меньше времени благодаря низкому содержанию металлов и уменьшенному наружному диаметру, что позволяет сделать скважину чище», – отметил Марк Хопманн, вице-президент по заканчиванию скважин компании Weatherford. – Кроме того, по сравнению с традиционны-

RITEK Put in Operation Second Area for Application of the New Technology for Oil Production from the Bazhenov Formation

РИТЭК ввел в эксплуатацию второй опытный участок новой технологии добычи из баженовской свиты

In late March, RITEK put in operation a second area at the SredneNazymskoye oil field (Khanty-Mansi Autonomous District/Yugra), in which thermal gas treatment technology of the Bazhenov formation deposits is applied. The principle of this technology is that air injection into the formation initiates spontaneous oxidation processes, as a result of which additional fractures are formed in the reaction zone of the reservoir; along these fractures oil flows to the producing wells. In addition, owing to the high temperature and pressure, kerogen contained in the Bazhenov formation is transformed into natural gas liquids with emission of carbon monoxide (СО) and carbon dioxide (СО2), which enhance the efficiency of oil displacement. Testing of the thermal gas treatment technology at the first pilot area of the Sredne-Nazymskoye field started in October 2009. During the testing period, 7 million cubic meters of air was injected into the injection well. The following results were received in the course of tests: ● Reduction of oil density by 5 percent ● Increase of the content of light ends in the produced oil ● Twofold increase of volume of hydrocarbon gases ● Increased portion of carbon dioxide and nitrogen in the produced gas ● Absence of oxygen in the produced gas Incremental oil recovered due to application of the thermal gas treatment since the start of tests at the first pilot area amounted to 23,000 tons. Taking into account positive results of the field tests of the thermal gas treatment technology and appropriate equipment at the first pilot area, it is planned to introduce methods of improving efficiency of this technology by regulating the exposure modes, application of the cyclic thermal gas treatment, use of air enriched with oxygen and exploiting the advantages of fluids in a supercritical state. In addition, based on the revised geological model of the SredneNazymskoye field, another area there was identified as promising for application of the thermal gas treatment technology. A pilot area for the thermal gas treatment technology testing is being prepared at the Mayorovskoye field (Samara region) as well. Currently, RITEK specialists are exploring the possibility for application of thermal gas treatment at the Galyanovskoye field (KhMAOYugra) and in the oil pools of the Domanic deposits (Samara region).

В конце марта РИТЭК ввел в эксплуатацию второй опытный участок на Средне-Назымском месторождении (ХМАО-Югра), на котором применяется технология термогазового воздействия (ТГВ) на залежи баженовской свиты. Особенность этой технологии заключается в том, что при закачке воздуха в пласт инициируются самопроизвольные окислительные процессы, в результате которых в зоне реакции в пласте формируются дополнительные трещины, по которым нефть фильтруется в добывающие скважины. Кроме этого, благодаря высокой температуре и давлению, кероген, содержащийся в баженовской свите, преобразуется в ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов) с выделением угарного газа (СО) и углекислого газа (СО2), которые повышают эффективность вытеснения нефти. Испытания ТГВ на первом опытном участке Средне-Назымского месторождения начались в октябре 2009 года. За период испытаний в нагнетательную скважину закачано 7 млн м3 воздуха. По итогам испытаний были достигнуты следующие результаты: ● уменьшение на 5% плотности нефти; ● изменение состава нефти в сторону увеличения содержания легких фракций; ● двукратное увеличение объема углеводородных газов; ● увеличение доли углекислого газа и азота в добываемых газах; ● отсутствие кислорода в добываемых газах. Дополнительный объем нефти, полученный за счет применения технологии термогазового воздействия с момента начала испытаний на первом опытном участке составил 23 тыс. т. Учитывая положительные результаты промысловых испытаний техники и технологии ТГВ на первом опытном участке, на втором участке планируется внедрение способов повышения ее эффективности путем регулирования режимов воздействия, применения циклического ТГВ, использования обогащенного кислородом воздуха и преимуществ флюидов в сверхкритическом состоянии. Кроме этого по результатам уточнения геологического строения Средне-Назымского месторождения перспективным для применения ТГВ признан еще один участок этого объекта. Подготовка опытного участка для испытаний ТГВ ведется и на Майоровском месторождении (Самарская область). В настоящее время специалисты РИТЭКа изучают возможность применения ТГВ на Галяновском месторождении (ХМАО-Югра) и на залежах в доманиковых отложениях (Самарская область).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

#4-5 April-May 2015

pared to traditional plugs, increasing reliability and mitigating risk in plugand-perf operations.” Because of its reliable sealing capability, the plug is rated for use in environments with temperatures up to 300 F (149 C) and pressures up to 10,000 psi (689 bar). They can be used in singleand multiple-zone stimulation operations in vertical, deviated, horizontal, or multilateral wells. When deployed in horizontal wells, the plug can run in hole at a speed of up to 500 feet per minute (152 meters per minute). The TruFrac plug recently helped an operator in the Eagle Ford reduce mill-out time to an average of 10.5 minutes per plug from the industry average of 25 minutes per plug, which enabled the operator to accelerate the plugand-perf operation to begin producing the well faster. To date, the сompany has successfully deployed more than 12,000 plugs with 99.98 percent reliability.

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

TECH TRENDS

Tatneft Designed a Submersible Electric Motor with a High Power Factor

●

TruFrac zonal isolation plug enables higher run-in speeds and more efficient milling ● Пробка TruFrac для разделения пластов позволяет повысить скорость спуска в скважину и эффективность разбуривания ми пробками, эта технология позволяет оптимизировать сам процесс установки и герметизации, повышая надежность и снижая риски при проведении традиционного заканчивания plug-and-perf». Надежность герметизации позволяет применять пробки при температурах до 149 °C и давлении до 689 бар (68,95 МПа). Пробки могут использоваться при интенсификации одного или нескольких пластов в вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных или многоствольных скважинах. В горизонтальные скважины этот тип пробок можно спускать со скоростью до 152 м/мин. Благодаря применению пробки TruFrac одной из добывающих компаний на месторождении Eagle Ford удалось сократить время разбуривания в среднем до 10,5 минут на пробку при стандартных для отрасли 25 минутах. Такая экономия времени позволила оператору досрочно завершить работы по заканчиванию скважины и приступить к добыче. На сегодняшний день компания спустила уже свыше 12 000 пробок, при этом надежность их работы составила 99,98%.

В «Татнефти» разработан погружной электродвигатель с повышенным коэффициентом мощности

The introduction of the engine with a high power factor allows Внедрение двигателя с повышенным коэффициентом мощноreducing power losses by 4.7 percent. This year, as part of the сти позволяет сократить потери электроэнергии на 4,7%. В 2015 “Plan of introduction of new equipment and advanced technology году в рамках плана внедрения новой техники и передовой техноat Tatneft” these engines will be introduced at 30 facilities of the логии ОАО «Татнефть» эти двигатели будут внедрены на 30 объекcompany. тах компании. The submersible electric motor (SEM) Разработанный специалистами компании погружdeveloped by the company’s professionals ной электродвигатель (ПЭД) используется для привоis applied to drive the electric submersда погружного электронасоса при подъеме жидкости из ible pump when lifting fluid from oil wells. нефтяных скважин. Известные ранее погружные элекPreviously known submersible motors тродвигатели имеют классическое исполнение и содерbelong to a classic version and comprise a жат цилиндрический корпус с укрепленным в нем статоcylindrical body with an incorporated stator ром с обмотками, ротор с валом, узел токоввода, систему with windings, a rotor with a shaft, a curгидрозащиты двигателя. Компоновка УЭЦН погружныrent feed unit and engine seal section. Such PHOTO: TATNEFT / ФОТО: ТАТНЕФТЬ ми электродвигателями в таком исполнении приводит к motor design of the ESP unit leads to quite large active power достаточно большим потерям активной мощности. losses. Энергоэффективность новой разработки достигается за счет Energy efficiency of the new engineering development is максимально близкого расположения источника реактивной мощachieved through maximum proximity of the reactive power ности к погружному электродвигателю путем размещения низкоsource location to the electric submersible motor by placing a вольтного косинусного конденсатора внутри модуля, присоедиlow-voltage cosine capacitor inside the module attached to the нённого к ПЭД. В результате размещения конденсатора в модуле, SEM. The placement of the capacitor inside the module rigidly жёстко соединенном с погружным электродвигателем, сокращаattached to the submersible motor results in reducing reactive ются потребление реактивной мощности из сети и потери активpower consumption from the network and active power losses in ной мощности в погружном кабеле. За счет сокращения потреблеthe submersible cable. Reducing the reactive power consumption ния реактивной мощности увеличивается коэффициент мощности allows increasing the power factor of the motor. электродвигателя. This development of the Tatneft’s Engineering Center was Данная разработка Инженерного центра ОАО «Татнефть» удостоawarded the first degree diploma at the International special- ена диплома первой степени на Международной специализированized exhibition “Energy. Resource Saving-2015” in the category ной выставке «Энергетика. Ресурсосбережение-2015» в номинации “Energy efficient products”. «Энергоэффективная продукция».

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

Oil&GasEURASIA

Только 14-23 мая 2015 года Наш журнал предлагает подписку на 2-е полугодие 2015 года

СО СКИДКОЙ 20% Во всех отделениях «Почты России»! В любом населенном пункте Российской Федерации! Вы можете подписаться на журнал «Нефть и Газ Евразия» – Oil&Gas Eurasia

ПОДП ИШ ИТЕ СЬ! июль-декабрь

2015

84552 – наш индекс в каталоге «Газеты. Журналы» агентства «Роспечать»

СТАНДАРТНАЯ ЦЕНА

✗

500 руб. 5009

Профессионалы доверяют только нам

• Актуальные репортажи с мест событий. • Двуязычный формат — естественный «языковой мост» для российских специалистов и иностранцев, работающих в России и СНГ. • Среди постоянных читателей нашего издания — руководители среднего и высшего звена, специалисты по развитию бизнеса, техническим вопросам, а также главные инженеры, руководители предриятий и IT-служб. • Мы информируем вас о новых технологиях и возможностях их практического применения.

ЛЬГОТНАЯ ЦЕНА 4007* руб. * цена за полугодие

GUBKIN OIL AND GAS UNIVERSITY IS 85!

On the Scene with OGE Наш фоторепортаж с места события PHOTOS: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

85-ЛЕТИЕ РГУНГ ИМ. И.М. ГУБКИНА

SCIENCE

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Gubkin Offers World-Class Education Образование мирового уровня

Elena Zhuk

Елена Жук

n April, the Gubkin Russian State Oil and Gas University celebrated its 85th anniversary. It is Russia’s leading center of excellence in petroleum industry-related research, education, and training. Fortunately, so far, the U.S. and EU sanctions banning the transfer of technologies for use in hard-to-recover oil, deep water, and Arctic offshore development projects have not hindered the university’s cooperation with foreign partners. “We have long-term cooperation agreements in place with major companies for training specialists. They are still in effect and so far, no such agreement has been put on hold by any company,” Rector Viktor Martynov told reporters on April 15. “If anything, our ties have become stronger. We are working closely with Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, Total, Statoil and other companies. We have auditoriums bearing the names of these companies where classes are held, visiting specialists deliver lectures and presentations, we have scholarship programs, receive equipment and software – in fact, we go on as usual,” he explained.

тметивший в апреле 85-летний юбилей РГУ нефти и газа им. Губкина держит высокую планку в научно-исследовательской работе и подготовке кадров. Ведущий вуз нефтегазовой отрасли России ориентируется на передовые мировые стандарты в области нефтегазового образования. К счастью, санкции ЕС и США, касающиеся запрета на передачу технологий добычи трудноизвлекаемой нефти, а также работы на глубоководном и арктическом шельфе, пока не создали проблем в сотрудничестве университета с зарубежными партнерами. «Со всеми международными крупными компаниями у нас заключены и продолжают действовать долговременные договора о сотрудничестве и подготовке кадров. Ни одна из компаний не заявила о том, что временно прекращает деятельность, – сообщил журналистам 15 апреля ректор РГУ нефти и газа, профессор Виктор Мартынов. – Напротив, стали более интенсивно общаться. У нас присутствуют Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, Total, Statoil и другие компании. Есть аудитории имени этих компаний, где проводятся занятия, приезжают и выступают специалисты, стипендиальные программы, предоставление оборудования и программных продуктов – абсолютно все сохранилось».

Targeting Offshore Development The Gubkin University has maintained close contacts with international companies training specialists for their

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

С прицелом на шельф

●

Тhe quality of training of our graduates meets global standards, says Gubkin University Rector Viktor Martynov ● Качество подготовки наших выпускников находится на мировом уровне, утверждает ректор РГУНГ Виктор Мартынов PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

offshore development projects, which – among other things – is evidenced by the opening of a Statoil hall this February, which demonstrates the specifics of the Norwegian company’s performance, as well as the launch of a unique drilling training center equipped with a 3D offshore drilling simulator providing virtual vision of an offshore platform. The simulator was designed by the Gubkin University’s Oil and Gas Drilling Dept. in collaboration with NOV, the U.S.-based manufacturer of control panels for offshore drilling platforms and Stena Drilling, the British offshore drilling contractor (a wholly-owned subsidiary of Stena AB, Sweden). “For the first time in the CIS we have state-of-the-art training facilities for students enrolled in master and bachelor programs. Such simulators are used on the offshore oil and gas drilling rigs of the last generation,” said Alexander Oganov, head of the Oil and Gas Drilling Dept. “This simulator is newer than its analogues. There are only two more offshore drilling simulators of same design in the world – one in Houston (U.S.A.) and the other in Stavanger (Norway),” he added. Oganov also said that four Gubkin University graduates were completing their internships in Stavanger, and were later due to come back to supervise training on the simulator. Their internship completion certificate will qualify them for work on offshore drilling rigs anywhere in the world. Similar simulators are used by Stena Drilling on companyoperated drilling vessels designed for drilling at a depth of 10,000 meters. Under the current agreement with Stena Drilling, the specialists certified by the Gubkin University training center would be considered for jobs at offshore drilling rigs operated by the Aberdeen-based company. “All this has been built here hoping that the sanctions will be lifted sooner or later,” said Oganov. In addition, training simulators will also be used to build virtual environment for LUKOIL, Gazprom, and Rosneft employees doing internship at the Gubkin University.

НАУКА

●

After completing their training in Norway, a group of Gubkin graduates will be able to work on offshore oil rigs all around the globe, says Alexander Oganov ● По окончании стажировки в Норвегии, группа выпускников РГУНГ получит возможность работать на морских буровых платформах по всему миру, говорит Александр Оганов

Продолжается совместная работа университета с зарубежным профессиональным сообществом по подготовке кадров для работы в шельфовых проектах. Ярким примером тому является состоявшееся в феврале открытие аудитории, позволяющей ознакомиться со спецификой деятельности Statoil, а также уникального бурового тренажерного центра. Центр, оснащенный тренажером с возможностью виртуального присутствия на морской буровой платформе, создан на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин совместно с американской NOV, производителем пультов управления морскими буровыми установками, и британской Stena Drilling (является подразделением шведской Stena AB), подрядчиком в области бурения на шельфе. «Впервые в СНГ появилась уникальная возможность обучать студентов, магистрантов и бакалавров на самом современном тренажере. Такие тренажеры устанавливаются на морских буровых установках последнего поколения», – отмечает заведующий кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, профессор Александр Оганов. Тренажер в РГУНГ новее аналогичных тренажеров-симуляторов для морского бурения, которых в мире в таком исполнении установлено еще два, в Хьюстоне (США) и в Ставангере (Норвегия). Как рассказал Оганов, четыре выпускника РГУНГ в настоящее время стажируются в Ставангере, после чего смогут руководить процессом обучения на тренажере. Сертификат, полученный по окончании обучения, позволит им работать на морских буровых установках по всему миру. Такие тренажеры установлены на буровых судах Stena Drilling, способных бурить на глубине 10 000 м. Согласно существующей договоренности с компанией, специалисты, получившие сертификат центра, будут рассматриваться в качестве кандидатов для работы на морских буровых установках Stena Drilling. «Все это построено здесь в надежде, что санкции рано или поздно будут отменены», – говорит Оганов. В центре также получат возможность обучаться на тренажерах специалисты ЛУКОЙЛа, «Газпрома» и «Роснефти», проходящие стажировки в университете.

#4-5 April-May 2015

SCIENCE The Oil and Gas Drilling Dept. also has an oil/gas/water seepage prevention simulator used for training specialists in running safe and efficient offshore operations. Based on their training results, the trainees, including foreign company interns receive an internationally recognized completion certificate. The Gubkin University is presently busy establishing an Offshore Drilling Center funded by Rosneft. The plan is to create a unique training facility for offshore drilling and marine operations. The construction of the 1,000-square-meter twostory building is to start this summer with the facility opening scheduled for 2016.

International Cooperation as Orientation Cue “After all, science and education are not covered by sanctions because in this area the goal is long-term cooperation which is very hard to build and very easy to ruin. Hence, no one is willing to create long-term problems. All the more so considering that our education meets internationally recognized standards, our graduates are hired by international majors and prove their

❶

Кафедра также располагает тренажером по предупреждению нефтегазоводопроявлений, с помощью которого специалистов обучают эффективной и безопасной работе на платформах. По результатам обучения, которое сегодня проходят и специалисты зарубежных компаний, выдается удостоверение международного образца. В университете ведется работа по созданию Центра морского бурения, финансирование осуществляет «Роснефть». Планируется, что в перспективе центр станет уникальной площадкой подготовки специалистов в области бурения скважин на море и морских операций. Летом должны начаться работы по строительству двухэтажного помещения центра площадью около 1 000 м², открытие которого намечено на 2016 год.

Международный ориентир «Наука и образование – все-таки вне санкций, потому что это направления с прицелом на многолетнее сотрудничество. Оно очень тяжело выстраивается и быстро разваливается, поэтому никто не хочет проблем в долговременном плане, – говорит Мартынов. – Тем более что качество подготовки наших выпускников – на мировом уровне, и

●

Drilling training center (1, 4) Field development control center (2) Renewable energy laboratory (3) ● Буровой тренажерный центр (1, 4) Центр управления разработкой месторождений (2) Лаборатория альтернативной энергетики (3)

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

НАУКА

❹

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

❸

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

❷

все международные компании здесь присутствуют, потому что принимают выпускников на работу, видя их хорошую карьерную траекторию, и что они абсолютно по тем же стандартам обучены и готовы работать». О том, что стандарты образования соответствуют международным требованиям, говорит тот факт, что большое количество выпускников приходит в зарубежные компании на первое место работы. Молодежная секция Общества инженеров-нефтяников (SPE) в РГУНГ – самая крупная в Евразии молодежная секция научно-технической ассоциации, в ней состоит свыше 500 студентов. Признан высокий уровень студенческой секции, несколько лет подряд она была одной из лучших в мире. Сотрудничество с ведущими вузами мира налажено в рамках 15 международных магистерских программ. В построении моделей обучения ведущий нефтегазовый вуз страны ориентируется на одного из лидеров мировой образовательной системы – Массачусетский технологический институт (MIT). В том числе и в том, что университет позиционирует себя не только как поставщик кадров, но и как исследовательский центр. Созданы цепочки взаимосвязанного оборудования по разным направлениям отрасPHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

worth by excellent career growth. They are trained to exactly same standards and are well prepared for the job,” said Martynov. The high international quality of the Gubkin University education is testified by the fact that quite a number of its graduates find their first employment with international companies. The Gubkin University’s youth chapter of the Society of Petroleum Engineers (SPE) with its 500-strong membership is the largest association of engineering specialists in Eurasia. That student section has been recognized for excellence – for several years in a row it has been ranked among the world’s best associations of young specialists. Collaboration with leading educational institutions is maintained in the framework of 15 international master’s degree programs. Russia’s leading oil and gas school models its curricula on the world’s leading educational institution, Massachusetts Institute of Technology (MIT). Like MIT, the Gubkin University positions itself both as a research and educational center. The university has interlinked sets of exercise equipment in a number of industry services. Most of its laboratories are equipped with leading edge facilities of better quality than in any other Russian institute and many foreign educational

#4-5 April-May 2015

SCIENCE institutions. Over the past five years, a total of 1.8 billion rubles were invested in retooling Gubkin University labs under the National Research University government program. “Our know-how includes the maximum use of modern full-process computer simulators based on the industry services and software,” said Martynov. Another principle behind Gubkin’s educational concept is the need to create a training environment as similar to reallife working conditions as possible, he added. The university is taking an interdisciplinary approach to real-life simulations.

