January 2015 issue

#12-1 2014-2015 TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

DECEMBER-JANUARY ДЕКАБРЬ-ЯНВАРЬ

Russia Braces to Meet 2015 Challenges

Россия готовится к вызовам наступающего года

Stay with us as we celebrate another milestone!

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

Оставайтесь с НГЕ в юбилейном году!

Shandong Hongsheng Oil Co., ltd. is located in the coastal City of Dongying, the base of operations for China’s second largest oilfield – the Shengli Oilfield.

We have an abundance of work experience in oil and gas exploration and development.

Our branch companies operate in Russia and in Kazakhstan. Our drilling teams globally perform a wide range of services including: Engineering and Technology Directional Drilling and Testing Technology Workover Technology Heavy Oil Thermal Recovery Technology

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Plunging Crude Prices – Is Saudi the “Bad Boy” and Russia Collateral Damage? Саудовская Аравия – истинный виновник падения цен на нефть, а Россия – случайно пострадавшая сторона?

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

П

оздравляю вас с новым, 2015 годом. Насколько известно, название его символа на русский можно перевести словом «козел», и все вы знаете, что оно означает. Если вы читали колонку «От издателя» в прошлом номере журнала, мое мнение вам уже известно, однако в этом месяце ситуация еще ухудшилась. По традиции, в итоговом номере НГЕ мы предлагаем читателям свою версию событий уходящего года и прогноз на год наступающий, и в этот раз наш редактор решил отобрать по пять лучших и худших новостей года. Вы спросите, в чем заключается сложность? Да вот в чем: как он ни старался отыскать хорошие новости (консультируясь при этом с остальными коллегами, включая меня), ему удалось найти только четыре события в этой категории, в то время как плохих новостей было в избытке (и определить среди них наихудшие тоже оказалось непросто). Да, дорогие читатели, даже совместными усилиями удалось обнаружить только четыре хорошие новости, что само по себе тянуло на сюжет, достойный отдельной статьи в заключительном выпуске года. И что еще хуже – одной из них я предложила назвать повторное открытие «Макдональдса» на Пушкинской площади (считайте мой выбор не очень удачной шуткой). Но оказалось, что эта новость уже устарела – я находилась в зарубежной командировке, и о возобновлении работы «Макдональдса» узнала с опозданием. Но здесь есть над чем задуматься – вспомните, какая страшная шумиха поднялась в западных СМИ, когда, в условиях кризиса на Украине и растущего противостояния Востока и Запада, упомянутый символ «американского образа жизни» закрыли за нарушение «санитарных правил». Однако никто не издал ни звука когда «Макдональдс» вновь открыли. Все произошло так тихо, что даже я, живущая в 10 минутах ходьбы от заведения, ничего об этом не знала – возможно потому, что, как и большинство американцев, проживающих в Москве, не очень люблю питаться в «Макдональдсе».

W

elcome to 2015 and the Year of the Goat – “kozyol” in Russian and you all know what that means.

If you’ve read last month’s editorial you know my attitude. And this month things have gotten worse. It’s a tradition at OGE to reflect on the past year and try to forecast what might be in store for 2015. This year, our editor Bojan Soc decided to pick the best and the worst news events – five happenings in each category.

The problem? Bojan thought hard; he asked around – he even asked me – and while he could easily find the worst five events (in fact many more); he could only count off four in “the best of the year” category.

Yes, my friends, all our combined brainpower could only yield four positive happenings, big enough to base an end-of-year story on.

Worse yet, the best I could offer was the reopening of McDonald’s on Pushkin Square. (I offered that more as a bad joke). But turns out it was old news. I just happened to have been traveling outside of Russia when it happened.

So you’ve got to wonder. All the yelling and screaming and international news reports when Russian authorities had shut down the flagship McDonald’s for violation of “sanitary laws” as tensions between east and west spiked over Ukraine. And nothing – not a peep – when it reopened. The reopening was so quiet even I didn’t know, and I live about a 10-minute walk from the place. (I guess I’m like most Americans who live in Moscow; we just don’t like to eat at McDonald’s.)