Virtual Environment To that end, the university has created virtual environment for professional operations putting together interactive simulators, computer modelling and systems used for various services. “The faculty discussed the concept of a virtual training environment as early as 2006. The whole idea is to place a student in situations he or she will actually have to handle in real life,” said Pyotr Pyatibratov, deputy head of the Field Development Control Center. In 2007, Pyatibratov added, the university received a grant of about 500 million rubles for developing an innovative educational program. The effort resulted in the development of several components of a new training environment. In 2007 and 2008, university facilities were upgraded to include 27 halls with computerized workstations, a data processing center, and a telecommunications center – all those facilities are linked and can be used as individual elements of a single training process. “The concept has been borrowed from advanced research centers run by oil and gas producing companies, including drilling and development support, production support, and similar centers. The uniqueness of our center is in its focus on interdisciplinary teamwork. Our goal is to have geologists,

Для этого в университете создана виртуальная среда профессиональной деятельности, объединяющая интерактивные тренажеры, компьютерные модели и системы разных направлений. «В 2006 году в университете впервые заговорили о таком понятии, как виртуальная образовательная среда. Идеология, помимо совместного обучения, состоит в том, чтобы поместить студента в условия, максимально приближенные к тем, в которых он будет работать», – отмечает заместитель директора Центра управления разработкой месторождения (ЦУРМ) Петр Пятибратов. Как рассказал Пятибратов, в 2007 году университет получил грант в размере около 500 млн рублей на реализацию инновационной образовательной программы, в рамках которой был создан ряд компонентов новой среды обучения. В 2007-2008 годах на кафедрах появилось 27 аудиторий автоматизированных рабочих мест, центр обработки данных, теле-

Gubkin Goes Green

РГУНГ и альтернативная энергетика

Valery Bessel, professor, Gubkin Russian State Oil and Gas University, Thermodynamics and Heat Engines Dept.

Валерий Бессель, профессор кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Виртуальная среда

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

The renewable energy laboratory is the first such facility ever opened in a Russian technical university. In our view, that area of research is of critical importance given that Russia’s gas production and transportation facilities scattered over a vast territory need a lot of power the delivery of which is very costly. All the more so that the country’s eastern regions have essentially no energy infrastructure and are covered by a national gas supply program currently in progress. We propose to use small- and medium-capacity power generating units to support gas production, processing and shipment operations. Our initial plan is to use power plants generating up to 100 kW with a view to subsequent replacing them with units capable of generating from 30 to 100 МW. With Gazprom’s support we have bought cutting edge laboratory equipment to conduct wind and solar energy research. We

левой науки. Оборудование в большинстве лабораторий – самое современное, лучше, чем в любом нефтегазовом вузе страны и во многих вузах мира. За предыдущие пять лет на переоснащение РГУНГ только в рамках программы «Национальный исследовательский университет» было потрачено 1,8 млрд рублей. «Одно из наших ноу-хау – максимально внедрять в учебный процесс современные полномасштабные компьютерные тренажеры, завязанные на функции и программные продукты отрасли», – говорит Мартынов. Вторая часть, отметил ректор, связана с тем, что нужно максимально приблизить условия обучения к той среде, в которой специалистам дальше придется работать. В университете внедряется междисциплинарный подход с моделированием производственных ситуаций.

Лаборатория альтернативной энергетики создана впервые в российском техническом вузе. Это новое направление нам кажется невероятно важным, потому что в России объекты транспорта и добычи газа разбросаны по огромной территории, требуют обеспечения большим количеством энергии, доставка которой обходится очень дорого. Тем более что сейчас мы реализуем газовую программу на востоке страны, где абсолютно неразвита энергетическая инфраструктура. Мы предлагаем использовать энергетические установки малой и средней мощности для обеспечения объектов добычи, переработки и транспорта газа. Пока планируем применять установки мощностью до 100 кВт, но в будущем выйти на энергообеспечение с установленной мощностью до 30-100 МВт. С помощью «Газпрома» мы приобрели современные научно-лабораторные установки, позволяющие заниматься изучением ветроэнергетики, солнечной энергетики. Также мы располагаем комбинированной установкой малой мощности

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

НАУКА

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

● According to Pyotr Pyatibratov, in 2007, Gubkin University received a grant worth around 500 million rubles to develop an innovative educational program ● По словам Петра Пятибратова, в 2007 году университет получил грант в размере около 500 млн рублей на реализацию инновационной образовательной программы

engineers, and economists work together because having received separate training they are bound to work as a team in real-life situations,” said Pyatibratov. The interdisciplinary approach is further developed through two other projects: the virtual refinery center opened last year after upgrading and the pipeline system dispatch control center. The use of innovative educational technologies is a prerequisite for modern education process. According to Martynov, the global industry labor market, including Russia is facing an annual downward trend of 1-2 percent in the number of available staff. The number of on-site personnel in the oil and gas industry is going down with increasing automation and the use of computer-controlled technologies, but the criticality of each professional is getting higher. “Companies are no longer after large numbers focusing on professional quality instead. Hence the demand for quality education will grow,” said Martynov.

коммуникационный центр – все они связаны и могут выступать как отдельные элементы одного учебного процесса. «Идеология позаимствована в современных центрах нефтегазодобывающих компаний, где есть центры по сопровождению бурения и разработки, управлению добычей и так далее, – говорит Пятибратов. – Уникальность нашего центра в том, что он предназначен для междисциплинарной командной работы студентов. В центре должны взаимодействовать геологи, инженеры, экономисты. Потому что учатся они отдельно, а работать придется вместе». Развиваются и насыщаются новыми компонентами и два других проекта по реализации междисциплинарного подхода: открытый после обновления в прошлом году центр «Виртуальный НПЗ» и центр диспетчерского управления режимом трубопроводной системы. Внедрение новых образовательных технологий – необходимое условие обеспечения современного процесса обучения. Как отмечает Мартынов, мировая тенденция на отраслевом рынке труда, в том числе и российском, состоит в ежегодном снижении численности кадров на 1-2%. Уменьшение численности занятых на площадках нефтегазовой отрасли связано с ростом уровня автоматизации процессов и внедрением новых технологий. Но при этом возрастает уровень ответственности профессионалов. «Компаниям не нужно больше специалистов, скорее, важен их уровень», – говорит Мартынов. А это значит, что спрос на качественное образование в отрасли будет расти.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

ветро- и солнцеэнергообеспечения. also have a small-capacity hybrid Обычно такие установки стоят на wind and solar power generation кустах скважин, где организовать unit. Such units would be typicalэнергообеспечение стандартным споly used on well pads where convenсобом трудно. tional power supply is not readily Началось сотрудничество лабоavailable. ратории с магистрантами кафедры The laboratory has initiated joint бурения, которые хотят создать подresearch with students of the drillводный гидродинамический генераing department doing their master’s тор для энергообеспечения полупоprograms with the aim of designгружных буровых установок (ППБУ). ing a subsea hydrodynamic genТрадиционно на таких установках erator for semisubmersible drillиспользуется завозимое танкерами ing rigs. Such rigs normally run дизельное топливо, которое сжигается on diesel shipped by tankers and на турбопоршневых генераторах, обеburned in pipe-and-piston generaспечивая энергией комплекс бурового tors to supply power to the rig, conстанка, комплекс управления, жилой trol panel, and living quarters. We комплекс. Так как в районе Охотского believe that such a generator may ● Laboratory equipment enables wind energy studies моря, где работает большое количеbe used to meet at least some of the ● Научно-лабораторные установки позволяют заниматься ство наших ППБУ, имеется огромное power needs of the rigs in the Sea of изучением ветроэнергетики количество течений, можно хотя бы Okhotsk with its multiple currents, частично обеспечить энергообеспечение за счет этих генераторов. an operating area of most of our rigs. Лаборатория занимается вопросами водородной энергетики, вопроThe laboratory is doing research in the area of hydrogen energy and the use of turbo-expanders. We are also conducting research in wind сами обеспечения энергией с применением турбодетандерных устаноgeneration for energy supply purposes under a joint program with the вок. Есть совместная магистерская программа в области ветрогенерации Royal Institute of Technology, Stockholm. We have been working on the с Королевским технологическим институтом в Стокгольме, работой занимаемся два года. problem for two years already.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

INNOVATIONS

Small Business,

Малый бизнес для больших свершений PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Big Achievements

Bojan Šoć

ow to become a contractor for Russia’s major oil and gas producers, what can undermine the competitive environment in the national services market, why success in China can be achieved only if you localize production and carefully approach the issue of patents policy, explains Oleg Zhuravlev, chief executive officer of the Moscow-based WORMHOLES company, a rapidly developing start-up which has manufactured Russia’s first-ever flow control device.

OGE: WORMHOLES is a young company, it turns six this year. You founded it with a group of like-minded colleagues who had spent decades working for globally known companies. What made you launch your own business? Oleg Zhuravlev: We have been working in the oil and gas industry for a fairly long time. We knew what kind of issues were there since we often faced them ourselves and we finally decided to start a small business that wouldn’t require large investments, but would generate demand in the market. To experiment and ultimately draw a blank – that’s not the way for a small company, only majors can afford something like that. OGE: How did it all begin? Zhuravlev: In the past, practically all of us used to work for Schlumberger, one of the world’s best oilfield services providers. On average, each of us had spent between five and 10 years there. I’m a trained physicist, I graduated from the

Боян Шоч

ак стать подрядчиком ведущих российских вертикальных нефтегазодобывающих компаний, что может привести к разрушению конкурентной среды на нефтесервисном рынке страны, почему успеха в Китае можно добиться лишь при условии локализации производства и хорошо продуманной патентной политики, объясняет Олег Журавлев, генеральный директор московской компании «ВОРМХОЛС» – стремительно развивающегося стартапа, который первым в России выпустил устройство контроля притока.

НГЕ: «ВОРМХОЛС» – молодая компания, в этом году ей исполнится шесть лет. Вы учреждали ее с группой единомышленников, проработавших в отрасли не один десяток лет в компаниях с мировым именем. Что подвигло вас запустить собственный бизнес? Олег Журавлев: Мы довольно давно работаем в нефтегазовой отрасли. Мы знали какие проблемы существуют, поскольку сами неоднократно с ними сталкивались и в итоге решили сделать что-то небольшое, не требующее колоссальных капитальных вложений, но востребованное рынком. Делать просто так и стрелять в никуда – это не выход для маленькой компании, заниматься такими вещами могут себе позволить большие игроки. НГЕ: Как начинался этот путь? Журавлев: Мы все практически раньше работали в Schlumberger, одной из лучших нефтесервисных компаний Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

OGE: Your business is growing well. Do you have enough hands to cope with its growth? Zhuravlev: We are a small company, but we have specialists in different areas. You need to do a lot of different things, but so far we have coped fine as our employees have multiple skills and talents. They are partly based in Moscow and partly in Ryazan. It’s a lot more comfortable and cheaper to hire people in Ryazan, our expenses there aren’t as high as here, local people aren’t spoilt by high salaries and you can find a strong specialist at affordable costs. OGE: Why Ryazan of all places? Zhuravlev: It’s very simple. We are an engineering company, we fully develop our equipment, create designs, but we do not have our own manufacturing facilities. That is why we rely on the equipment manufacturer that produces the end product, which we can then sell to LUKOIL, for instance. Currently, we have a close business relationship with the Ryazan-based manufacturer, Tyazhpressmash, one of Russia’s leading manufacturers of well completions equipment. No plant in Russia has ever before produced equipment such as ours.

OGE: What difficulties have you faced most often along the way?

Zhuravlev: Oil and gas industry is very inert. It’s rather difficult to enter the market with something new, especially here in Russia. As all other conservatives, oilmen, too, are skeptical, and you can often hear: “We have enough oil anyway, why do something better? You may go farther and fare worse.” Or you can hear something along these lines: “We’re going to spend money on this and we don’t even know if there’s going to be a positive effect.” Or they demand that you show them performance results from, let’s say, 20 wells. And where do we get those 20 wells in the very beginning?! Oilmen want to boost output, productive time, but at the same time they will only trust something that has already produced visible results. These are the main difficulties that we still have to deal with. OGE: You can often hear that Russia’s oilfield services market is threatened by a complete takeover by Western services majors. Do you share this view? WORMHOLES’ example proves just the opposite – Russian companies can grab their own niche and spur demand for their technology. Zhuravlev: I wouldn’t say that it’s a concerted effort to take over the market, it’s simply a business model. For instance, Schlumberger acts that way not only in Russia, but anyplace else all over the world, and they’re not the only ones who behave that way. It’s just the way it is, and you need to learn to live with that. And all this talk implying that foreign services majors working in Russia should essentially be Russian Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

мира. Там каждый из нас отработал в среднем от 5 до 10 лет. Я физик по образованию, закончил Московский физикотехнический институт, потом аспирантуру по квантовой физике. Мой заместитель Роман Щелушкин – тоже физик, мы учились с ним вместе на Физтехе. У нас есть выпускники МГТУ им. Баумана – специалисты по сепараторам, люди, профессионально занимавшиеся тепломассопереносом как в пористой среде, так и в инженерных системах. Также есть хорошие специалисты по разработке месторождений, программисты и т.д. После ухода из Schlumberger мы работали в других местах, но по-прежнему нас не отпускала мысль, почему бы не реализовать свои идеи в отдельной компании. В итоге мы собрали воедино всю накопленную экспертизу, объединили наши знания и вчетвером учредили компанию. Сегодня штат «ВОРМХОЛС» – 10 человек.

НГЕ: Ваш бизнес неплохо растет. Рук хватает? Журавлев: Мы небольшая компания, но у нас заняты специалисты в разных областях. Приходится делать много разных вещей, пока справляемся – сотрудники достаточно универсальные. Часть в Москве, часть в Рязани. Гораздо удобнее и дешевле брать людей на работу именно в Рязани, там это обходится не так дорого, как в Москве, люди не столь избалованны, можно отыскать хорошего специалиста за вполне приемлемые деньги.

НГЕ: Почему именно Рязань? Журавлев: Очень просто. Мы – инжиниринговая компания, полностью разрабатываем оборудование, делаем чертежи, но собственного производства у нас нет. Поэтому мы обращаемся к производителю оборудования, он выпускает уже конечный продукт, который мы можем продавать в тот же самый ЛУКОЙЛ. Сейчас мы как раз тесно сотрудничаем с рязанским производителем, компанией «Тяжпрессмаш», одним из крупнейших отечественных производителей оборудования для заканчивания скважин. Такое оборудование, как наше, в России еще не выпускал ни один завод.

НГЕ: С какими трудностями вы сталкивались чаще всего в процессе становления компании? Журавлев: Нефтегазовая отрасль сама по себе очень инертна. Выйти на рынок с чем-то новым, особенно в России, крайне сложно. Как и любые консерваторы, нефтяники тоже недоверчивы, часто можно услышать: «У нас и так достаточно нефти, зачем делать что-то лучше? От добра ● ●

А section of a screen with the WORMHOLES system Один из элементов фильтра с системой «ВОРМХОЛС»

PHOTO: WORMHOLES / ФОТО: ВОРМХОЛС

Moscow Institute of Physics and Technology, and later earned my Ph.D. in the field of quantum physics. My deputy Roman Schelushkin is also a physicist, we graduated from the same institute. On our staff we have graduates from the Bauman Moscow State Technical University, experts on separators, the guys who professionally dealt with heat and mass transfer both in porous environment and in utility systems. We also have well-trained specialists in field development, programmers, etc. After leaving Schlumberger we worked for different firms, but still nurtured hope of implementing our ideas in our own company. Ultimately, the four of us gathered all our expertise, joined our knowledge and founded WORMHOLES. Today, the company employs 10 people.

ИННОВАЦИИ

#4-5 April-May 2015

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

INNOVATIONS

добра не ищут». Или: «Вот мы потратимся на это, а будет ли эффект – большой вопрос». Либо сразу просят показать результаты применения оборудования, скажем, на 20 скважинах. А где мы их возьмем в начале пути, эти 20 скважин?! Нефтяники хотят увеличить добычу, продуктивное время, но при этом поверят только в то, что уже принесло результат и этот результат можно «пощупать». Это основные сложности, с которыми продолжаем сталкиваться до сих пор.

НГЕ: Часто можно услышать, что нефтесервисный рынок России под угрозой полного поглощения крупными западными компаниями. Вы разделяете этот взгляд? Ведь своим примером «ВОРМХОЛС» как раз демонстрирует, что российские компании могут на нем занять свою нишу и быть востребованными. Журавлев: Я бы не стал говорить о каком-то целенаправленном захвате, это просто такая бизнес-модель. К примеру, та же Schlumberger так поступает не только в России, а везде, по всему миру, и не она одна так делает. Это данность, с которой надо уметь жить. А все эти разговоры про то, что иностранные сервисные мейджоры, работающие в нашей стране, должны быть, по сути, российскими компаниями, независимыми от всяких политических решений, мало чего общего имеют с реальной жизнью. Ведь, кто бы что ни говорил, даже российское представительство Schlumberger – компания, на мой взгляд, больше американская, нежели российская, и любое политическое решение, которое будет принято в США, скажется на ее действиях. НГЕ: Как быть в такой ситуации? Журавлев: В любом случае нужно диверсифицировать

●

According to Oleg Zhuravlev, customers appreciate turnkey technology solutions instead of a piece of metal ● По словам Олега Журавлева, куску металла заказчики предпочитают комплексные технологические решения «под ключ» companies, not dependent on political decisions, is completely out of tune with real life. Whatever someone may be saying, even Schlumberger’s Russian rep office is a more American company than Russian, and any political decision passed in the United States will influence its actions.

OGE: What should be done in this situation? Zhuravlev: The market needs to be diversified in any case. The market leaders want to consolidate it, establish total dominance, and that could ultimately ruin the competitive environment. If two or three players establish full control over the market, it will gradually sway toward monopolization as they’re always likely to strike a deal between themselves and create their own game rules. In order to avoid this, I guess, our government should develop programs to diversify the market.

OGE: Let’s talk about your product, Russia’s first flow control device. In your opinion, why has no one managed to accomplish this before WORMHOLES? Zhuravlev: There is a major difference in approach in Russia and in the West. Over there, companies do not offer equipment, but a complex technology. Equipment without knowledge how to use it is just a piece of metal that nobody needs. For example, even if the very same Tyazhpressmash takes our equipment, it won’t be able to install it or sell it. You need to be able to pool knowledge that allows you to use spe-

рынок. Лидеры рынка хотят укрупнить его, подмять под себя, и это может привести к разрушению конкурентной среды. Если два-три игрока будут полностью контролировать рынок, все потихоньку начнет сдвигаться в сторону монополизации, ведь они всегда легче договорятся между собой и установят собственные правила игры. Чтобы этого избежать, наверное, на правительственном уровне стоит разработать какие-то программы по диверсификации рынка.

НГЕ: Поговорим о вашем продукте – первом российском устройстве контроля притока. Как вы думаете, почему так долго никому в России не удавалось сделать нечто подобное? Журавлев: Есть существенное отличие в подходах у нас и на Западе. Там компании предоставляют не оборудование, а технологию в комплексе. Оборудование без знания как его использовать – это просто железка, которая никому не нужна. К примеру, тот же «Тяжпрессмаш», даже если возьмет наше устройство, не сможет его ни установить, ни продать. Здесь нужно именно совмещение знаний как использовать конкретную технологию, понимание условий разработки самих пластов, потенциала повышения, к примеру, КИН, за счет применения этой технологии, и т.д. Именно комплекс этих знаний является ключевым и наверное поэтому российские компании пока и не решались сделать нечто подобное. Мы же, благодаря многопрофильному опыту, – научному, инженерному, практическому, который был получен за годы работы в нефтянке – смогли предложить рынку такое комплексное решение. Понимая тонкости в разных областях, мы смогли все это замкнуть на себе, предложить нефтяникам не железку, а технологию, и доступным языком объяснить им как она работает. В какойOil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

cific technology, understand reservoir development conditions, potential for boosting the oil recovery factor, for instance, by using this technology, etc. The key to success is the set of these skills and knowledge, and probably that’s why Russian companies haven’t even tried to do something like this. We, on the other hand, have been able to offer such a complex solution to the market, drawing on our multifaceted experience that includes scientific, engineering and practical experience acquired over the years of work in the industry. Understanding the nuances in different areas we were able to provide a turnkey solution and offer the industry not a piece of metal, but technology, and explain how it works in a simple manner that anyone can understand. In some other company you would need an entire department to do that, it’s a pretty costly affair.

OGE: Can you describe in more detail the chief principles of your product’s performance? What are its main advantages? Zhuravlev: When you produce oil, in certain parts of the well the flow rate can be higher than elsewhere. If we let these well intervals to work at full capacity, they will quickly drain their potential and soon you will have water and gas breaking through. The main idea behind our flow control technology is the even distribution of inflow throughout the entire well. The flow control device should be configured so that it doesn’t draw too much oil from those sections of the reservoir where we already have a strong inflow to the well, at the same time boosting the inflow in those parts where it’s less powerful, and thus ensure well-balanced production of the entire well. At the time when we were starting out, passive control systems were mostly being used in the industry: well logging was performed while drilling, the power of inflow was evaluated in this or that particular section of a well, and then hydraulic resistances would be installed in an attempt to even the inflow from different intervals. However, well logging results may be interpreted incorrectly, and the situation in the reservoir can change over time: the near wellbore zone can be contaminated, water or gas can break through, and if it happens it’s impossible to change the system configuration. If gas has broken through, it will push oil out and the well will virtually stop producing oil. We have designed a system that can autonomously change its resistance depending on the inflow at a certain interval of the well and thus prevent gas breakthrough and simultaneously let the liquid flow. If gas does penetrate in a certain interval of the well, our equipment won’t allow its incontrollable production from that area, while other intervals will continue to produce oil. OGE: How did you handle product promotion, did you conduct pilot projects? Did customers let you perform pilots at working wells? Zhuravlev: We conducted pilots with RITEK, we installed our equipment in a well at Kotovskoye oil field in the Volgograd region. That well had been working for over 50 years and we managed to reduce the gas/oil ratio depending on the drawdown pressure. The tests went on for one year, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИННОВАЦИИ нибудь другой компании для этого понадобился бы отдельный департамент, это достаточно затратно.

НГЕ: Расскажите более подробно об основных принципах работы УКП. В чем заключаются его достоинства? Журавлев: Когда добываете нефть, на определенных участках пласта ее приток более мощный, чем на других. Если эти участки будут работать на полную мощность, они быстро выработают свой потенциал и там пойдет прорыв воды или газа. Основная идея разработки нашего УКП – это равномерное распределение притока по всей скважине. Устройство нужно сконфигурировать таким образом, чтобы не забирать слишком много нефти с тех участков, где приток и так мощный, а там где «течет» плохо – получше подкачать и равномерно выработать полностью всю скважину. Когда мы начинали, в основном существовали только пассивные системы контроля потока: в процессе бурения делали каротаж, смотрели какова мощность притока на тех или иных участках, и устанавливали гидравлические сопротивления на них, пытаясь выровнять приток из разных точек. Но результаты каротажа могут быть ошибочными, к тому же, со временем ситуация в пласте может измениться – призабойная зона засоряется, может прорваться вода или газ, и тогда уже конфигурацию системы практически невозможно применять. Если прорвался газ, он оттеснит нефть и скважина практически перестанет работать на нефть. Мы же как раз сделали систему, которая позволяет не пропускать газ, пропуская при этом жидкость. Если на каком-то участке случился прорыв газа, наше устройство не позволит ему бесконтрольно добываться из этой зоны, и остальные интервалы останутся рабочими. НГЕ: Как протекал процесс продвижения продукта на рынок – вы проводили ОПР? Соглашались ли заказчики пускать вас на действующие скважины? Журавлев: Мы делали ОПР с РИТЭКом, установили наше оборудование в скважину на Котовском месторождении (Волгоградская область), которая работала уже порядка 50 лет и как раз получили эффект уменьшения газового фактора в зависимости от депрессии. Испытания продолжались в течение года, за это время мы дважды извлекали компоновку, устанавливали, меняли, опять устанавливали, и извлекали, чтобы сравнить результаты. НГЕ: Основное отличие вашего УКП от пассивных систем контроля – это возможность регулировать мощность притока в динамике? Журавлев: Да, наше УКП позволяет адаптироваться под приток на данный момент. Если у вас есть изменяющиеся условия в пласте, и приток из определенной зоны уменьшился, то устройство само подстраивается под него. То есть, к примеру, повышает депрессию и позволяет подкачивать больше из участка, в котором наблюдается снижение притока. И наоборот, если случился прорыв газа или воды, расход стал больше – устройство позволяет самостоятельно пони-

#4-5 April-May 2015

during that time we retrieved the assembly twice, installed, changed, installed again and pulled it out to compare results.

OGE: Is the ability to regulate the power of flow in real time the major difference between your flow control unit and passive control systems? Zhuravlev: Yes, our flow control unit is able to adapt to the current inflow at any given moment. If reservoir conditions change and the inflow from a particular area is reduced, the unit will automatically adapt to it. In other words, it increases the drawdown pressure and helps produce more from the interval where inflow reduction has occurred. And vice versa – if gas or water break through, and production rate increases, our flow control unit will reduce the drawdown pressure on this section and prevent deterioration of oil production. Some time ago another device with similar philosophy has emerged abroad. It was developed by a Norwegian company, which is now trying to enter the Russian market. However, the Norwegian equipment works under a totally different concept. When I talk to oilmen, show them our unit, explain how it works, it is very easy to capture the essence, everything is understandable the very first time we present it. At the same time, it is impossible to explain how this Norwegian unit works. As a physicist, I can analyze its performance and it’s very strange to hear that it can work at all. A plate constricts the flow and is supposed to be moving toward the flow. That’s strange to me – if you try to block the pipe with a plate, nothing will ever work unless you screw it on.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

INNOVATIONS

OGE: How do you secure the trust of your clients? Zhuravlev: We monitor the manufacturing process very closely, and the issue of quality control is high on the list of our priorities. There are two important factors here: the unit needs to be simple to operate in order to minimize the risk of perfor-

Success Story In a Multibillion Dollar Market

История успеха на многомиллиардном рынке

Russia’s first producer of flow control units is also a resident of the Skolkovo Foundation’s Energy Efficient Technologies Cluster (EETC). OGE asked EETC project manager Marat Zaidullin (oil and gas sector) to shed light on Skolkovo’s cooperation with the Moscow-based start-up.

Первый российский производитель устройств контроля притока также является резидентом кластера энергоэффективных технологий Фонда Сколково. НГЕ попросил проектного менеджера нефтегазового сектора кластера Марата Зайдуллина рассказать о сотрудничестве Фонда с московским стартапом.

How would you rate the potential (including commercial) of WORMHOLES’ technology development, what exactly does it evolve around? What’s the likelihood of this technology being successful abroad? Its technological potential is very high since it has no direct equivalents in global markets. The technology has been developed thoroughly, introduced to industrial production, and reached the implementation stage at oil fields. The key advantages include the combination of ingenious technical solutions, simplicity of manufacturing and operation of units, and a wide spectrum of application. The WORMHOLES technology market is exponentially growing in the whole world and according to preliminary estimates it hit $1.5-2 billion last year, with a potential to grow further to $5 billion by 2020. In Russia, the size of this market in 2014 was $100 million, with a tendency for growth to $800-900 million by 2020. Similar units are in high demand in Russia and abroad and we do think that WORMHOLES shouldn’t limit its activities to Russia only. The field of complex well completion systems is rapidly growing (both from the point of view of market size and technology development), and that’s an environment in which a startup company with innovative solutions can quickly make itself known and stand out.

Как оцениваете потенциал (в том числе – коммерческий) разработок компании «ВОРМХОЛС», в чем конкретно он заключается? Насколько реальна коммерциализация этих разработок за рубежом? Технологический потенциал очень высокий, поскольку нет прямых аналогов на мировых рынках, технологии хорошо проработаны и доведены до промышленного производства и стадии внедрения на месторождениях. Ключевые преимущества: сочетание хитрых технических решений, простота реализации и эксплуатации устройств и широкий спектр применения. Рынок технологий компании «ВОРМХОЛС» в мире в целом бурно растет и в прошлом году составил по предварительным оценкам $1,5-2 млрд, а к 2020 году может превысить $5 млрд. Объем же российского рынка в 2014 году составил $100 млн с тенденцией к росту до $800900 млн к 2020 году. Подобные устройства являются крайне востребованными и в России и в мире и мы, естественно, считаем, что компании нельзя ограничиваться только российским рынком. Сложные системы заканчивания скважин – это бурно развивающаяся область (как с точки зрения объема рынка, так и с точки зрения развития технологий), на которой стартап с инновационным решением может быстро занять заметное положение.

How would you assess WORMHOLES’ preparation for participation in the Skolkovo project and acquisition of a resident’s status?

Как оцениваете саму подготовку заявки со стороны «ВОРМХОЛС» на участие в сколковском проекте/получение статуса резидента?

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

ИННОВАЦИИ

mance failure during its operation, and secondly, we need to simplify the manufacturing process as much as possible, the fewer mistakes during manufacturing, the better. We perform quality control jointly with Tyazhpressmash specialists, and we have never had any complaints regarding the plant’s performance. We are talking to other manufacturers as well, we’re not stuck on only one producer, though, as I’ve said already, we have developed a close relationship with our Ryazan colleagues. We have a fairly wide spectrum of operations, we began with passive flow control units and gradually kept shifting toward active units. Besides that, we have also developed tracer technology, which helps determine the inflow profile of a specific phase in this or that interval.

OGE: What’s the cost of WORMHOLES flow control units? Zhuravlev: The cost of our product is varied and primarily depends on specific features of any given well. We provide and install the whole completion for the well. Our system is a part of sand screens. For a fully packaged sand screen it can range from approximately 150,000-500,000 rubles per piece depending on configuration sizes, working conditions such as the production of a well, base pipe diameter, the flow rate of hydrocarbons via the joint, etc. If the flow rate is big, everything needs to be additionally reinforced and we need to make different modifications of our unit.

OGE: What about the scope of implementation, how many of these units currently operate in the fields? Zhuravlev: We’re not a big company, and currently we’re more focused on gathering statistics that demonstrates the efficiency of our equipment. Today, our flow control units operate at several wells, and, of course, we’d like to increase that number. By the way, we are the only Russian company that has installed this kind of equipment at LUKOIL’s Korchagin

жать депрессию на этот участок и предотвращает ухудшение ситуации с добычей нефти. Не так давно похожие устройства появились за рубежом. Авторы разработки – специалисты одной норвежской компании, которая, кстати, сейчас пытается выйти на российский рынок. Но у норвежцев устройство работает совсем по другому принципу. Когда я говорю с нефтяниками, показываю им наше УКП, объясняю, как работает, уловить суть очень просто, практически все понятно с первого раза. Объяснить, как работает устройство притока норвежской компании невозможно. Я, как физик, могу это проанализировать и для меня очень странно слышать, что оно вообще будет работать. У них пластинка пережимает поток и при этом должна двигаться ему навстречу. Для меня это странно – если вы попробуете пластинкой закрыть трубу, ничего никогда не получится, если вы ее не привинтите.

НГЕ: Как завоевать доверие клиентов? Журавлев: Мы достаточно строго следим за производством, вопрос качества продукта для нас всегда приоритетен. Здесь важны две составляющие: устройство нужно делать простым, чтобы минимизировать риск его неправильной работы в процессе эксплуатации, и второе – нужно максимально упростить производственный процесс, чем меньше ошибок при производстве, тем лучше. Контроль качества осуществляем совместно со специалистами «Тяжпрессмаш», к заводу никогда не было претензий. Параллельно общаемся и с другими производителями, не зацикливаемся только на одном, хотя, повторюсь, с рязанскими коллегами у нас сложились хорошие отношения. У нас достаточно широкий спектр работ, мы начинали с пассивных устройств контроля притока, потом понемногу двигались к активным. Кроме того, у нас есть трассерные технологии, позволяющие понять какой мощности приток какой жидкости идет по зонам.

The company officials filed an application for residence at Skolkovo in less than a month after we first met. Our experts green-lighted the WORMHOLES technology and it doesn’t happen often that a technology is cleared in the very first attempt.

От момента нашего знакомства с компанией до подачи заявки на получение статуса прошло менее месяца, и экспертиза прошла успешно с первой попытки, что случается не часто.

What exactly attracted the experts’ attention in WORMHOLES’ application? The experts especially valued the prospects of the chosen technological direction, as well as the simplicity and innovative concept of proposed technology. The WORMHOLES team’s experience and competence were also given very high marks. Taking into account the company’s large potential, one of the experts recommended that a manager with a track record of leading a major oilfield services business be inducted into the team immediately. Overall, more than 95 percent of experts’ responses were positive, it’s a very good result.

Что конкретно в заявке привлекло внимание экспертов? Эксперты особенно оценили перспективность выбранного технологического направления, а также простоту и инновационность предложенных технологий. Опыт и компетенции команды тоже были оценены очень высоко. Один эксперт, учитывая высокий потенциал развития компании, порекомендовал сразу взять в команду менеджера с опытом руководства крупным нефтесервисным бизнесом. В целом, более 95% ответов экспертов были положительными – это очень хороший результат. ●

According to Marat Zaidullin, the global flow control units market is expected to reach $5 billion by 2020 ● По словам Марата Зайдуллина, объем мирового рынок УКП к 2020 году достигнет $5 млрд

Can you recall any interesting details related to the expert review and evaluation of WORMHOLES’ application? The review itself is conducted with the minimum involvement of our Foundation’s employees, we rely on external experts. Each cluster has an expanding panel of out-of-house experts with business and science backgrounds, including foreign panelists. Their responses decide whether an application gets a green light or gets rejected. Each application is reviewed by five to 10 experts as per different criteria related to the proposed technology/product’s market potential, competitive advantages, competences, team experience, etc. That is why certain interesting details aren’t revealed in the process of evaluation, but in the experts’ full-fledged commentaries upon completing the review.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Запомнились ли какие-то интересные детали в процессе проведения экспертизы/рассмотрения заявки? Сама экспертиза заявки по существу проходит с минимальным вовлечением сотрудников Фонда, так как мы полагаемся на внешних экспертов. У каждого кластера сформирована и постоянно пополняется панель внешних экспертов, представляющих и бизнес, и науку, в том числе зарубежные. Именно их ответы и определяют, получит ли заявка зеленый свет или будет отклонена. Каждую заявку оценивают от 5 до 10 экспертов по ряду критериев, касающихся рыночного потенциала предлагаемой технологии/ продукта, конкурентных преимуществ, компетенций и опыта команды и т.д. Так что при экспертизе заявок интересные детали возникают не в самом процессе, а в развернутых комментариях экспертов по результатам экспертизы.

#4-5 April-May 2015

PHOTO: WORMHOLES / ФОТО: ВОРМХОЛС

INNOVATIONS

offshore field in the Caspian Sea. Before we did that, we had tested our equipment onshore in a working vertical well at RITEK’s Kotovskoye field that I mentioned earlier. There we proved that our product can be trusted, and as a result we were given the opportunity to work offshore. It’s very difficult to become an offshore contractor. The installation of an offshore drilling rig alone is very costly. Installing a drilling rig onshore is many times cheaper.

OGE: Innovators are having a hard time today: oil companies are willing to hear them out, but reluctant to grant them access to their operating wells to perform pilots. At the same time, they demand to be shown the results from previous tests. Under such circumstances how can you convince a potential customer that your product is exactly what he needs? Zhuravlev: It’s true, oil companies sometimes use the big names of global services majors as cover. I can understand that, it’s more convenient and simpler for them to do so. If they even let you work in their fields, as a rule, they would let you install the equipment in one of their not very productive wells in order to minimize losses in case of a failure. However, these are operating wells, no “training” wells. I’ve already said that the oil industry is rather conservative and everybody demands results, but nothing is impossible, it just requires a lot more time and effort to prove that your technology is competitive. For instance, we have established a good relationship with LUKOIL, they do care about new technologies and they agreed to pay us for completion and its design that had to be adapted to specific reservoir conditions at LUKOIL wells. The design of the units installed at the Korchagin offshore field, for example, was adapted according to LUKOIL’s requirements. OGE: Can previous contracts and orders serve as an automatic pass to new fields or you have to prove your competitiveness again and again? Zhuravlev: It depends on a given situation – oil companies may request installation of our completion at their own well, so they can take a look themselves. Frequently, these test units are supposed to be postpaid, we still need to bear the costs of installing our equipment. If a company likes the result, we can move forward, sign a contract for a bigger number of wells. Pilot research usually works the following way: an oil company asks us to build a completion, install it in a well and if the results are satisfactory, they will pay us. But making that

●

Currently, all WORMHOLES flow control units are produced by the Ryazan-based Tyazhpressmash manufacturer ● Сегодня все УКП от «ВОРМХОЛС» выпускаются рязанским заводом «Тяжпрессмаш» НГЕ: Во что клиентам обходятся УКП от «ВОРМХОЛС»? Журавлев: Стоимость нашей продукции варьируется и это, в первую очередь, зависит от характера скважин. Мы предоставляем и устанавливаем всю компоновку для заканчивания скважины. Наша система является частью противопесочных фильтров. Противопесочный фильтр в полной компоновке может стоить от 150-500 тыс. рублей в зависимости от конкретных условий: дебита скважины, диаметра базовой трубы, расхода добываемого углеводорода через устройство. Если расход огромный, нужно все дополнительно укреплять, делать несколько иные модификации.