But come on – I need to get serious. The world seems to be in total chaos so let’s try to make sense of things. The bad news is that not much of what is happening right now does make any sense – so I guess that’s No. 6 in the bad news category and we only wanted to choose five items.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Однако, если говорить серьезно, в мире сейчас царит полный хаос, поэтому постараемся немного разобраться в ситуации. Дело в том, что события, происходящие сейчас, имеют определенный смысл – и эта новость, как мне кажется, могла бы стать шестой среди самых плохих, если бы мы не ограничили наш выбор пятью. Как правило, вопрос «кому это выгодно?» помогает разобраться в запутанной ситуации, и я думаю, именно поэтому многие аналитики поспешно заключили, что во всем виноваты США и Саудовская Аравия, сговорившиеся обрушить цены на нефть, «обвалить» рубль и, таким образом, нанести удар по российской экономике и создать проблемы для российского руководства. Конечно, тем, кто без устали твердит о «новой холодной войне», ситуация представляется именно такой, однако газета Los Angeles

1

PUBLISHER’S LETTER

Usually the way to figure things out what is to ask the question “who benefits by what action?” I guess that is why so many analysts are rushing to the conclusion that the United States and Saudi Arabia are plotting together to kill the oil price, wreck the ruble, cripple the Russian economy and cause political problems for Russia’s leadership.

Sure it makes sense if you want to keep chanting the “New Cold War” mantra. But a recent article in the Los Angeles Times suggests that the Saudis and indeed OPEC really have the United States in its cross hairs. Simply put – the prospect of the United States becoming a net crude exporter doesn’t sit well with OPEC. And to kill the U.S. shale “revolution” (I hate that term but sometimes you have to use it) all you need to do is get the price below $70 a barrel. As the LA Times points out, producers in the Bakken need at least $65 a barrel to break even while producers in Texas and Oklahoma lose money below $75 a barrel.

Last month I suggested that the destabilization of Ukraine and sanctioning of Russia could open markets in Europe for U.S. exports of shale oil. And Ukraine could well become a market for the export of U.S. oilfield technology to produce Ukrainian shale.

Remember that old Cold War acronym? MAD – mutually assured destruction? I think it could be argued that OPEC and Saudi Arabia in particular might just be playing off the U.S. and Russia rather nicely right now. Could all the posturing over Ukraine in fact be a mere side show? Could the real issue be OPEC’s defense of its dominance of global oil production. I do get the feeling these days that somebody has indeed “pressed the button” – though thankfully this button sends only financial missiles flying.

Russia may be a petro economy with as much as 50 percent of its federal budget revenues coming from oil and gas exports. But the U.S. in the current situation has a lot to lose as well. The U.S. is losing ground as the world’s largest economy to China. There has even been speculation that the Chinese have sufficient U.S. dollar reserves to work with Russia in ways that could circumvent some U.S. sanctions.

The shale boom has been the only bright light in the current U.S. recession. Shale production created 2 million jobs and added $283 billion to U.S. GDP, the LA Times wrote. Those jobs and businesses disappear as crude oil prices are depressed lower and lower. Just like Russia runs out of dollar reserves, the U.S. can’t afford expensive shale oil production as the price of crude oil plunges. So who wins?

Right now only OPEC wins – or maybe more precisely, Saudi Arabia.

The LA Times article I reference here argues that the solution from the U.S. perspective is for the U.S. Congress to allow U.S. producers to export crude oil. Since 1975 the export of U.S. crude has been banned. That was because of the abrupt rise in oil prices – the so called Arab “oil shocks”. The policy to date has been to keep domestic production at home and import foreign oil to take care of any gaps. Today that makes no sense.

Russia watchers take heart. Of course it is true that adding U.S. produced crude to international markets will depress prices even more. But at some point, OPEC won’t be able to hold together on its current course. If you take a look at OPEC members, Kuwait, Qatar and the UAE can balance their budgets at $70 a barrel, but Venezuela and Nigeria need $120 a barrel oil and Iran needs $136 a barrel. The LA Times suggests that “80 percent of American shale oil can be profitable between $50 and $69 a barrel.”

The problem for most of us though is that the coming two years won’t be pleasant and if you want proof that God has a sense of humor, you need only remember that 2015 is indeed the “Year of the Kozyol.”

2

#12 /1 December 2014 / January 2015

Times недавно опубликовала статью, автор которой считает, что на самом деле между собой сговорились Саудовская Аравия и ОПЕК, а целью «заговора» являются Соединенные Штаты. Иначе говоря, ОПЕК не устраивает перспектива становления США самодостаточной энергодержавой, которая производит больше нефти, нежели покупает, а для того, чтобы остановить «сланцевую революцию» (терпеть не могу этот термин, но иногда им приходится пользоваться), необходимо сохранять цену нефти на уровне ниже $70 за баррель. Как утверждает LA Times, добыча на формации Баккен рентабельна при минимальной цене нефти $65 за баррель, а в Техасе и Оклахоме добывающие компании окажутся «в минусе», если баррель будет стоить меньше $75. В предыдущем выпуске я писала о том, что дестабилизация Украины и введение санкций против России может открыть европейские рынки для американской сланцевой нефти, а украинский рынок – для американских технологий, которые позволят осуществлять добычу сланца в Украине. В годы «холодной войны» существовал такой термин – «взаимное гарантированное уничтожение», и мне кажется, что сегодня ОПЕК и конкретно Саудовской Аравии удалось стравить США и Россию. И вполне возможно, что вся эта возня вокруг Украины – не более чем «отвлекающий маневр», за которым скрывается реальная цель – сохранить господство ОПЕК на мировом нефтяном рынке. Мне кажется, что кто-то действительно «нажал на кнопку», но, к счастью, все ограничивается «финансовой войной». Конечно, экспорт энергоносителей обеспечивается около 50% доходов в федеральный бюджет России, но США в этой ситуации тоже есть что терять, а именно – экономика Китая становится крупнейшей в мире. И уже высказывались предположения, что, располагая достаточным долларовым резервом, китайцы в состоянии успешно сотрудничать с Россией в обход американских санкций. «Сланцевый бум» стал «светом в конце тоннеля» для переживающей рецессию американской экономики. Как утверждает LA Times, добыча углеводородов из сланцев обеспечила 2 млн новых рабочих мест и рост ВВП на $283 млрд. По мере падения цен на нефть эти рабочие места и предприятия ликвидируются. В сложившейся ситуации, когда цены на нефть падают, Россия теряет долларовые запасы, а разработка сланцевых месторождений в США становится нерентабельной. Так кому же это выгодно? Ответ напрашивается сам собой – ОПЕК, а еще точнее, Саудовской Аравии. В статье, на которую ссылаюсь, в качестве возможного решения для США предлагается отменить действующий запрет Конгресса на экспорт американской нефти. В 1975 года вывоз «черного золота» был запрещен из-за резкого скачка цен – так называемого «арабского нефтяного шока». Таким образом, вплоть до сегодняшнего дня США сохраняли собственную нефть для внутреннего потребления, а дополнительные потребности компенсировали за счет импорта. В нынешних условиях это становится бессмысленным. Тем, кто России не симпатизирует, есть чему радоваться – если США начнет поставлять нефть на мировой рынок, цены еще больше упадут. Однако настанет момент, когда эта ситуация создаст конфликт интересов среди стран-членов ОПЕК. Судите сами: если Кувейт, Катар и ОАЭ могут сбалансировать свои бюджеты на уровне $70 за баррель, Венесуэле и Нигерии для этого необходима цена в $120 за баррель, а Ирану – $136 за баррель. Как утверждает LA Times, «80% американской сланцевой нефти будут рентабельны при цене от $50-69 за баррель». Проблема, однако, заключается в том, что для большинства из нас ближайшие два года не сулят ничего хорошего. И символ 2015 года – козел – служит отличным подтверждением тому, что «там наверху» с юмором все в порядке.

Oil&GasEURASIA

Èííîâàöèîííûå òåõíîëîãèè äëÿ ñëîæíûõ ãåîëîãè÷åñêèõ óñëîâèé.