НГЕ: Каков масштаб внедрения вашей продукции на месторождениях? Журавлев: Мы не такая большая компания, сейчас мы больше нацелены на сбор статистики, демонстрирующей эффективность работы наших установок. Сегодня наши УКП работают на нескольких скважинах, хотелось бы, конечно, их число увеличить. К слову, мы стали единственной российской компанией, которая установила подобное оборудование на Корчагинском месторождении ЛУКОЙЛа на Каспии. Перед этим мы делали испытания на суше, на действующей вертикальной скважине на том самом Котовском месторождении РИТЭКа. Там мы доказали, что нашей продукции можно доверять, и нас в итоге пустили работать на шельфе. Туда прорваться очень сложно. Одна только установка буровой платформы на море обходится очень дорого. Установить БУ на суше в разы дешевле. НГЕ: Новаторам сегодня приходится нелегко – нефтяники готовы их выслушать, но с большой неохотой пускают на действующие скважины, требуя при этом предъявить результаты прежних испытаний. Как в таких условиях убедить потенциального заказчика, что именно ваш продукт ему нужен? Журавлев: Да, бывает, что нефтяники прикрываются большими именами ведущих мировых нефтесервисных лидеров. Я могу их понять, им так удобнее и проще. Если и пускают, то чаще всего на малодебитные скважины, чтобы минимизировать потери в случае неудачи, но, тем не менее, это реально работающие скважины, никакие не «тренировочные». Я уже говорил, что нефтянка – очень консервативная среда и все требуют предъявить результат, но ничего невозможного нет, просто на доказывание состоятельности вашей разработки уходит гораздо больше времени и сил. К примеру, с ЛУКОЙЛом у нас сложились хорошие отношения, они внимательно относятся к новым технологиям, и согласились платить и за сами УКП и за их разработку под конкретные пластовые условия на их скважинах. К примеру, устройства, работающие на Корчагинском месторождении, мы дорабатывали по их заказу. НГЕ: Предыдущие контракты и заказы – это автоматический пропуск на новые месторождения или свою состоятельность вам каждый раз приходится доказывать вновь? Журавлев: Это зависит от конкретной ситуации – нефтяники могут попросить установить УКП у них, чтобы Oil&GasEURASIA

INNOVATIONS decision – whether to pay or not – can take them up to a year. Since we spend approximately tens of millions of rubles per well, this is a fairly big capital investment for us, and not getting paid immediately certainly slows down our growth.

OGE: What causes such big payment delays? Isn’t it strange since there can be no bias in evaluating your performance – the results are easily measured, there are concrete figures and readings that help dot all the “i’s”. Zhuravlev: Of course, certain criteria exist, but well operation involves a multitude of parameters and one can always find something to complain about. Sometimes you have to stand your ground and defend your performance results, especially, if you get the data that are incorrect or even fake. OGE: You mean to say that clients sometimes try to cheat? Zhuravlev: Yes. For example, you have daily oil flow and each day it’s different by 0.1 cubic meters per day, one and the same figure all the time. In practice, it never happens that way: on day one you get, for instance, 0.7 cubic meters, on day two – 0.8, on day three – 0.9, and so forth, but it cannot be the same figure every day.

OGE: You’re putting a lot at risk, your reputation above all, aren’t you? Zhuravlev: We install flow control units in operating wells (by the way, I’ve never heard of foreign companies doing the same thing), and the effect is instantly visible, what we had before and what happened after. It is practically impossible to renounce the results, and no foreign company is ready to do this since the risk of failure is too big – everyone will immediately notice if the equipment didn’t work the way it should have. It’s a risk, but we’re taking that risk consciously since we don’t have much of a choice. OGE: For some years now, a number of oilfield equipment producers have been lobbying the concept of creating special training grounds in Russia where innovating companies could test their products under typical well conditions. Do you support this idea? Zhuravlev: I do, but I think this issue should be dealt with as a whole. OGE: How exactly? Zhuravlev: Currently, we have а joint patent with LUKOIL, we have executed many jobs for this company, everyone’s happy. But essentially LUKOIL isn’t interested in buying our equipment. Even if we do the tests, some extra motivation (tax benefits, for example) is required in order to make our oil companies use Russian equipment. And then, there is also the issue of the tests themselves – if we do a pilot, we’re getting paid later, depending on the result. If we do the testing at a specially designed training ground, where do we take several hundred million rubles to finance pilots at 20 wells? It’s a vicious circle.

OGE: The bureaucracy that surrounds bidding procedures prescribed by oil and gas majors traditionally draws a lot of criticism. Is your company able to participate in these tenders and compete for contracts? Zhuravlev: Practically not. We try to avoid tenders, and work via Tyazhpressmash, which submits bids with our equipment and we provide designing documents and technical support.

#4-5 April-May 2015

самим посмотреть. Эти пробные установки я бы назвал «полубесплатными» для компаний, мы все равно должны нести расходы по установке своего оборудования. Если компании понравился результат, можно двигаться дальше, подписывать контракт на большее количество скважин. Схема опытно-промышленных исследований (ОПИ) обычно работает так: нефтяная компания просит нас сделать УКП, установить его на скважине, и, если результат будет удовлетворительным, она заплатит нам. Только принятие решения платить или нет может тянуться до года. Получается, что примерно на одну скважину мы вкладываем несколько десятков миллионов рублей, это достаточно большие капвложения, и то, что деньги возвращаются к нам не сразу – это один из факторов, тормозящих развитие.

НГЕ: В чем причина столь длительных задержек платежей? Ведь оценка результата работы оборудования не может быть субъективной – есть конкретные цифры, показатели, которые помогут расставить точки над «i». Журавлев: Конечно, какие-то определенные критерии прописываются, но в работе скважины задействовано множество параметров и всегда можно найти к чему придраться. Иногда приходится отстаивать свою точку зрения, защищать те самые результаты, особенно, если получаем некорректные данные или даже поддельные. НГЕ: Даже так бывает? Журавлев: Да. К примеру, вот у вас приток нефти по дням – и каждый день у вас он отличается на 0,1 кубометров в сутки, постоянно одна и та же «добавка». На практике так не бывает – первый день 0,7, второй – 0,8, третий – 0,9, и так далее, но вряд ли каждый день одна и та же цифра.

НГЕ: Но вы и сами многим рискуете, прежде всего – репутацией, не так ли? Журавлев: Мы устанавливаем УКП в уже работающие скважины (кстати, ни разу не слышал, чтобы подобным занимались зарубежные компании), и здесь же эффект виден сразу, до и после. Отвертеться от показанных результатов практически нереально, и ни одна зарубежная компания не пойдет на это, поскольку существует большой риск провала – все же сразу увидят, если оборудование не сработает как надо. Это риск, но мы на него идем сознательно, большого выбора у нас нет.

We proved that our product can be trusted and were given the opportunity to work offshore. Мы доказали, что нашей продукции можно доверять, и нас в итоге пустили работать на шельфе.

НГЕ: Ряд производителей промыслового оборудования уже не первый год лоббирует идею создания в России специальных полигонов, на которых новаторы могли бы обкатывать свой продукт в реальных условиях. Вы поддерживаете эту идею? Журавлев: Идею поддерживаю, но этот вопрос необходимо решать комплексно. НГЕ: Что имеете в виду? Журавлев: Сейчас у нас есть совместный патент с ЛУКОЙЛом, мы выполнили много работ, все довольны. Но Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

ИННОВАЦИИ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

ЛУКОЙЛ практически незаинтересован в покупке нашего оборудования. Даже если мы проведем испытания, все равно нужна дополнительная мотивация, например налоговая, чтобы заставить нефтяные компании использовать российское оборудование. Кроме того, еще стоит вопрос о тех самых испытаниях – если есть ОПИ, идет постоплата, по результату. Если будет тот же самый полигон с этой системой, то откуда мы возьмем несколько сотен миллионов рублей, чтобы профинансировать испытания на 20 скважинах? Замкнутый круг получается.

●

WORMHOLES is keen to expand its operations in foreign markets as well, primarily in Saudi Arabia and Norway, says Oleg Zhuravlev ● «ВОРМХОЛС» стремится выйти и на зарубежные рынки, в первую очередь – в Саудовскую Аравию и Норвегию, говорит Олег Журавлев OGE: What did you find attractive in the Skolkovo project? How difficult was it to prove the competitiveness of your technology and acquire the status of a Skolkovo resident? Zhuravlev: They created very favorable working conditions there, Skolkovo representatives organize meetings, forums, round tables, and that helps us establish contacts with potential clients. We have launched several products as a result of interaction of Skolkovo companies. We had talked directly to majors before, and our participation in the Skolkovo project helped us expand that circle. So far, we haven’t received any grants, but the mere possibility to obtain a grant for, let’s say, those 20 wells, provides a good chance that should be used if necessary. We are now gathering documents to file a grant application. I wouldn’t say that getting into Skolkovo was difficult, 80-90 percent of the foundation experts’ reviews of our technology were positive, which is a fairly high percentage. OGE: Many residents of Skolkovo’s cluster for energy efficient technology note the quickness in applications’ review by the experts, praise their promptness. Did you feel the same way? Zhuravlev: Yes, the entire process from the day we submitted our application and until the expert decision was passed took approximately around two months. Later, we had to take care of some organizational issues and sort out legal formalities. Skolkovo residents need to meet certain requirements that include setting up a legal entity, so your company can officially “reside” there. That is why we founded a new company named WORMHOLES Vnedrenie (we continue to carry out some of the old projects through WORMHOLES), and Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Много нареканий вызывает забюрократизированность тендерных процедур вертикальных компаний. Вашей компании по силам принимать в них участие и бороться за контракты? Журавлев: Практически не по силам. Тендеров пытаемся избегать, работаем как раз через рязанский завод – они заявляются на тендер с нашим оборудованием, мы полностью предоставляем техдокументацию и сопровождение. НГЕ: Чем вас привлекло участие в сколковском проекте? Насколько трудно было доказать состоятельность вашей технологии и получить статус резидента Сколково? Журавлев: Там достаточно приятные условия работы, представители фонда организовывают встречи, форумы, круглые столы, это помогает в налаживании контактов с потенциальными клиентами. Кстати, мы запустили несколько продуктов как раз благодаря взаимодействию сколковских компаний друг с другом. C большими компаниями мы и раньше общались напрямую, участие в сколковском проекте позволило этот круг расширить. Мы пока не получали грантов, но сама возможность получить его на те же 20 скважин, это хороший шанс, которым можно воспользоваться в случае необходимости. Сейчас как раз готовим документы для подачи заявки на грант. Попасть туда было достаточно несложно, на мой взгляд, мы получили 80-90% положительных отзывов от экспертов, достаточно высокий процент. НГЕ: Многие участники кластера энергоэффективных технологий отмечают скорость рассмотрения заявок экспертами фонда, хвалят их за оперативность. Вы в этом тоже убедились? Журавлев: Да, у нас весь процесс с момента подачи заявки и до принятия решения экспертами занял примерно два месяца. Потом решали уже организационные вопросы, улаживали юридические формальности. Существует набор определенных требований к резидентам, в частности, для того, чтобы «прописаться» в «Сколково», нам нужно было учредить юрлицо. Вот мы и создали компанию «ВОРМХОЛС Внедрение» (какие-то старые проекты по-прежнему ведем через «ВОРМХОЛС»), и все новые патенты подаем под нее, что дает нам право пользоваться достаточно хорошими налоговыми льготами. НГЕ: Что можете сказать о самом фонде, эффективности его работы и роли, которую он играет сегодня в иновационном развитии российской промышленности? Журавлев: Достаточно хорошая идея. Сработает рано или поздно, даже сейчас есть некоторые компании, которые именно благодаря «Сколково» вышли на рынок, поднялись. НГЕ: Каковы планы развития «ВОРМХОЛС» на ближайшие годы? Входит ли в них выход на зарубежные рынки?

INNOVATIONS all new patents are certified through the new entity, entitling us to tax breaks that are quite beneficial to our business.

OGE: What can you say about the Skolkovo Foundation, its efficiency and the role it plays today in innovative development of Russia’s industry? Zhuravlev: It’s a pretty good idea. Sooner or later, it’s going to bear fruit, even today there are some companies that have managed to enter the market and succeed thanks to Skolkovo. OGE: What are your plans for the development of WORMHOLES in coming years? Do they include entry into foreign markets? Zhuravlev: Definitely so. Most of all we’re interested in breaking into Saudi Arabia and Norway. We spoke with Statoil representatives in Russia. In principle, this idea is very interesting, but it requires substantial capital investment to open a rep office in Norway. First-ever flow control units had been developed in Norway in an effort to make development of offshore fields more efficient. They have copious experience in this field, and thanks to the use of such technology Norway is among the global leaders in terms of oil recovery factor. OGE: Have you taken any specific steps regarding cooperation with Statoil? Zhuravlev: They have their own corporate procedure of qualification of equipment suppliers. To start working with Statoil and obtain approval for the installation of our equipment at Statoil’s wells, we need to qualify first. That will be our first step, and so far we have discussed technical issues related to the process of vendor selection. OGE: If we talk about long-term goals, would you consider the possibility of selling WORMHOLES at a certain stage, provided the company continues to demonstrate solid growth? Zhuravlev: Anything is possible. The way this works – “big fish” eats “small fish” only if “small fish” is successful and develops steadily. So if you don’t strive to grow bigger, the chances that the majors will notice you are slim, these things are directly connected. As a matter of fact, I’m not preoccupied with a single scenario for developing our business, we need to grow as much as possible and down the road we’ll see what’s better – to sell the business or to merge with a bigger company. At any rate, this will depend on specific circumstances when that moment comes, but it’s a long road before we reach that point. OGE: We often hear the stories about Chinese service companies’ plans to kill off the competition by dumping prices and flood the market with products that aren’t best quality. Do you feel threatened by Chinese competitors? Zhuravlev: The Chinese are very nice people. As far as I know, they don’t have anything similar to the units we manufacture. They are very good at adapting foreign technologies and producing their own equipment as per others’ moulds, they remake someone else’s product, so to say. It’s a very peculiar market. We’ve been invited to China, but we’re not ready yet to take that step. In the first place, we need to acquire local patents and produce equipment in China itself. You have to be very cautious dealing with Chinese businessmen. It’s better to open a rep office there and have your products patented, localize manufacturing… only then you’ll have a chance to succeed. But if you say: “Guys, I have this technology, wouldn’t you like to take a look and see how it works?” don’t be surprised to see they have the same equipment a year later.

#4-5 April-May 2015

Журавлев: Однозначно входит. Нам интересны прежде всего рынки Саудовской Аравии и Норвегии. Мы общались с представителями Statoil в России. В принципе, очень интересно, но для этого нужны достаточно большие начальные капвложения на открытие представительства. Первые УКП разрабатывали как раз в Норвегии в целях более эффективной разработки шельфовых месторождений. У них большой опыт в этой области, благодаря использованию таких технологий Норвегия занимает одну из лидирующих позиций по КИН. НГЕ: Какие-то конкретные шаги в контексте сотрудничества со Statoil уже сделаны? Журавлев: У них есть собственная процедура квалификации поставщиков оборудования. Для того, чтобы начать работать со Statoil и получить добро на установку нашего оборудования на скважинах компании, сначала нужно пройти ту самую квалификацию. Это и станет нашим первым шагом, пока что мы обсуждали технические моменты, связанные с процедурой отбора поставщиков.

“Big fish” eats “small fish” only if “small fish” is successful and develops steadily. «Большая рыбка» проглатывает ту, что поменьше только при условии, если она успешна и стабильно развивается.

НГЕ: Если говорить о долгосрочных планах развития «ВОРМХОЛС» – вы не исключаете возможность продажи компании на каком-то этапе, на фоне солидного роста бизнеса? Журавлев: Все может быть. Как это устроено – «большая рыбка» проглатывает ту, что поменьше только при условии, если она успешна и стабильно развивается. Поэтому, если сам не стремишься стать большим, вряд ли на тебя обратят внимание крупные игроки, это взаимосвязано. На самом деле, я не зациклен на каком-то одном варианте развития нашего бизнеса – нужно расти по максимуму, а там будет видно, что лучше – продать бизнес или влиться в состав более крупной компании. В любом случае, это будет зависеть от конкретных обстоятельств на тот момент, но до него нужно еще дорасти. НГЕ: Часто можно услышать рассказы о том, как китайские сервисные компании за счет ценового демпинга готовы уничтожить конкурентов и завалить рынок продукцией не самого лучшего качества. Вы не опасаетесь конкурентов из Поднебесной? Журавлев: Китайцы – хорошие люди. Насколько мне известно, у них нет ничего подобного тому, что мы выпускаем. У них здорово получается адаптировать зарубежные образцы и выпускать свою продукцию по чужим «лекалам», переделывать чужое, скажем так. Но это очень своеобразный рынок, нас приглашали туда, но мы еще не готовы пойти на такой шаг. В первую очередь, нужно получить местные патенты и выпускать оборудование в самом Китае. В ведении дел с китайцами нужно быть очень аккуратными. Лучше открыть там представительство и запатентовать всю свою продукцию, локализовать производство – тогда будет шанс на успех. Но если вы просто скажете: «Ребята, у меня есть технология, не хотите посмотреть как она работает?», тогда не удивляйтесь, если через год у них увидите то же самое. Oil&GasEURASIA

MONEY MARKETS

Ruble at Crossroads Is the Russian currency’s recovery temporary thing or definite turnaround?

Рубль на распутье

Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

ast year’s decline of Brent oil prices and its continuation in early 2015 brought about the plunge of the ruble against U.S. dollar and euro. The drop was also spearheaded by the Western sanctions on Russia that have spurred capital flight. The ruble was dealt another blow by the Central Bank’s switch to the floating rate, which was accompanied by the cancellation of interventions. As a result, in mid-December last year, the ruble lost more than 100 percent of its value to the dollar and euro, reaching the lowest point at rates of 80 rubles per dollar and 100 rubles per euro. These events caused widespread panic among individuals and legal entities dealing with rubles. Fearing further devaluation of their ruble savings, Russians frantically stormed exchange offices to buy hard currency. However, it should be noted that the abrupt weakening of the national currency was caused to a large extent by the actions of the Central Bank and stock market players. The situation heated up to the point where everyone including Russian President Vladimir Putin and lawenforcement agencies' officials began to discuss money market issues and the weakening ruble. The chief of Russia’s Investigative Committee Alexander Bastrykin had proposed to introduce tougher penal liability for offenses such as manipulation and insider activities by inserting a clause “committing activities in the currency market”

нижение цен на нефть марки Brent в прошлом и начале текущего года привело к падению курса рубля по отношению к доллару и евро. Этому способствовали западные санкции против России, которые спровоцировали отток капитала. Еще одним ударом по отечественной валюте стала политика Центробанка по переходу к плавающему курсу, сопровождаемая отказом от интервенций. В итоге рубль обвалился более чем в два раза к доллару и евро в середине декабря прошлого года до рекордных 80 рублей за доллар и100 рублей за евро. Эти события вызвали панику практически у всех, кто связан с рублем. Россияне бежали в обменники и хаотично покупали доллары и евро, боясь еще большего обесценения своих сбережений. Примечательно, что резкое ослабление национальной валюты было вызвано в большей мере действиями ЦБ и других биржевых игроков. Ситуация накалилась до такой степени, что о проблемах валютного рынка и слабом рубле заговорили буквально все, включая президента Владимира Путина и представителей силовых структур. Глава Следственного комитета России Александр Бастрыкин тогда предложил ужесточить уголовную ответственность за манипулирование и инсайд, добавив в эти статьи квалифицирующий признак «совершение деяний в сфере валютного рынка». ЦБ решил побороть спекулянтов резким повышением ключевой ставки с 10,5 до 17%. Позже регулятор сни-

BUSINESSINSIDER.COM.AU

Укрепление нацвалюты – временное явление или окончательный поворот?

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

in appropriate articles of the Penal Code. The Central Bank decided to fight unfair dealers by sharply increasing the key interest rate from 10.5 percent to 17 percent. Later, the banking regulator reduced the rate to 14 percent. According to experts, the comfort zone ranges between 8 and 10 percent.

ВАЛЮТНЫЕ РЫНКИ

3,600

rubles рублей

зил ставку до 14%. Эксперты говорят, что для комфортной ситуации необходим уровень в 8-10%.

Стремительный рост

В самых мрачных прогнозах ряда банков после The price of a barrel of oil that earlier ensured этого стали фигурировать оценки в 100 рублей за долmeeting budget revenue targets лар и даже больше, однако с Цена барреля нефти, при которой ранее начала 2015 года рубль увеобеспечивалось необходимое наполнение бюджета ренно укрепляется, далеко не всегда ориентируясь на Rapid Growth нефть. Аналитики и другие After that, certain banks’ gloomiest forecasts projected rates of 100 rubles per dol- эксперты озадачились этим фактом, так как привыкли объlar and even more, but since the beginning of this year the яснять любое изменение котировок рубля исключительно ruble has been getting stronger, not always in parallel with событиями, связанными с «черным золотом». В этой ситуации понадобились другие факторы, oil prices. This puzzled analysts and industry experts as they had used to explain any changes in the ruble quotes которые важны для формирования курса рубля: валютная выручка компаний нефтегазового сектора – ее приходитsolely by the events related to “black gold.” In this situation, it is necessary to use other factors ся обменивать на рубли, чтобы платить налоги. Доллары important in shaping the ruble rate, such as foreign cur- и евро панически скупали не только физлица, но и крупrency revenues of petroleum companies, which have to ные, а также средние корпорации, что привело к избытку exchange them for rubles, so they can pay taxes. In addi- валютных запасов, которые частично меняют на рубли. tion to individuals, medium-size and large corporations Еще одним фактором спроса является интерес к российwere also buying dollars and euros in panic, which resulted ским ценным бумагам, которые тоже подешевели и приin excessive foreign currency reserves, which are now part- влекают возможностью заработать на их перепродаже, ly being exchanged for rubles. Another demand-influenc- либо дивидендах в акциях, а также купонных выплатах в ing factor is the interest in purchase of Russian securities, случае облигаций и евробондов. Примечательно, что в начале апреля Банку России which have also become cheaper and attract buyers who could make profit through their re-sale, share dividends or пришлось принимать меры для того, чтобы сдержать укрепление рубля, повысив ставку по валютному репо coupon payments in case of debentures or Eurobonds. It needs to be noted that the Bank of Russia had to LIBOR+1,5-1,75% вместо прежних LIBOR+0,5%. Это необходимо было сделать для исполнения целей take steps in early April to tighten the ruble growth by increasing the rate of hard currency repo to LIBOR+1.5- скорректированного госбюджета на 2015 год, в который заложена среднегодовая цена на нефть Urals в $50 за бар1.75 percent instead of the previous LIBOR+0.5 percent. It was necessary for the purpose of meeting the goals рель, а курс доллара – в 61,5 рубля. Главный аналитик UFS IC Алексей Козлов говорит, set in the sequestered 2015 budget, which projected the annual average price for the Urals oil at $50 per barrel, and что укрепление рубля не может продолжаться долго, пока цены на нефть стабильны – необходимое наполнение the U.S. dollar at 61.5 rubles. бюджета ранее обеспечивалось при цене 3 600 UFS IC chief analyst Alexei Kozlov рублей за баррель, сокращение расходов бюдsays that the ruble recovery can’t last жета, ужесточение контроля за расходованием long while oil prices remain stable – preбюджетных средств, могут обеспечить наполняviously, budget revenue targets rested on емость доходной части баланса страны по цене projections of oil sales bringing 3,600 3 300-3 400 рублей за баррель. rubles per barrel; now, after introducing «Но сегодня стоимость бочки черного золота the budget cuts and a set of measures достигла 3 000-3 100 рублей, что уже настораintended to ensure tougher control of живает, – рассказывает эксперт. – В этой ситуаspending of budget funds, revenue tarции выходом может стать либо рост стоимости gets could be met with oil sales bringing нефти, что в условиях переизбытка предложения between 3,300 and 3,400 rubles per не столь очевидно, либо ослабление рубля до 57 barrel. рублей за доллар при цене нефти $58 за баррель». “However, today the price of 'black Экономист ИК «Ренессанс Капитал» по gold' has reached 3,000 to 3,100 rubles per barrel, which looks disturbing,” says ● According to Alexei Kozlov, России и СНГ Олег Кузьмин говорит, что укреплению курса рубля помогает нормализация ситуаthe expert. “A way out of this could be the ruble recovery can’t last ции на внутреннем валютном рынке и снижение either oil price growth, which is not long while oil prices remain девальвационных ожиданий населения. quite likely because of oversupply, or the stable «Стабилизация нефтяных цен; понимаruble weakening to 57 per dollar at the ● По словам Алексея Козлова, укрепление рубля ние инвесторами, что вероятность появления в oil price of $58 per barrel”. России крайне негативных событий (контроль за Renaissance Capital in Russia and не может продолжаться движением капитала, утрата резервов) является CIS economist Oleg Kuzmin says that долго на фоне стабильных крайне малой; прохождение пика платежей по strengthening of the ruble is enhanced цен на нефть Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

MONEY MARKETS

#4-5 April-May 2015

by the stabilized situation in the domestic внешнему долгу; а также насыщение Банком money market and the population’s decreased России внутреннего валютного рынка долexpectations of further devaluation of the ларовой ликвидностью – все это помогло national currency. вернуть в нормальное русло функциониро“Oil prices stabilized; investors underвание финансового рынка», – говорит он. stood that the probability of exceptionally Говорить, что зависимость курса рубля negative events in Russia (capital movement от цен на нефть, как считает экономист, control, loss of reserves) is extremely low; the заметно снизилась за последнее время и peak of external debt payments has passed; будет продолжать снижаться и дальше, пока and the Bank of Russia saturated the domestic еще рано – скорее рынок уже не закладывает money market with dollar liquidity – all this снижения нефтяных цен до очень низких helped bring the functioning of the financial уровней, и ситуация на валютном рынке market back on track,” says Kuzmin. нормализовалась, а мы видим в целом нор● The population’s decreased The economist adds that it is too early to expectations of further мальное отклонение курса от фундаментальclaim that the dependence of a strong ruble devaluation have helped но обоснованных уровней уже в обе стороon high oil prices has significantly decreased strengthen the ruble, says ны, скажем +/-10%. and will continue to decrease; more likely, the Oleg Kuzmin «Сейчас мы видим постепенное сокраmarket in its projections doesn’t factor in the ● Снижение щение амплитуды колебаний российской oil price decline to very low levels anymore, девальвационных валюты, что предполагает снижение спекуthe money market situation has stabilized, ожиданий населения лятивной активности, – говорит аналитик and in general we can see a normal deviation помогает укреплению инвестиционного холдинга «Финам» Антон of the rate from the fundamentally justified рубля, считает Олег Сороко. – Соответственно, и спекулятивная levels, let’s say, +/-10 percent, and it swings Кузьмин составляющая (около 10% от курса начала both ways. февраля) постепенно сходит на нет». “Currently, we observe gradual contraction of the Также позитивное влияние на российскую валюту, curve of ruble fluctuations, which implies that specula- как он считает, оказывает отсутствие пиковых выплат по tive activities have been reduced,” says Finam investment внешним долгам, а также механизм годового валютного holding group analyst Anton Soroko. “Accordingly, the репо, запущенный ЦБ РФ для снижения спроса на доллары speculative component (approximately 10 percent of the и евро из-за невозможности рефинансировать внешние early February rate) is gradually winding down.” займы. Ключевой задачей ЦБ РФ по-прежнему остается The analyst believes that the Russian currency таргетирование инфляции, которая в месячном выражеis also positively affected by the absence of the peak нии уже начала снижаться. external debt payments, and also by the mechanism of Учитывая, что ослабление российской валюты было the yearly currency repo introduced by Russia’s Central одним из основных факторов ускорения инфляции, логичBank to slash demand for dollars and euros due to the но, что ее укрепление приводит к снижению инфляционных impossibility of external debt refinancing. The key task ожиданий, а значит, повышает вероятность снижения клюof the Central Bank is still the targeting of inflation, чевой процентной ставки со стороны российского регулятоwhich has already begun to decline on a monthly basis. ра. «Полагаем, что принимать такое решение вне заседания Taking into consideration that the weakening of по денежно-кредитной политики ЦБ РФ, скорее всего, не the Russian currency was one of the major будет, чтобы не вызвать увеличения рыночfactors that accelerated inflation, it seems ной волатильности, – говорит эксперт. – Тем quite logical that its strengthening results более, что в конце прошлой недели и начале in decreasing inflationary expectations, этой (10-14 апреля – НГЕ) ситуация на валютand, consequently, increases the probabilном рынке несколько стабилизировалась. ity of reduction of the key interest rate by Финансовый регулятор может ограничиться the Russian regulator. “We believe that the точной настройкой валютного репо, и уже 30 Central Bank is highly unlikely to make this апреля снизить ключевую процентную ставdecision without a meeting on the monetary ку на 1-2 процентных пункта». policy in order to avoid an increase of the market volatility,” says Soroko. “All the more Что будет дальше? so after the situation in the money market По оценкам представителя «Финама», has somewhat stabilized at the end of last российская валюта сейчас близка к локальweek and the beginning of this week (April ным максимумам, так что, если говорим 10-14 – OGE). The financial regulator could про краткосрочную необходимость валюты limit itself to the precise adjustment of the ● The speculative component (к примеру, для зарубежной поездки), то сейчас неплохая возможность совершить currency repo, and on April 30 reduce the key (approximately 10 percent of the early February rate) конвертацию. «Полагаем, что при текущей interest rate by 1-2 percentage points.” is gradually winding down, ситуации ожидать укрепления рубля ниже believes Anton Soroko отметки в 30 рублей за доллар ожидать не What Happens Next? стоит, – объясняет Сороко. – По нашим According to Soroko’s estimates, current- ● Спекулятивная оценкам, при наиболее позитивном разly, the Russian currency is close to the relative составляющая (около 10% витии событий (отмена западных санкций, maximum, so in case of a short-term demand от курса рубля в начале for foreign currency (for example, for a trip февраля) постепенно сходит выход российских компаний на внешние рынки заимствований, рост цен на нефть abroad), now there is a good opportunity for на нет, уверен Антон Сороко

Oil&GasEURASIA

Ɂɨɥɨɬɵɟ ɋɩɨɧɫɨɪɵ

ɋɟɪɟɛɪɹɧɵɟ ɋɩɨɧɫɨɪɵ

ɉɪɢ ɩɨɞɞɟɪɠɤɟ

Ȼɪɨɧɡɨɜɵɣ ɋɩɨɧɫɨɪ

ɉɚɪɬɧɟɪɵ

MONEY MARKETS

#4-5 April-May 2015

currency conversion. “We believe that до отметки в $80-90 за баррель) в течение 2015 in the current situation one shouldn’t года курс рубля к американскому доллару может expect the ruble to go below 30 per составить около 40 рублей за доллар». dollar,” the Finam expert explained. Аналитики Райффайзенбанка считают, что “According to our forecasts, under the даже в случае стабилизации сырьевых цен во most positive scenario (cancellation of втором квартале 2015 года уже не стоит ожидать the Western sanctions, Russian compaстоль же сильной поддержки курсу со стороnies’ entry into foreign borrowing marны платежного баланса, поскольку сокращение kets, oil prices growing to $80-90 per barимпорта может быть менее выраженным. Кроме rel) in 2015, the ruble/dollar exchange сокращения торгового профицита, из-за сезонrate could reach approximately 40-to-1.” ности во втором квартале должен усилиться Raiffeisenbank analysts believe that негативный вклад дефицита неторгового сальeven in case of stabilization of commodiдо (платежи резидентов по балансу услуг, оплаty prices in the second quarter of this year, ● Soon, the ruble rate dynam- ты труда, инвестиционных доходов за рубеж). we shouldn’t expect the same support of ics will shift toward weakening Все это будет приводить к снижению притока the ruble rate from the balance of pay- Russia’s currency, suggests валюты в страну в ближайшие три месяца. ments, as import cuts could be less pro- Maria Pomelnikova Согласно предварительным расчетам nounced. In addition to a reduced trade ● В ближайшее время Райффайзенбанка, нельзя исключать, что проsurplus, due to the seasonal factor in the динамика курса рубля фицит текущего счета после $23,5 млрд в перsecond quarter the negative input of the развернется в сторону его вом квартале во втором квартале опустится non-trade surplus deficit must increase ослабления, полагает Мария ниже $5 млрд. При этом отток капитала может (residents’ payments for the balance of Помельникова оставаться существенным (около $20 млрд). services, work remuneration, payment of investment rev- Это образует дефицит валюты на уровне около $15 млрд. enues abroad). All this will result in a decrease of the cur- Компенсировать такой спрос на валюту могло бы своевреrency influx to Russia over the next three months. менное и сопоставимое по объему предоставление валютAccording to preliminary estimates of Raiffeisenbank, ного рефинансирования от ЦБ на приемлемых условиях. one can’t rule out that the current account surplus ($23.5 При этом отметим, что регулятор уже начал повышать billion in the first quarter) won’t drop below $5 billion in стоимость этого фондирования, опасаясь спекуляций, и не the second quarter. At the same time, the capital outflow исключено, что ужесточение условий продолжится. can remain significant (approximately $20 billion). This will form the currency deficit at the level of $15 billion. This By June, the ruble rate could drop by 20 percent currency demand could be compensated by the Central and reach 65 rubles per dollar. Bank’s timely provision of currency refinancing of a comparable volume on reasonable terms. It should be noted К июню курс рубля может упасть на 20% that the regulator has already started to increase the cost до 65 рублей за доллар. of this refinancing, due to the fear of speculations, and it is quite possible that tightening of the terms will continue. “Taking all this into account, we think that the ruble «Учитывая это, полагаем, что в ближайшее время rate dynamics will soon shift toward its weakening,” says динамика курса рубля развернется в сторону его ослаRaiffeisenbank analyst Maria Pomelnikova. “We expect бления, – говорит аналитик Райффайзенбанка Мария that the predicted currency demand of ~$15 billion can Помельникова. – Мы ожидаем, что прогнозируемый нами result in the ruble rate drop by 20 percent in April-June спрос на валюту в ~$15 млрд может привести к падению and reach 65 rubles per dollar.” курса рубля на 20% в апреле-июне 2015 года до 65 рублей According to Kozlov, it is also necessary to take за доллар». into account the divergence of the monetary policy of По словам Козлова, также нужно учитывать расхождеthe Federal Reserve System, which is planning to raise ние монетарной политики ФРС, которая в скором времени the interest rate in a short time, and also the tapering планирует поднять процентные ставки, а также программу program of the Central European Bank and actions of количественного смягчения Европейского центрального the central banks of other global leading economies. “In банка и действия центробанков других ведущих экономик this situation the dollar remains an attractive currency,” мира. «В этих условиях доллар остается привлекательной stated Kozlov. “To be fair, it needs to be added that we валютой, – утверждает Козлов. – Справедливости ради should not expect such violent rate fluctuations as were стоит отметить, что не стоит ждать столь бурных колебаobserved in the second half of 2014, but in the coming ний курсов, которые наблюдались во второй половине months the dollar can become the most attractive cur- 2014 года, но в ближайшие месяцы наиболее выгодной rency for bank deposits.” валютой может стать доллар». If we don’t talk about oil, which can’t remain cheap Если не говорить о нефти, которая просто не может forever, we should pay attention to the stability of the быть постоянно дешевой, то следует упомянуть и устойeuro. The European currency is going through a rough чивость евро. Европейская валюта сейчас тоже пережиpatch now due to the problems with the Greek and вает не самое лучшее время из-за проблем с греческим и Ukrainian debts, and also EU sanctions on Russia which украинским долгами, а также антироссийских санкций, have had the blowback effect on the union. Now the situ- которые бумерангом ударили и по ЕС. Сейчас ситуация ation is very close to the euro becoming cheaper than the близка к тому, что евро может начать стоить дешевле амеdollar unless an effective solution of economic problems риканского доллара, если не будет эффективного решения is found. экономических проблем.

Oil&GasEURASIA

GAS

Возвращение Ирана

PHOTO / ФОТО: FABRICE COFFRINI

Iran’s Comeback

Svetlana Kristalinskaya

Светлана Кристалинская

he West is discussing potential lifting of sanctions against Iran, which holds the world’s second-largest gas reserves. Some analysts believe that Iran will hardly become a strong competitor to Russia in exporting gas to Europe, contending that its gas is more likely to be shipped to importers in the East. They are also convinced that the United States is using the talk about lifting sanctions as a tactical maneuver that aims, among other things, to weaken Russia’s position in the European market. The BP Statistical Review of World Energy suggests that in 2013 Iran’s proven natural gas reserves (33.8 trillion cubic meters) exceeded those held by Russia (31.3 trillion cubic meters). Russia uses a different reserves estimate method and for that reason believes that it has outpaced Iran by the size of its natural gas reserves. The resources of that size cannot but impact the global gas market. Hence, Iran was bound to become a focus of interests of major world powers and oil companies. Iran’s largest gas field is the South Pars with gas reserves estimated at 14.2 trillion cubic meters and oil reserves standing at 2.7 billion tons. Initially, it was planned to build two LNG plants feeding off of South Pars with capacities of 10 million tons per year (phase 11, exploration and production rights originally awarded to Total and Petronas) and 16.2 million tons per year (two 8.1-million-ton trains, phases 13

апад заговорил о возможном снятии санкций с Ирана, обладающего вторыми по величине запасами газа в мире. Эксперты не верят, что иранский газ может создать в Европе серьезную конкуренцию российскому, скорее – пойдет на Восток. Кроме того, разговоры об отказе от санкций считают тактическим маневром США, призванным, в том числе, ослабить позиции России на европейском рынке. Согласно публикуемому ВР статистическому обзору мировой энергетики, в 2013 году Иран по запасам газа уже обогнал Россию, накопив 33,8 трлн м³ сырья. Недра России, по оценке британской компании, содержат 31,3 трлн м³ «голубого топлива». Россия оценивает свои запасы по другой методике, поэтому считает, что именно ей принадлежит пальма первенства. Такие мощные ресурсы не могут не влиять на мировой рынок газа, поэтому Иран не мог остаться в стороне от интересов крупнейших держав и нефтегазовых компаний. Крупнейшим газовым месторождением республики является «Южный Парс», запасы которого оцениваются в 14,2 трлн м³ газа и 2,7 млрд т нефти. На базе его ресурсов изначально планировалось построить два завода по производству СПГ мощностью 10 млн т в год (11-я фаза, правами на разведку и добычу сначала владели французская Total и малазийская Petronas) и 16,2 млн т в год (две линии по 8,1 млн т каждая, 13-я и 14-я фазы, правами обладали англо-

Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

ГАЗ

and 14, awarded to Shell and Repsol-YPF). However, the effort stalled after European companies postponed gas accords in Iran amid U.S. pressure over its nuclear program. Eventually, Iranian authorities decided to end the talks with Shell and Repsol-YPF and awarded the rights to phases 13 and 14 to the Iranian Khatam-ol-Osea group for $5 billion. In phase 11 Total was also replaced by China’s CNPC. The South Pars field is part of a wider gas structure shared with Qatar further to the south – the Qatari portion being known as the North Dome. As opposed to Iran, Qatar (holding the world’s third-largest gas reserves, 24.7 trillion cubic meters) became the world’s largest LNG producer with the support of major U.S. and European petroleum companies. With its annual LNG output of 77 million tons, Qatar’s gas presently meets about one third of the current global demand. Iran’s plans for LNG production were thwarted by the U.S. and EU sanctions imposed on suspicion of Tehran developing military nuclear capability. In 1995, Washington prohibited oil and gas trade with Iran, and put a cap of $20 million on any American investment in Iran’s economy. In October 2012, the European Union imposed sanctions targeting Iran’s gas sector and gas trade. However, it wouldn’t be true to say that gas production in the country has come to a halt. In 2013, Iran produced 167 billion cubic meters of gas (two thirds of which came from the South Pars field) and exported 8.7 billion cubic meters to Turkey, a non-EU country. In the global ranking, Iran comes third after the United States and Russia by gas consumption (162.2 billion cubic meters in 2013) with a portion of its domestic demand covered by imports from the neighboring Turkmenistan, the number four contender for the role of a global leader by natural gas reserves. Iran is importing about 5 billion cubic meters of Turkmenistan’s gas to supply the country northern regions.