ˁ̡̨̨̬̭̯̦̌́ ̨̥̖̣̔̽ ̨̔ ̛̛̪̬̥̖̦̖̦́ ̨̨̨̨̨̪̣̦̣̦̜̏̏ ̛̛̦̖̬̭̏​̛ ̭ ̸̨̱̖̯̥ ̴̨̬̥̼ ̛̥̪̱̣̭̽̌ ;&t/ͿΎ

ˁ̡̨̨̬̭̯̦̌́ ̨̥̖̣̔̽ ̨̪̭̣̖ ̛̛̪̬̥̖̦̖̦́ ̨̨̨̨̨̪̣̦̣̦̜̏̏ ̛̛̦̖̬̭̏​̛ ̭ ̸̨̱̖̯̥ ̴̨̬̥̼ ̛̥̪̱̣̭̽̌ ;&t/ͿΎ

Ύ ʪ̦̌​̦̼̖ ̨̪̬̖̭̯̣̖̦̼̔̌̏ ̡̨̛̛̥̪̦̥̌́ W͕ W EŽƌŐĞ ^ ĂŶĚ ,ĞƐƐ EŽƌŐĞ ^ ÖÅÍÒÐÛ ÎÁÐÀÁÎÒÊÈ ÄÀÍÍÛÕ: ÕÜÞÑÒÎÍ, ÄÅÍÂÅÐ, ÎÊËÀÕÎÌÀ-ÑÈÒÈ, ÊÀËÃÀÐÈ, ÐÈÎ-ÄÅ-ÆÀÍÅÉÐÎ, ÏÎÐÒ-ÎÔ-ÑÏÅÉÍ, ËÎÍÄÎÍ, ÊÀÈÐ, ÏÎÐÒ-ÕÀÐÊÎÐÒ, ËÓÀÍÄÀ, ÌÎÑÊÂÀ, ÄÅËÈ (ÃÓÐÃÀÎÍ), ÏÅÐÒ

Êîìïàíèÿ GX Technology (GXT) êîðïîðàöèè ION, âíåäðèâøàÿ òåõíîëîãèþ ìèãðàöèè ìåòîäîì îáðàùåííûõ âðåìåí (RTM) è òåõíîëîãèþ ïîäàâëåíèÿ êðàòíûõ âîëí ïî ìåòîäó ïîâåðõíîñòíî-ñîãëàñîâàííîãî ìîäåëèðîâàíèÿ (3D SRME), ïðîäîëæàåò ïðîâîäèòü èññëåäîâàíèÿ ñ öåëüþ ñîçäàíèÿ èííîâàöèîííûõ è óñîâåðøåíñòâîâàííûõ ìåòîäèê ïîñòðîåíèÿ èçîáðàæåíèé. Îáëàäàÿ òàêèìè òåõíîëîãèÿìè, êàê øèðîêîïîëîñíàÿ îáðàáîòêà

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ

äàííûõ WiBand™, òîìîãðàôèÿ ïðèðàùåíèÿ îáùèõ âðåìåí ïðîáåãà (GMO) è ïîëíîâîëíîâàÿ

Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû

èíâåðñèÿ ñ ó÷åòîì ôîðìû èìïóëüñà (FWI), GXT ïðåäëàãàåò ðåøåíèÿ äëÿ ïîñòðîåíèÿ

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè

ñêîðîñòíîé ìîäåëè, ïîäîáðàííûå ïîä êîíêðåòíóþ çàäà÷ó. Èòîãîâûé ðåçóëüòàò — èçîáðàæåíèÿ ñëîæíûõ ãåîëîãè÷åñêèõ ñòðóêòóð â ñâåðõâûñîêîì ðàçðåøåíèè, ïîìîãàþùèå

→

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì

äîáèòüñÿ óñïåõà ïðè ðàçâåäêå è ðàçðàáîòêå ìåñòîðîæäåíèé.

Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.ru/imagingleaders.

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

GX TECHNOLOGY

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Plunging Crude Prices – Is Saudi the “Bad Boy” and Russia Collateral Damage? Саудовская Аравия – истинный виновник падения цен на нефть, а Россия – случайно пострадавшая сторона?