Export Potential National Energy Security Foundation deputy director Andrei Grivach said that Tehran officials mentioned the intent to boost production at the South Pars by 50-60 percent in the next couple of years, which means 70 to 80 billion cubic meters per annum of incremental production. “After Western companies were forced to leave as a result of sanctions imposed on the country, Iran made an attempt to build two facilities on its own or with the help of China, but the project failed,” says Grivach. Notably, Iran like Turkmenistan was initially considered as a potential supplier of gas to the European market at a time when Brussels was looking for ways to diversify its gas supply. We are talking about the Nabucco gas pipeline project lobbied by the United States and EU, which analysts thought was directly rivaled by Russia’s own South Stream gas pipeline project. However, a couple of years later, Tehran and Ashgabat disappeared from the rhetoric, the former because of political uncertainty, the latter due to a Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#4-5 April-May 2015

PHOTO/ФОТО: ALTERNATIFENERJI.COM

GAS

●

According to Gurkan Kumbaroglu, the Turkish companies that managed to get access to Iranian fields are already capable of producing relatively cheap gas ● По мнению Гюркана Кюмбароглы, турецкие компании, получившие доступ к иранским месторождениям, уже могут производить газ по достаточно дешевой цене

failure to agree with Russia on building an offshore pipeline across the Caspian. Grivach believes that once the sanctions are lifted Iran will be well positioned to start shipping gas to Europe. However, that would require a significant expansion of the Iranian-Turkish gas pipeline, which would be a costly and time-consuming project. However, if it is coordinated with the Trans-Anatolian gas pipeline (TANAP) construction and that of the Trans-Adriatic pipeline (TAP) designed to carry gas from Azerbaijan to Europe, some modest volumes of Iranian gas may be able to reach the European market in five to seven years, and by 2025 gas sales to Europe may be raised to 10-15 billion cubic meters. SOCAR CEO Rovnag Abdullayev thinks that Iranian gas will be directed to Europe, which would make the TurkishAzeri TANAP project more attractive to investors. Grivach, on his part, noted that much will depend on the price of Iranian gas. Incidentally, Iranian gas is presently the most expensive in the Turkish portfolio, which has been confirmed by the President of the Turkish Association for Energy Economics (EED) and President-Elect of the International Association for Energy Economics (IAEE) Gurkan Kumbaroglu who shares the view that Iran will be selling gas to Europe which will slowly come out of recession. According to Kumbaroglu, the Turkish companies which managed to get access to Iranian fields are already capable of producing relatively cheap gas.

Eastern Vector Kumbaroglu also noted that a gas pipeline to India via Pakistan will likely be built, with India being one of the world’s most rapidly developing markets along with China. Analysts also point out that Pakistan with its 170-million-strong population is developing into an attractive gas market as well, which is yet to start import-

голландская Shell и испанская Repsol-YPF) соответственно. Однако проекты стали буксовать после того, как европейские компании начали откладывать их реализацию на фоне давления США на Тегеран в связи с его ядерной программой. В итоге иранские власти решились на радикальные меры: сотрудничество с Shell и Repsol-YPF было прекращено, а их права проданы за $5 млрд местной компании Khatam-olOsea. Похожая рокировка имела место и в другом проекте (11-я фаза), в котором Total заменила китайская CNPC. «Южный Парс» Иран делит с Катаром, где месторождение называется «Северное». В отличие от Ирана Катар (третье место по запасам газа в мире – 24,7 трлн м³) с помощью американских и европейских мэйджоров стал крупнейшим мировым производителем СПГ с объемом производства 77 млн т в год, что составляет около трети текущих мировых потребностей. Планы Ирана в отношении производства СПГ были остановлены санкциями США и Евросоюза из-за подозрений в подготовке Тегерана к производству «немирного атома». США в 1995 году ввели запрет на торговлю нефтью и газом с Ираном, а также запретили американским компаниям инвестировать свыше $20 млн в экономику страны. Евросоюз ввел санкции в отношении газового сектора Ирана и торговле газом в октябре 2012 года. Однако нельзя сказать, что добыча газа в стране не ведется. В 2013 году Иран произвел 167 млрд м³ газа (две трети приходится на добычу на «Южном Парсе»), экспортировав при этом 8,7 млрд м³ «голубого топлива» в Турцию, не входящую в Евросоюз. Республика занимает третье место в мире по объему потребления газа после США и России – 162,2 млрд м³ в 2013 году, при этом спрос частично закрывает соседний Туркменистан – четвертый претендент на роль мирового лидера по газовым запасам – у него Иран закупает около 5 млрд м³ газа для снабжения сырьем северных регионов страны.

Экспортный потенциал По словам заместителя директора Фонда национальной энергетической безопасности Андрея Гривача, официальные лица Тегерана называли планы нарастить добычу на «Южном Парсе» на 50-60% в течение ближайших трех лет, то есть речь идет о приросте на 70-80 млрд м³ в год. «После вынужденного ухода западных компаний из-за введенных санкций Иран собирался построить два завода своими силами или с привлечением Китая, но успеха в этом направлении не достиг», – отмечает Гривач. Кроме того, Иран, также как и Туркменистан, рассматривался в качестве одной из ресурсных баз для поставок газа на европейский рынок, когда Евросоюз начал реализацию политики диверсификации источников «голубого топлива». Речь идет о лоббировавшемся Евросоюзом и США газопроводе Nabucco, прямым конкурентом которого эксперты считали российский проект строительства газопровода «Южный поток». Однако через пару лет Тегеран и Ашхабад исчезли из риторики. Первый – из-за неопределенной политической ситуации, второй – из-за невозможности договориться с Россией о прокладке газопровода по дну Каспийского моря. По мнению Гривача, со снятием санкций, у Ирана есть перспектива начать поставки газа на европейский рынок, однако для этого нужно существенно расширить иранотурецкий газопровод, на что нужны время и деньги. Но, отметил эксперт, если синхронизировать его с планами по строительству транстурецкого газопровода Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

ГАЗ

33.8

tcm трлн м3

Iran's proven gas reserves in 2013 as per BP Statistical Review of World Energy Доказанные запасы газа Ирана в 2013 году согласно публикуемому BP статистическому обзору мировой энергетики ing gas. Grivach shares that opinion saying that the project is well advanced. The Iran-Pakistan project is not new either. As early as March 2013, Iran completed construction of its portion of the gas pipeline. The parties signed an agreement for buying 8 billion cubic meters of gas per year. In 2008, the parties agreed to build a 2,600-kilometer pipeline to India at a cost of $7.5 billion. Grivach explained a delay in the construction of the Pakistani section by the U.S. pressure. “If sanctions against Iran are lifted, the project in question will be the first export project. The Chinese and Indians who initially were part of the Iran-Pakistan pipeline project will also be willing to buy,” said the analyst. Anyway, if in Europe Iran would compete primarily with Russia, in Pakistan in India its chief competitor would

TANAP и трансадриатического газопровода TAP, которые будут поставлять газ Азербайджана в Европу, через 5-7 лет можно будет вывести на европейский рынок небольшие объемы иранского газа, а к 2025 году довести поставки до 10-15 млрд м³ сырья. Президент азербайджанской госнефтекомпании SOCAR Ровнаг Абдуллаев считает, что именно в Европу будет поставляться иранский газ, в результате чего повысится привлекательность турецко-азербайджанского проекта строительства газопровода TANAP. Однако, заметил Гривач, многое будет зависеть и от цены иранского газа. Так, например, иранский газ является самым дорогим в турецком портфеле. Это подтверждает и президент Международной ассоциации экономики и энергетики (IAEE), председатель правления Турецкой ассоциации экономики и энергетики Гюркан Кюмбароглы. Он также считает, что есть перспектива поставок иранского газа в Европу, которая медленно начинает выходить из рецессии. По мнению Кюмбароглы, турецкие компании, которые смогли получить доступ к иранским месторождениям, уже могут «производить газ по достаточно дешевой цене».

Восточный вектор В то же время, считает Кюмбароглы, вероятнее, реализуется проект строительства газопровода через Пакистан в Индию, которая является одним из наиболее растущих рынков в мире вместе с Китаем. Кроме того, эксперты подчеркивают, что и Пакистан является перспективным рынком с населением порядка 170 млн человек и пока не импортирует газ. С этим согласен и Гривач – «этот проект гораздо более готовый».

building for the heaviest duties

MODULAR TRAILERS AND SELF-PROPELLED VEHICLES EHICLES INDUSTRIE COMETTO S.p.A.

12011 Borgo San Dalmazzo CUNEO (Italy) Tel. +39 0171 263300 - cometto@cometto.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

www.cometto.com metto.com

#4-5 April-May 2015

●

Iran's giant offshore South Pars field in the Persian Gulf is the world's largest gas field ● Морское месторождение «Южный Парс» в Персидском заливе является самым крупным месторождением газа в мире

be Turkmenistan, which has been lobbying the construction of the Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-India gas pipeline for many years. In the long-term, Grivach wouldn’t rule out the construction of yet another gas line to China via Turkmenistan. Ashgabat has already built a gas line to China. However, analysts say that with the 3,000 kilometers separating the customer and the supplier, LNG would make a better commercial sense, though in that case the infrastructure would need to be expanded.

Deadlines Iran is the world’s third-largest gas consumer. Hence, the availability of gas for future exports will be contingent among other things on domestic consumption rates and development of appropriate infrastructure, says Grivach. “Iran has been increasing production lately, but its domestic consumption was growing at similar rates. Moreover, Iran is importing gas from Turkmenistan to meet a portion of its domestic demand,” he explained. “In my view the latest talk (about the lifting of sanctions – OGE) is a show, a tactical maneuver rather than a stake on Iran. The United States presently needs to demonstrate at least some sort of a more or less realistic alternative to increasingly large Russian sales to Europe. I don’t think anyone in Washington seriously considers Iran to be a better partner, which means that potential strategic partnership is possible only if the regime changes, and Tehran is fully aware of this. That is why Iran’s concessions on its nuclear program would be tactical rather than strategic, if the deal is to come through at all,” said Grivach. The oil factor cannot be overlooked either. Iran holds the world’s fourth-largest oil reserves, which will push oil prices down once it reaches the market lowering gas prices linked to oil. Anyway, the U.S. presidential election is expected in 2016, and not all of the candidates support easing sanctions on Iran. European Union officials are also cautious on lifting sanctions, stressing that such a move is subject to Iran compliance with its obligations.

PHOTO/ФОТО: WIKIPEDIA.ORG

GAS

Проект Иран-Пакистан также не новый, и Иран уже в марте 2013 года построил свою часть газопровода. Стороны подписали договор о закупке 8 млрд м³ газа в год. В 2008 году стороны договаривались построить газопровод в Индию протяженностью 2 600 км и стоимостью $7,5 млрд. По словам Гривача, задержки в строительстве пакистанской части газопровода были вызваны давлением на Исламабад со стороны США. «Если санкции с Ирана будут сняты, то это будет первым экспортным проектом. Кроме того, на иранские ресурсы будут претендовать китайцы и индийцы, которые изначально были частью проекта ИранПакистан», – считает эксперт. Впрочем, если в Европе Ирану придется конкурировать главным образом с российским газом, то в Пакистане и Индии – с Туркменистаном, который уже несколько лет активно лоббирует проект газопровода ТуркменистанАвганистан-Пакистан-Индия. В качестве отдаленной перспективы Гривач не исключает и строительство газопровода через Туркменистан в Китай – Ашхабад уже привязал к себе Китай газопроводом. Впрочем, по словам экспертов, при нахождении потребителя в 3 000 км от поставщика выгоднее поставлять газ в сжиженном виде. Хотя здесь часть инфраструктуры нужно будет лишь расширить.

Сроки Иран является третьим по величине потребителем газа в мире, поэтому объем газа, доступный для будущего экспорта, говорит Гривач, будет зависеть также и от динамики внутреннего потребления и развития собственной инфраструктуры. «Добыча в Иране росла в последние годы, но так же интенсивно развивалось и собственное потребление. Более того, часть внутреннего спроса Иран покрывает за счет импорта из Туркменистана», – сказал он.

If in Europe Iran would compete primarily with Russia, in Pakistan in India its chief competitor would be Turkmenistan. Если в Европе Ирану придется конкурировать главным образом с российским газом, то в Пакистане и Индии – с Туркменистаном. «Мое мнение, что это (разговоры о снятии санкций – НГЕ) – спектакль, тактические маневры, а не стратегическая ставка на Иран. США сейчас нужно показать хоть какую-то более или менее реальную альтернативу наращиванию поставок из России в Европу. Думаю, никто в Вашингтоне всерьез не считает иранский режим более комфортным партнером. А значит, стратегическое партнерство возможно только в случае смены режима, что прекрасно понимают в Тегеране. Поэтому уступки по ядерной программе будут тоже тактическими, но не стратегическими. Если вообще сделка как таковая состоится», – отметил Гривач. Нельзя не отметить и нефтяной фактор – Иран занимает четвертое место в мире по запасам нефти, которая, выйдя на рынок, снизит цены на нем, а соответственно, и на газовом рынке, где котировки привязаны к стоимости нефти. Впрочем, в 2016 году в США состоятся выборы президента, и не все кандидаты поддерживают ослабление санкций в отношении Ирана. Официальные лица Евросоюза также осторожно высказываются насчет снятия санкций, подчеркивая, что это возможно лишь при соблюдении Ираном взятых на себя обязательств. Oil&GasEURASIA

DRILLING

Innovative Drilling Mud Additive Saves Substantial Time and Money by Dramatically Reducing Downhole Friction

Инновационная добавка к буровому раствору экономит время и средства за счет существенного снижения трения при бурении

Tim Wagner, ProOne Inc.

Тим Вагнер, ProOne Inc.

ollowing successful use by operators of its innovative XPL+ (Xtreme Pressure Lubrication) drilling mud additive in more than 700 North American wells, U.S.based ProOne Inc., has expanded product distribution. Now primarily shipped from over 300 locations in 20 countries worldwide through major oilfield service company National Oilwell Varco’s DistributionNOW spin-off, Eurasia locations include Nizhnevartovsk, Sakhalin, Chengdu, Shanghai and Shanghai FTZ. Impetus for this expansion was the product’s unique tested and field-proven capabilities on two fronts: solving problems and saving money. It solves more than a dozen major downhole drilling challenges and, in accomplishing that, this lubricant saves as much as $1 million per well by dramatically reducing friction from a rig’s entire downhole drilling system.

осле успешного опыта применения нефтедобывающими компаниями инновационной добавки к буровому раствору XPL+ (смазка под высоким давлением) на более чем 700 североамериканских скважинах, американский филиал ProOne Inc. расширил географию распространения этого продукта. К прежним поставкам, которые осуществлялись более чем 300 предприятиями в 20 странах по всему миру через подразделение DistributionNOW крупной нефтесервисной компании National Oilwell Varco, теперь добавились новые пункты в Евразии, в том числе Нижневартовск, Сахалин, Чэнду, Шанхай и шанхайская зона внешней торговли. Толчком для такой экспансии стали уникальные возможности продукта (он прошел испытания и был опробован на месторождениях), которые позволяют добиться сразу двух целей – решения проблем и экономии средств. При этом решается сразу множество важных проблем, возникающих при бурении скважин, в частности, эта смазка позволяет сэкономить порядка $1 млн с каждой скважины, существенно снижая трение во всей системе буровой установки.

Developing a Proprietary Downhole Drilling Treatment In R&D at ProOne, jointly headquartered in Houston, TX, and Orange County, CA, scientists focused on a top priority for oil and gas operators: how to overcome, friction, the #1 enemy of downhole drilling. With friction occurring literally everywhere downhole, R&D determined that drilling mud should be the carrier of a new lubricant which reaches every internal part involved in “making hole.” The result is a treatment unlike any other ever added to drilling mud. Engineered to be bio-stable and ultimately biodegradable, the lubricant exhibits two primary qualities: ● fifty times the film strength of conventional lubricants ● seemingly defying scientific laws, it is actually attracted to instead of being repelled by extreme heat and pressure Hearing those kinds of product statements, operators in the typically conservative oil and gas industry were initially

Разработка фирменной технологии оптимизации буровых установок В подразделениях НИОКР компании ProOne, штабквартиры которой расположены в Хьюстоне, штат Техас, и в округе Ориндж, штат Калифорния, ученые сосредоточились на основном приоритете нефтегазовых компаний – как преодолеть трение, этого врага № 1 при бурении скважин. С учетом трения, возникающего в скважине буквально повсюду, ученые установили, что буровой раствор должен стать носителем новой смазки, способной достичь каждой внутренней детали, участвующей в бурении. Oil&GasEURASIA

№4-5 Апрель-Май 2015

БУРЕНИЕ В результате получаем эффект, недостижимый любыми другими средствами и добавками к буровому раствору. Смазка, специально спроектированная с учетом биостабильности и превосходно разлагаемая микроорганизмами, имеет два главных качества: ● дает прочность покрытия пленки в пятьдесят раз выше обычных смазочных материалов; ● словно опровергая законы природы, при экстремальных значениях температуры и давления не отталкивается, а притягивается. Услышав такие отчеты о продукции, компании в типично консервативной нефтегазовой промышленности изначально были настроены довольно скептически и весьма неохотно меняли свои традиционные смазочные материалы на новые. В конце концов, они твердили, что «смазка она и есть смазка», имея в виду, что это вряд ли сопоставимо с изобретением айфона. Затем, один за другим, нефтедобывающие компании согласились «рискнуть», не ожидая при этом никаких результатов, которые заслуживали бы широкого внимания. Но после того как стали поступать результаты, они с удивлением пришли к выводу, что в области бурения скважин открылась новая глава.

Существенная выгода для буровиков в Евразии

skeptical and reluctant to change from their established lubricants. After all, they insisted, “lube is lube,” suggesting that it was hardly comparable to inventing an iPhone. Then, one by one, operators agreed to “give it a try” without expecting anything newsworthy to happen. To their amazement, when the results started rolling in, a new chapter opened in downhole drilling.

Great Benefit for Eurasian Drillers No longer a hollow sales claim, this widely tested and field-proven lubricant is demonstrating its value not only for delivering new cost-efficient solutions to operators everywhere but also provides special value in drilling regions such as Russia. Eurasia Drilling’s CFO stated that the number of new rigs needed by Russia will cost approximately $9 billion. With more than 50 percent of its oil and gas rigs older than two decades, the importance of reaping major drilling cost savings is a message not lost in this huge spending news. As one of the largest petroleum reserves and as the world’s largest natural gas exporter, the potential for the technology is especially high in drilling regions such as Russia. What results should drilling supervisors and crews typically see in terms of how the lubricant’s extremely high lubricity solves major drilling challenges and produces major cost savings? One example is the reduced number of expensive trips, which can take a full day costing operators $70,000$90,000. Exposed to more wear and tear (along with intense heat and pressure) than any other piece of equipment, drill bits need to be replaced at tremendous expense. From time to time, costs can range from tens of thousands of dollars to more than $100,000 per bit. Similarly, achieving higher rate of Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Теперь, когда за ней стоит нечто большее, нежели простой рекламный слоган, эта смазка, прошедшая тщательные испытания на местах и прекрасно зарекомендовавшая себя, не только демонстрирует свою полезность в качестве экономически эффективного решения для нефтедобывающих компаний всего мира, но и представляет особую ценность для буровых регионов, таких как Россия. Финансовый директор Eurasia Drilling заявил, что стоимость новых буровых установок, которые понадобятся России, составит примерно $9 млрд. В нынешней ситуации, когда свыше 50% всех БУ в нефтегазовом секторе эксплуатируется на протяжении 20 и более лет, возможность существенно сэкономить на буровых затратах уж точно не пройдет незамеченной в общем потоке новостей. Потенциал этой технологии особенно высок в буровых регионах, таких как Россия, крупнейший в мире экспортер природного газа, обладающий, к тому же, крупнейшими запасами нефти. Каких же результатов следует ожидать инженерам по бурению и буровым бригадам в контексте решения основных проблем бурения и значительной экономии затрат благодаря чрезвычайно высокой смазочной способности новой смазки? Один из примеров – сокращение числа дорогостоящих спуско-подъемных операций, которые могут обходиться операторам в $70 000-$90 000 в сутки. Замена буровых коронок, подверженных повышенному износу в условиях высокой температуры и давления, обходится в существенно большие суммы, по сравнению с любыми другими деталями оборудования. В зависимости от конкретной ситуации, затраты могут варьироваться от десятков тысяч до более $100 000 на одну коронку. Кроме того, при заметном снижении трения в системе скважины становится вполне реалистичной целью достижение более высокой скорости проходки (ROP). При введении этой смазки в буровой раствор крутящий момент уменьшается на 20-50%, что позволяет увеличить нагрузку на долото (WOB), и в результате приводит к увеличению скорости проходки (до 50% по графику).

DRILLING penetration (ROP) becomes a realistic objective when noticeably lower friction in the downhole system is made possible. By introducing this lubricant into the drilling mud, torque is reduced from 20-50-percent which allows an increase of weight on bit (WOB) resulting in an increase of ROP (up to 50 percent in the curve). The following examples demonstrate the additive’s ability to solve high priority drilling challenges and dramatically save money on a typical rig: ● up to $100,000 saving mud motors, drill bits, drill string repair and hard banding ● up to $500,000 increasing ROP, saving trips and disposal costs ● up to $1,000,000 by freeing stuck pipe, minimizing twist-off risk and helping avoid hole collapse As expected, a lubricant with these unique qualities also helps ensure less corrosion in addition to reduced wear on equipment. However, operators using ProOne for the first time can also expect to experience other downhole drilling breakthroughs not achievable before. These include being able to drill straighter verticals, slide lining and casing faster, reduce hook load and better maintain WOB.

Последующие примеры демонстрируют способность добавки к решению высокоприоритетных проблем бурения и достижению значительной экономии на типичной буровой установке. ● до $100 000 экономится на ремонте забойных турбинных двигателей, буровых коронок, бурильной колонны и наварке твердого сплава; ● до $500 000 экономят увеличение скорости проходки, спуско-подъемные операции и затраты на утилизацию; ● до $1 млн экономится на освобождении колонны труб, минимизации риска обрыва штанг и предотвращении коллапса скважины. Вполне оправдывая ожидания, смазка с такими уникальными качествами помимо уменьшения износа оборудования также помогает снизить воздействие коррозии. Нефтедобывающие компании, использующие ProOne впервые, кроме того, могут рассчитывать на другие, недостижимые прежде, прорывы в технологии бурения скважин. Они включают возможность бурить более прямые вертикали, ускорение прокладки линий и обсадных труб, уменьшение веса на крюке и более качественное обслуживание WOB. –

Case Studies and Beyond

«Испытано на месте и рекомендуется» – именно это выражение неизменно сопровождает использование операторами бурового раствора с присадкой от ProOne. Финансовые отчеты нефтедобывающих компаний постоянно демонстрируют сколь существенно ProOne снижает их затраты. Примеров множество, возьмем крупнейшую нефтедобывающую компанию в Техасе, которая экономит с каждой скважины более $300 000 за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций и буровых коронок, сокращения кривой бурения, повышения ROP и исключения наварки твердого сплава. В известной Баккеновской формации нефтедобывающая компания снизила на трех скважинах время бурения на 4-6 суток по сравнению с тем, когда с буровым раствором смешивались другие смазки. Это дало экономию примерно в $90 000 в сутки по трем скважинам. А нефтедобывающая компания в штате Нью-Мексико пробурила самую длинную горизонталь в истории штата за счет увеличения скорости проходки на 28% и снижения крутящего момента на 50%. В Ларедо, штат Техас, бригада столкнулась с заклиниванием бурильной колонны на глубине более 11 000 футов (3,3 км) и первоначально использовала для восстановления колонны заливку жидкости, но это не сработало. Перейдя на ProOne, они выполнили четыре свипирования и успешно извлекли колонну из заклиненного положения. Существует еще около 700 подобных историй о том, как эта смазка, значительно уменьшая трение в системе буровой скважины, формирует новые показатели по затратам времени и экономии средств в нефтедобывающих компаниях. Кроме того, для бурильных регионов, где существенна экологически безопасная утилизация, вступает в игру еще несколько ключевых моментов. Во-первых, эту смесь можно использовать повторно, а не выбрасывать после единственного применения. Кроме того, эта добавка разлагается микроорганизмами при использовании с буровым раствором на водной основе (WBM), а при морском бурении нетоксична для подводных форм жизни.

“Tested & Field-Proven” continues to be the expression that underscores operators’ use of ProOne’s drilling fluid treatment. Operators consistently show how dramatic ProOne generates lower well expenses on balance sheets. Examples are numerous, such as a major operator in Texas whose savings on a well added up to more than $300,000 through fewer trips and drill bits, reduced drill curve time, higher ROP and eliminating hard-banding. In the well-known Bakken play, an operator reduced drilling time by four to six days on three holes compared to when a different lubricant had been mixed with the drilling mud. That generated savings of approximately $90,000 for each of the days over that three-well time period. And an operator in New Mexico drilled the longest lateral in the state’s history by increasing ROP by 28 percent and dropping torque by 50 percent. In Laredo, Texas, the crew experienced a stuck drill string at more than 11,000 feet and initially used spotting fluid to recover the string but that approach did not work. Changing to ProOne, they made four sweeps and successfully extracted the string from its downhole predicament. Similar to these are approximately 700 other stories of how this lubricant, by dramatically reducing friction from the downhole drilling system, is redefining the costs in time and money for operators. Additionally, for drilling regions where environmentally safe disposal is an issue, a couple of key points come into play. One is that the mixture can be reused rather than having to be thrown away after a single use. Additionally, this additive is biodegradable when used with a water-based mud (WBM), as well as for offshore drilling, and is non-toxic to marine life. For operators wanting better solutions to major drilling problems and accompanying cost savings, ProOne’s drilling mud additive is engineered to accomplish that at drill sites in Eurasia and anywhere else in the world. With its time proven track record, drillers agree on one thing, never drill without ProOne. This article first appeared on www.oilandgaseurasia.com as a web exclusive

#4-5 April-May 2015

Истории успеха и следующие шаги

Эта заметка впервые появилась на сайте www.oilandgaseurasia.com в качестве эксклюзивного материала Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

March / Март 2014

March / Март 2015

Production (including gas condensate) / Добыча (включая газовый конденсат) Supply to Russian refineries / Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia / Первичная переработка на НПЗ в России

44.67 24.42 18.93 24.47

45.21 23.65 20.53 23.49

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +1.2 -3.2 +8.5 -4.0

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

March / Март 2014

March / Март 2015

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

3.32 6.67 7.81 0.88

3.27 6.73 6.33 0.63

Unit of measurement (bcm) / Единица измерения (млрд м3)

March / Март 2014

March / Март 2015

Production (total) / Добыча газа (всего) Domestic consumption / Внутреннее потребление Export / Экспорт

56.80 44.24 17.67

55.33 44.58 16.91

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -1.6 +1.0 -10.6 -28.2

Gas / Газ Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -2.6 +0.8 -4.3

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of March 2015* Количество буровых установок в мире, март 2015 года*

World total | Всего в мире 2,557

Europe | Европа 135 Canada | Канада 196

USA | США 1,110

Middle East | Ближний Восток 407

Africa | Африка 125 Latin America | Латинская Америка 351

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 233 * excluding Russia * без учета России

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Oil&GasEURASIA

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

Непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™ SPT помог поднять затонувший танкер Amuriyah в водах Аль-Басры (Ирак) Статья предоставлена компанией SPT

Анализ ситуации

бовалась технология, гарантирующая наивысшую точность положения точек входа и выхода для наклонно-направленного бурения под корпусом судна шириной 44,2 м и позволяющая контролировать отклонение направляющих скважин с точностью 100%.

Подъем с морского дна иракского танкера весом 82 000 т. В данной ситуации тре-

Наивысший контроль наклонно-направленного бурения была достигнута благодаря гироскопическому инклинометру GyroTracer Directional™. В результате глобального международного поиска был выбран гироскопический инклинометр с непрерывным измерением азимута GyroTracer Directional™ производства шведской компании Stockholm Precision Tools. У компании Mammoet было множество веских оснований для данного выбора, но наибольшую роль сыграло то, что этот инклинометр – единственный в мире прибор, сохраняющий во время всесторонних полевых испытаний гарантированную точность и скорость измерений, необходимых для выполнения контроля сложного наклонно-направленного бурения в любых условиях, в том числе при операции подъема судна. Наклонно-направленное бурение – это метод бестраншейного бурения, часто

использующийся для укладки трубопроводов, кабелепроводов и кабелей по заданной траектории ствола неглубокой дугообразной скважины с использованием буровой установки, позволяющий минимизировать воздействие на окружающую среду. Большинство подрядчиков для обеспечения максимально возможной точности бурения полагаются на исследование буровой скважины геофизическими приборами, но в последнее время растет число подрядчиков, которые обращаются к технологии гироскопической инклинометрии с непрерывным измерением азимута. Гироскопический инклинометр управляется в реальном времени, обладает способностью точно измерять угловую скорость и позволяет исследовать ствол скважины в непрерывном режиме с очень высокой скоростью до 150 м/мин, одновременно передавая данные оператору на поверхность, что позволяет достичь высокой точности бурения как горизонтальных, так и вертикальных профилей скважин. Гироскопический инклинометр с непрерывным измерением азимута отличается от традиционных систем инклинометрии, основанных на технологии постоянных колебаний, тем, что в нем используется

Тип судна нефтеналивной танкер

Год постройки 1977

Дата затопления 23.01.1991

Регистровая вместимость судна 82 000 т

Война в Персидском заливе 1990-1991

Год подъема 2014

23 января 1991 года во время операции «Буря в пустыне» иракский нефтеналивной танкер Amuriyah, валовой вместимостью 82 000 т, затонул в водах Персидского залива вблизи острова Бубиян (Кувейт). Спустя годы правительством Ирака недалеко от этого места было запланировано строительство причала нефтяного терминала в регионе Аль-Басра, через который планировалось экспортировать около 97% всей сырой нефти страны. Затонувший танкер Amuriyah находился вблизи предполагаемого маршрута движения танкеров, подходящих к терминалу, что затрудняло их движение, поэтому в 2014 году было решено поднять его на поверхность. Чтобы поднять корпус танкера длиной 285 м, необходимо было разрезать его на секции установленного веса. Для генерального подрядчика – компании Mammoet – стало очевидно, что традиционные методы установки режущих цепей ограничат точность и приведут к появлению погрешности определения веса частей танкера.

Задача

Решение

Длина 285 м

Oil&GasEURASIA

ИНКЛИНОМЕТРЫ вращающаяся конструкция, в 100 раз превосходящая по точности общепринятые системы навигации наклонно-направленного бурения. Кроме того, нет необходимости задавать гироскопическому инклинометру с непрерывным измерением азимута точку отсчета или начальный азимут, поскольку он самостоятельно находит направление на истинный север, а не на северный магнитный полюс, географическое положение которого может меняться с течением времени. Данная отличительная особенность обеспечивается определением оси вращения Земли по результатам измерения угловой скорости ее вращения. Таким образом, прибор нуждается лишь в информации о географической широте, на которой он работает. Такой подход позволяет проводить независимые измерения во всех, без исключения, точках замера и находить направление на истинный север с наивысшей точностью, что является несомненным преимуществом этого прибора. Гироскопический инклинометр с непрерывным измерением азимута не подвержен влиянию магнитных помех, что позволяет спускать его в обсадную колонну или грунт с магнитными возмущениями, предоставляя тем самым более надежные данные. Это свойство инклинометра оказалось весьма существенным при подъеме танкера Amuriyah, так как судно было сильно намагничено. Принципы компании Mammoet, обладающей международно признанной репутацией в области охраны окружающей среды, обязывают свести к минимуму любое влияние наклонно-направленного бурения на морскую среду. Применение GyroTracer позволило компании не изменять своим принципам благодаря способности этого прибора работать в реальном времени: использовалась одна точка входа и одна точка выхода, что позволило минимально воздействовать на окружающую среду.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Операция подъема затонувшего танкера Amuriyah со дна Персидского залива Гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™ был закреплен на модифицированной установке горизонтально направленного бурения, размещенной на специализированном штуцере хвостовика и установленной вдоль борта баржи. Хвостовик погружался в воду под углом 22,7° до тех пор, пока его передняя часть не оказалась в точно заданном месте и положении на морском дне, откуда и началось бурение.

Результаты Успешное применение гироскопического инклинометра с непрерывным измерением азимута GyroTracer Directional™ при выполнении операции подъема судна открыло новую область использования этого уникального средства измерения. Операция подъема судна стала первым случаем применения гироскопическо-

го инклинометра с непрерывным измерением азимута GyroTracer Directional™ для наклонно-направленного бурения, а полученная точность данных оказалась недостижимой для каких-либо других навигационных приборов, обладающих пределом погрешности более метра. При выполнении операции подъема судна было пробурено девять наклонных скважин. Благодаря высокой точности инклинометра GyroTracer Directional™ буровое долото выходило на поверхность именно в запланированном месте, после чего в направляющие отверстия были спущены режущие цепи. Когда цепи были размещены надлежащим образом, танкер был разрезан на части. Поставленная задача по подъему судна была решена с абсолютной точностью и за рекордно короткие сроки. Гироскопический инклинометр с непрерывным измерением азимута GyroTracer Directional™ оказался единственным средством измерения, позволившим точно установить режущие цепи под корпусом танкера шириной 44,2 м, любой другой метод не дал бы такой высокой точности. Генеральный подрядчик, компания Mammoet, и местный муниципалитет выразили глубокую признательность Stockholm Precision Tools за успешно выполненную работу, так как в противном случае пришлось бы отказаться от строительства нефтяного терминала в регионе Аль-Басра. Данный проект наглядно продемонстрировал высокую точность и скорость измерений с помощью гироскопического инклинометра GyroTracer Directional™ и выявил высокий потенциал этого прибора для других отраслей производства, таких как укладка трубопроводов, кабелепроводов и кабелей на большие расстояния. Получаемая на выходе исключительно высокая точность гироскопической инклинометрии в настоящее время подкрепляется сравнительными результатами в полевых условиях и опытом операторов.

OILFIELD SERVICES

ADVERTORIAL SECTION

УК «Система-Сервис» – партнер, на которого можно положиться Статья предоставлена Управляющей компанией «Система-Сервис»

а многолетний период своего присутствия на нефтесервисном рынке России, ООО «Управляющая компания «Система-Сервис», входящая в группу компаний «ТАГРАС-Холдинг», зарекомендовала себя в качестве надежного партнера в области оказания услуг по прокату и ремонту нефтепогружного оборудования, оборудования системы поддержания пластового давления и строительства скважин. Укомплектованная высококвалифицированными специалистами, отдавшими работе в отрасли не один десяток лет, компания предлагает заказчикам комплексные решения «под ключ» и готова решать задачи любой технологической сложности. Услугами Управляющей компании «Система-Сервис» сегодня пользуются крупнейшие нефтедобывающие компании России (деятельность ведется на территории Татарстана, Удмуртии, Республики Коми, ХМАО, Оренбургской, Самарской, Саратовской, Волгоградской, Ульяновской и Новосибирской областей), Казахстана, Туркменистана. Одним из свежих, наглядных примеров эффективной работы Управляющей компании «Система-Сервис» является реали-

зация проекта поставки блочной кустовой насосной станции БКНС-13А для ОАО «Татнефть». В конце ноября прошлого года руководство ОАО «Татнефть» поставило перед Управляющей компании «СистемаСервис» стратегическую задачу по поставке упомянутого оборудования на Ашальчинское месторождение сверхвязкой нефти. Для заказчика поставка БКНС носила критический характер, поскольку пуск оборудования в эксплуатацию необходимо было осуществить в сжатые сроки. Исходя из этого, специалисты компании разработали график изготовления БКНС, наметив ее монтаж на объекте на конец февраля 2015 года. На первом этапе нужно было согласовать вопросы, возникшие при рассмотрении технического задания и стоимости станции, после чего специалисты конструкторско-технологической службы ООО «РИНПО» во второй половине декабря прошлого года в кратчайшие сроки разработали проект по БКНС-13А. В состав станции вошли четыре модульных здания. Три из них представляют собой технологические отсеки со смонтированными внутри горизонтальными насосными установками ГНУ 1500-1100, трубо-

проводной обвязкой, подпорными насосами, системой вентиляции, отопления и освещения, грузоподъемными талями, для проведения ремонта поставляемого оборудования. Четвертый отсек – аппаратный, разделенный на два отсека с низковольтным и высокоплотным оборудованием для управления и защиты технологического оборудования. Основную сложность в реализации проекта представляло изготовление больших объемов продукции в очень короткие сроки. Для оперативности выполнения заказа была создана рабочая группа, в состав которой вошли специалисты по направлениям технологии, автоматизации и энергетики. Очень активно проводилась работа со сторонними поставщиками – ежедневно запрашивались отчеты о производстве мелких и крупных покупных комплектующих БКНС, пока в цехах компании параллельно велось изготовление собственных комплектующих и сборка их в узлы. В качестве одной из мер, направленных на эффективное и своевременное решение поставленной заказчиком задачи, стоит отметить временный перевод слесарей-ремонтников, электросварщиков, мастеров ремонтно-механического цеха (РМЦ) на режим

●

Проект поставки блочной кустовой насосной станции БКНС-13А для ОАО «Татнефть» специалисты Управляющей компании «Система-Сервис» реализовали за три месяца

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕСЕРВИС

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Смонтированная БКНС-13А эксплуатируется на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти

работы с 7:00 до 19:00 часов без выходных и праздничных дней. Работа в таком графике немедленно начала приносить плоды – за одну неделю в РМЦ было изготовлено более 155 наименований деталей в количестве 465 единиц! С целью контроля качества и соблюдения сроков поставки специалисты регулярно выезжали к поставщикам. Благодаря активной работе сотрудников РМЦ и цеха № 2 ООО «РИНПО» уже в январе этого года был произведен первый монтаж одной из ГНУ 1500-1100 и подпорного насоса в поставленном здании, и начата работа по трубной обвязке. В первой половине февраля были смонтированы оставшиеся установки в двух последующих блоках и трубопроводная обвязка с соответствующей арматурой. В конце того же месяца Управляющая компания «СистемаСервис» (ООО «РИНПО») в полном объеме выполнили свои обязательства перед ОАО «Татнефть», смонтировав важный для нефтяной компании объект на УПСВ-7 «Ашальчи» в назначенные сроки. Эта работа стала очередным подтверждением благонадежности Управляющей компании «Система-Сервис» в качестве делового партнера и высокого уровня профессионализма ее сотрудников. Подобные успехи позволяют с уверенностью смотреть в будущее и налаживать сотрудничество с новыми партнерами в рамках новых проектов. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Как все начиналось В 1976 году в объединении «Татнефть» была создана Альметьевская база производственного обслуживания электропогружных установок (АЦБПО ЭПУ). Уже через два года коллектив предприятия вышел на первое место в СССР, и долгое время оставался лидером по количеству внедренных установок электроцентробежных насосов. В 2008 году в рамках программы ОАО «Татнефть» по выводу сервисных структур в самостоятельные предприятия, на базе АЦБПО ЭПУ было образовано ООО «Управляющая компания «Система-Сервис». 1 октября 2008 года стало официальным днем рождения компании. Сегодня группа компаний «Система-Сервис» динамично развивается, расширяя горизонты производственной деятельности. В ее состав входят ООО «Перекрыватель» (оказывает сервисные услуги в области строительства скважин), ООО «РИНПО» (занимается изготовлением и ремонтом нефтепромыслового оборудования), ООО «Сервис НПО» (сервис нефтепромыслового оборудования) и ООО «Татнефть-Кабель» (производство кабельно-проводниковой продукции). На весь спектр оказываемых услуг и производимой продукции получен сертификат соответствия системы менеджмента качества ИСО 9001:2008. Управляющая компания «Система-Сервис» неоднократно становилась дипломантом премии правительства Республики Татарстан в области качества. Среди ее наиболее известных клиентов фигурируют крупные игроки отечественной нефтяной промышленности – «Татнефть», «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «РуссНефть» и другие предприятия отрасли.

НАШИ КОНТАКТЫ Тел.: +7 (8553) 38-94-00, 38-94-63 Электронная почта: sale@epu.tatneft.ru

PRODUCTION

ADVERTORIAL SECTION

Packaged Separation and Oil Loading Unit Комплектная сепарационно-наливная установка (КСНУ) Article supplied by Targin

Operational advantages

Преимущества использования

PSOLU developers intended to design a unit that could operate at fields that have no power supply and oil transportation infrastructure. Being fully factory-assembled, it facilitates a fast start of well production and reduces time and cost of construction and assembly operations. The use of PSOLU for well production testing ensures not only oil output, but also provides the possibility to evaluate quantitative and qualitative indicators of a well, makes it possible to decide with a great deal of accuracy on further well operation

Основной целью разработки КСНУ было ее использование на месторождениях с отсутствием электроэнергии и инфраструктуры для транспортировки нефти. В сочетании с максимальной заводской готовностью объекта она позволяет быстро приступить к эксплуатации скважины, сократить сроки и стоимость строительно-монтажных работ. Использование КСНУ в период пробной эксплуатации скважины обеспечивает не только добычу нефти, но и позволяет оценить количественные и качественные параметры скважины и принять правильное решение о возможности дальнейшей экс-

ackaged separation and loading units (PSOLUs) are used by oil and gas producers during test production of wells at marginal fields where liquid production rates ranged from 50 to 500 cubic meters per day.

Статья предоставлена компанией «Таргин»

СНУ используются нефтегазодобывающими предприятиями на период пробной эксплуатации скважин на малодебитных месторождениях производительностью по жидкости от 50 до 500 м3 в сутки.

Oil&GasEURASIA

ДОБЫЧА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

and assess economic viability of building the necessary infrastructure for well operation. A set of PSOLU equipment includes vessels (oil and gas vessels and storage tanks) with piping, service platforms and an instrumentation package installed on special skids. It also includes oil and gas metering stations, an oil pumping unit, a set of pipelines from the well to the inlet separator and from the inlet separator to the flaring unit, shutoff and control valves, flaring unit and instrumentation module with power control and automation cabinets. Also in place is voltage surge protection, excessive pressure and liquid level protection for the vessels, and gas detector. The unit fulfills the following main functions: ● Separation of associated gas from oil and gas mixtures coming from the well ● Metering of separated associated gas ● PSOLU layout for Bashneft Dobycha ● Regulation of associated gas flow rate and pressure ● Технологическая схема КСНУ для ООО «Башнефть-Добыча» at discharge of the inlet separator This is a proprietary product of the specialists of the Technological Design Dept. of Burovoi Servis production ● Flaring of discharged associated gas unit of Targin Mekhanoservis. The team includes A. Zhitkov, S. Valeyev and R. Gabdulkhakov. The work has been ● Control of pressure and liquid levels in the vessels done in compliance with the customer’s requirements (Bashneft Dobycha). Recently, five PSOLU projects have ● Automated pressure discharge by the spring pres- been completed for the wells of Bashneft Dobycha’s Tuimazinskoye and Ishimbaiskoye production units. sure relief valve to the flaring unit in case of excess Это собственная разработка специалистов конструкторско-технологического отдела производственного управления «Буровой сервис» ООО «Таргин Механосервис» в составе: А.С. Житков, С.М. of the admissible pressure Валеев, Р.Ф. Габдулхаков на основании технических требований, предоставленных заказчиком – ООО ● Oil metering and pumping out of the storage tanks «Башнефть-Добыча». За последнее время реализовано пять проектов КСНУ для скважин Туймазинского The unit is prefabricated and transportable. This is и Ишимбайского НГДУ ООО «Башнефть-Добыча». not serial production equipment, and its design is customized for particular operational conditions and client requirements, based on the reference designs with potential adaptation плуатации скважины, оценить рентабельность строительства инфраструкto a particular oil field taking into account gas content, water cut, vis- туры необходимой для дальнейшей эксплуатации скважины. cosity of crude, heating necessity, requirements regarding the oil treatВ комплект оборудования КСНУ входят аппараты (нефтегазовый ment degree, etc. сепаратор и накопительные емкости) с трубной обвязкой, площадкаThese units are based on modular design principle, which makes it ми обслуживания и КИП, установленные на специальных рамах-осpossible to reduce labor input and demand for metal in equipment man- нованиях. Также в комплект оборудования КСНУ входят узлы учета ufacturing. Factory-assembled, PSOLU kick-starts well operation and нефти и газа, насосный блок для откачки нефти, комплект соедиslashes time and costs of its construction and installation. On average, нительных трубопроводов от скважины до входного сепаратора и от on-site PSOLU installation takes 10 to 15 days. Evolving from the basic входного сепаратора до факельной установки, комплект запорно-реconcept Targin Mekhanoservis has so far designed several modified гулирующей арматуры, факельная установка и аппаратурный блок PSOLUs envisaged for operations under various conditions. с размещенными в нем шкафами силового управления и автоматики. Предусмотрены защиты от повышения напряжения, превышеDrilling mud treatment unit (DMTU) ния давления и уровня жидкости в аппаратах, и сигнализация о загаDMTUs are of interest to many drilling companies as they offer a pos- зованности. sibility to implement any option in terms of amount and function of the applied equipment in compliance with the customer’s specifications. Установка выполняет следующие основные функции: The drilling mud treatment unit is used for drilling operations by the ● Отделение попутного газа от нефтегазовой смеси, поступающей из скважины; low-waste or sumpless technology as a part of the drilling rig mud circulating system. It is intended for high-efficiency removal of solids from ● Учет выделенного попутного газа; both weighted and non-weighted drilling mud and its degassing during ● Регулирование расхода и давления попутного газа регулятором на выходе из сепаратора входного; drilling of oil, gas and exploratory wells. ● Сжигание на факеле сбрасываемого в атмосферу попутного газа; Equipment components ● Контроль давления и уровня жидкости в аппаратах; The mud treatment unit design includes shale shakers, ultrasonic vor- ● Автоматический сброс давления с помощью клапана СППК на tex meter, degasser and pumps. If necessary, it is possible to realize any факельную установку при превышении допустимого давления; amount and function of the equipment produced by the manufacturer ● Учет и откачку нефти из накопительных емкостей. Установка является сборно-разборной и транспортабельной. Это обоspecified by the customer. рудование не является серийным, разрабатывается индивидуально для Design features конкретных условий эксплуатации и требований заказчика на осноThe units are heat-insulated by sandwich panels; heating devic- ве базовых вариантов с возможностью их изменения для конкретноes, lighting fixtures and fans are installed for comfortable operating го месторождения с учетом газосодержания, обводненности, вязкости conditions. Maintaining positive indoor temperature facilitates start- продукции, необходимости нагрева, требований к степени подготовки up in cold weather. Electrical units of upper and lower modules are нефти и др. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PRODUCTION

ADVERTORIAL SECTION

Производимые установки основываются на принципе блочной конструкции, что позволяет снизить трудоемкость и металлоемкость на изготовление оборудования. В сочетании с максимальной заводской готовностью объекта позволяет быстро приступить к эксплуатации скважины, сократить сроки и стоимость строительно-монтажных работ. Средний срок монтажа КСНУ на объектах составляет 10-15 дней. В настоящее время в ООО «Таргин Механосервис» на основе базового варианта разработано несколько модифицированных КСНУ, предназначенных для работы в различных условиях.

Drilled solids tank Drilled solids discharge from shale shakers and СГУ during sumpless drilling Емкость для шлама Сброс шлама с вибросит при безабароном бурении

Treated mud Выход очищенного бурового раствора

Блоки очистки бурового раствора (БОБР) Degasser Дегазатор

Mud from the wellhead Вход бурового раствора с устья

● ●

Cement slurry Выход цементного раствора

General schematic of liquid flow movement in the solids control system Принципиальная схема движения потоков жидкости в ЦСГО

This is a proprietary product of the specialists of the Technological Design Dept. of Burovoi Servis production unit of Targin Mekhanoservis. The team includes A. Zhitkov, S. Valeyev, N. German, V. Mayun, A. Gabidullina and L. Salikhova. The work is done in accordance with the customer’s requirements (Targin Burenie). Last year, 10 sets of DMTU were manufactured and put in operation at wells drilled by Targin Burenie. Это собственная разработка специалистов конструкторско-технологического отдела производственного управления «Буровой сервис» ООО «Таргин Механосервис» в составе: А.С. Житков, С.М. Валеев, Н.В. Герман, В.Б. Маюн, А.З. Габидуллина, Л.М. Салихова на основании технических требований, предоставленных заказчиком – ООО «Таргин Бурение». За последний год изготовлено и запущено в работу 10 комплектов БОБР на скважинах, которые бурит ООО «Таргин Бурение».

equipped with quick-disconnect connections. All electric equipment and electric appliances are blast-proof. Electric motors, control panels and lighting fixtures installed in the modular unit and modules themselves are grounded according to the existing requirements of the appropriate regulations. The upper module is a metal heat-insulated spatial frame structure with the process equipment including the illumination and heating systems. It is a separate shipping unit. The lower module is a foundation on which a drilling mud tank and three horizontal electrical pumping units are installed. It is also a separate shipping unit. Drilling mud treatment units are delivered by ground transportation. The upper and lower modules are transported to the destination point with the equipment installed; connection and termination are done without complete disassembly of the process pipelines; quick-disconnect joints are used, significantly reducing the assembly time and cost.

БОБРы представляют интерес для многих буровых предприятий, так как возможна реализация любого варианта соотношения по количеству и назначению применяемого оборудования в соответствии техническим требованиям заказчика. Блок очистки бурового раствора применяется для ведения буровых работ по малоотходной или безамбарной технологии в составе циркуляционных систем буровых установок. Он предназначен для высокоэффективной очистки утяжеленного и неутяжеленного бурового раствора от шлама и дегазации во время бурения нефтяных, газовых, разведывательных скважин.

Комплектация Блоки очистки предусматривают комплектацию виброситами, СВУ, дегазатором и насосами. При необходимости может быть реализовано любое соотношение по количеству и назначению применяемого оборудования того производителя, который необходим заказчику.

Особенности конструкции

Конструкции блоков утеплены сэндвич-панелями, в помещениях установлены калориферы, осветительные приборы и вентиляторы для создания комфортных условий. При подержании плюсовой комнатной температуры также облегчается пуск в холодное время. Подключение и расключение электрических блоков верхнего и нижнего модулей осуществляется быстроразъемными соединениями. Установленное электрооборудование и электроаппаратура выполнены во взрывозащищенном исполнении. Электродвигатели, пульты управления и осветительные приборы, установленные в самом модульном блоке, а также модули в целом заземлены в соответствии с существующими требованиями правил. Верхний модуль представляет собой металлическую каркасную утепленную пространственную конструкцию, с расположенным внутри технологическим оборудованием: системой освещения и обогрева. Это отдельная транспортная единица. Нижний модуль – это основание, на котором установлены емкость для бурового раствора и три горизонтальных электронасосных агрегата. Это также отдельная транспортная единица. Мобильность перевозки блоков очистки бурового раствора осуществляется наземным транспортом. К месту назначения верхний и нижний модули транспортируются с установленным в них оборудованием, подключение и расключение осуществляется без полного разбора технологических трубопроводов, применяются быстроразъемные соединения, что значительно сокращает сроки монтажа и приводит к снижению затрат на него.

Oil&GasEURASIA

ТЕХНОЛОГИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

«Космос-Нефть-Газ» освоила технологию повышения коррозионной стойкости составных элементов арматурных модулей автоматизированной технологической обвязки Статья предоставлена компанией «Космос-Нефть-Газ»

овременные тенденции развития газодобывающей отрасли России характеризуются усложнением геологических и климатических условий эксплуатации месторождений и сопутствующим повышением агрессивности скважинных сред. При этом актуальной становится задача защиты трубопроводов и оборудования от коррозии и других осложняющих факторов, влияющих на сроки их безопасной эксплуатации, а также от воздействия неблагоприятных факторов внешней среды. Для защиты от воздействия неблагоприятных факторов внешней среды модуль размещается в проветриваемом укрытии, которое представляет собой рамную конструкцию, обшитую съемными композитными сэндвич-панелями, с наружной облицовкой из алюминиевого листа толщиной 0,4 мм и внутренним наполнителем из композиционного материала на основе термопластичного полимера этилена с добавлением антипирена и минералов, придающих ему прочность и стойкость к воздействию как низких, так и высоких температур, а также открытого пламени. Открытая конструкция выпускаемых ранее арматурных блоков создает определенные затруднения, связанные с эксплуатацией и проведением технического обслуживания при неблагоприятных погодных условиях, особенно в зимний период. Модернизированная конструкция арматурных блоков с проветриваемым укрытием обеспечивает комфортные условия для их обслуживания и обеспечивает дополнительную защиту оборудования от осадков и ультрафиолетового излучения. В отличие от магистральных трубопроводов, по которым транспортируется уже очищенный и осушенный газ, промысловые трубопроводы работают в гораздо более тяжелых условиях. Наличие в добываемом газе пластовой воды и коррозионно-активных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ, значительно повышают коррозионную агрессивность транспортируемого газа, которая в сочетании с такими неблагоприятными факторами, как повышен-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ная температура и высокая скорость потока, вызывает интенсивный износ материала трубопроводов и арматуры. Особенно подвержены износу места, где происходит завихрение потока газа, – затворы арматуры, места фланцевых соединений, повороты и т.д., в которых действие коррозии усиливается эрозионным износом. По имеющимся данным, срок службы стальных трубопроводов без внутреннего покрытия составляет от одного года до шести лет. Поэтому защита элементов трубопроводов, подверженных наиболее интенсивному износу, очевидна. Одним из эффективных способов защиты является наплавка защитного слоя из сплавов на основе никеля. Для защиты трубопроводов от воздействия агрессивных составляющих газового потока на нашем предприятии освоена технология наплавки внутренней поверхности трубопроводов и фасонной арматуры на автоматизированном сварочно-наплавочном комплексе. Комплекс позволяет выполнять дуговую наплавку наружных и внутренних поверхностей неплавящимся электродом в инертном газе без подогрева присадочного материала никеле-

выми жаростойкими и коррозионностойкими сплавами INCONEL 625, 600, 718 и т.п. Комплекс включает в себя четыре основных компонента: ● сварочный манипулятор типа «Колонна» фиксированного типа; ● сварочный позиционер типа «Поворотный стол»; ● холостую роликовую опору; ● систему управления. Регулируемая скорость (0…1500 мм/мин) перемещения наплавочной головки манипулятора в сочетании с регулируемой скоростью вращения наплавляемой детали на сварочном позиционере (0.047…4 об/мин) и регулируемым источником сварочного тока (5…450 А) позволяют выполнять качественную наплавку с использованием различных наплавочных материалов. Оснащение комплекса блоком слежения по напряжению и блоком осцилляции обеспечивает равномерное нанесение наплавляемого слоя на деталях, имеющих криволинейную поверхность. Сварочная головка для внутренней наплавки обеспечивает наплавку изделий с диаметром от 35 мм и длиной до 1700 мм. Система регулировки угла наклона горелки позволяет производить качественную наплавку в труднодоступных местах (например, наплавку внутренней поверхности трубных угольников и тройников в местах сопряжения двух цилиндров). Холостая роликовая опора с регулировкой положения предохраняет от прогиба при наплавке длинных деталей. Система цифрового управления обеспечивает контроль и управление позиционированием горелки по трем осям, управление блоками подачи проволоки, а также процессами наплавки и сварки. Система укомплектована USB – выходом и программным обеспечением для подключения внешнего компьютера, что позволяет производить online-программирование режимов сварки/наплавки, производить резервное копирование сохраненных программ или возврат к ранее сохраненным программам.

ʶ̨̡̨̥̪̯̦̭̯̌̽ ̏ ̸̨̛̛̭̖̯̦̌ ̭ ̨̡̨̼̭̜̏ ̨̨̥̺̦̭̯̽̀

ʺ̼ ̭ ̨̨̬̭̯̐̔̽̀ ̪̬̖̭̯̣̖̥̔̌̏́ ̥̏̌ ̨̦̼̖̏ ̨̨̛̪̣̦̖̦̔́ ̦̹̖̜̌ ̨̡̨̨̪̬̱̯̜̔̏ ̡̛̛̣̦̖̜ ̵̵̛̖̬̦̏ ̨̨̛̪̬̏̔̏͗ ̸̨̡̨̨̼̭̯̦̼̜̏ ̛ ̴̴̡̛̖̯̦̼̜̾̏ ̵̛̖̬̦̜̏ ̨̛̪̬̏̔ Ͳ d , ϭϱϬ ̭ ̨̨̨̬̱̪̻̘̥̦̭̯̐̔̽̀̚ ̏ ϭϱϬ ̨̯̦̦ ;ϭϯϲ ̸̵̡̛̛̥̖̯̬̖̭ ̨̯̦̦Ϳ ̛ ̨̨̛̪̬̣̙̯̖̣̦̼̥̔̽ ̡̛̬̱̯̺̥́ ̨̨̥̥̖̦̯̥ ̏ ϭϱ ϬϬϬ ̴̱̯Ͳ̴̨̱̦̯̏ ;ϮϬϯϯϳ ʻ̥ͬͿ͘ ʤ ̡̯̙̖͕̌ ̵̛̖̬̦̜̏ ̨̛̪̬̏̔ d , ϮϱϬ ̭ ̨̨̨̬̱̪̻̘̥̦̭̯̐̔̽̀̚ ̏ ϮϱϬ ̨̯̦̦ ;ϮϮϲ͘ϳ ̸̵̡̛̛̥̖̯̬̖̭ ̨̯̦̦Ϳ ̛ ̨̨̛̪̬̣̙̯̖̣̦̼̥̔̽ ̡̛̬̱̯̺̥́ ̨̨̥̥̖̦̯̥ ̏ Ϯϯ ϬϬϬ ̴̱̯Ͳ̴̨̱̦̯̏ ;ϯϭϭϴϯ͘ϴ ʻ̥ͬͿ͘ ʺ̼ ̨̨̯̼̐̏ ̨̛̪̬̖̭̯̯̔̌̏̽ ̨̨̨̛̬̱̦̖͕̍̔̏̌ ̸̨̯̖̺̖̖̏̌̀ ̭̖̥̏ ̛̹̥̏̌ ̨̛̯̬̖̦̥̍̏̌́͘ ʪ̨̨̛̪̣̦̯̖̣̦̽̌́ ̴̶̨̛̛̦̬̥̌́ ̨̪ ̸̡̛̛̛̬̣̖̭̥̐̔̌̏ ̵̛̖̬̦̥̏ ̨̛̪̬̥̏̔̌ ̨̭̯̱̪̦̔̌ ̦̌ nov.com/TDH © 2015 National Oilwell Varco | All Rights Reserved