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ STATISTICS | СТАТИСТИКА

1

8

48

EVENTS OF THE YEAR | СОБЫТИЯ ГОДА

14

UPSTREAM | РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА

Going It Alone “Shale revolution” as a stimulus for development of hard-to-recover reserves

Своя рубашка ближе к телу

16

«Сланцевая революция» как стимул к разработке ТРИЗ RUSSIAN OIL&GAS INDUSTRY WEEK | НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ

OGE on the scene Наш фоторепортаж с места события

22

OIL TRADING | НЕФТЕТОРГОВЛЯ

How Will Cheap Oil Affect Russian Petro Firms Чем обернется дешевая нефть для российских компаний

24

GAS MARKET | ГАЗОВЫЙ РЫНОК

Choosing Pipelines Over Tankers Танкерам предпочли трубу FORUM | ФОРУМ ADIPEC 2014: Global Petro Industry Strives for Energy Efficiency

ADIPEC 2014: Нефтяники стремятся к энергоэффективности

30

34

DRILLING | БУРЕНИЕ

Gazprom Burenie: New Approach to Services «Газпром бурение»: Новый взгляд на сервис

40

VALVES | АРМАТУРА

The Long Journey Home Russian valve manufacturers ready to replace imports, wait for customers’ initiative

Долгая дорога домой

44

Российские арматуростроители готовы к замещению импорта, но ждут инициативы от заказчиков

4

Oil&GasEURASIA

Инвестиции сегодня. Строительство на завтра. Мы здесь, чтобы остаться, готовы работать бок о бок с вами. Для поддержки вашего сообщества и в целях соблюдения требований России к буровому оборудованию, мы открываем в этом году завод в Костромской области. Мы готовы помочь вам добиться успеха, предоставляя самое передовое и надежное буровое оборудование в мире. Познакомьтесь с нами. Посетите сайт NOVkostroma.com

#12 /1 December 2014 / January 2015

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений средней стадии катагенеза

52

PRODUCT SUPPLY | ПОСТАВКИ ПРОДУКЦИИ

Optimizing Logistics Support System Оптимизация системы материально-технического обеспечения

58

IT SECURITY | ИНФОРМАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Сrucial Role of Cyber Security in Oil and Gas Industry Кибербезопасность – актуальный вопрос для нефтегазовой отрасли

60

ELECTRICAL HEATING SYSTEMS | СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА

ГК «ССТ» обеспечит российский рынок отечественными системами промышленного электрообогрева

62

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Kerui . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка

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

Shandong Hongsheng . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка

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

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Parma-Telecom. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Sayuru Marine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

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 ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Alexander Popov a.popov@eurasiapress.com Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Александр Попов a.popov@eurasiapress.com Марина Алешина sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

66

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

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 Dario Mozzaglia dario@eurasiapress.com Tel.: +39 010 583 684 Fax: +39 010 566 578

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 © 2014, 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 © 2014, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

worldheavyoilcongress.com

The knowledge. The expertise. The relationships.

No event gets you better connected with the heavy oil community. Register to attend!

March 24 - 26, 2015 Edmonton, Alberta, Canada

Get $300 off until Feb.12! Register with code OGEUR at worldheavyoilcongress.com business conference | technical conference | short courses | exhibition | social events | poster sessions

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ VALVES

HART Interface Advancement for AUMA Actuators

АРМАТУРА

AUMA гредлагает интерфейс HART для своих приводов

SOURCE: / ИСТОЧНИК: AUMA

Electric actuator manufacturer AUMA announces that Производитель электроприводов компания AUMA a HART interface option can be ordered with immedi- объявила о возможности оперативного заказа опции ate effect for the company’s AC .2 and ACExC .2 controls. интерфейса HART для систем управления AC .2 и ACExC .2.

The adoption of the popular communication protocol by Принятие AUMA широко используемого протокола обмеAUMA strengthens the company’s position as a provider на данными способствовало укреплению ее позиции как of a comprehensive range of leading-edge actuation solu- поставщика обширного ряда передовых решений по приtions, with supporting technologies. водам, с поддерживающими технологиями.

In compliance with the IEC 61158 standard, the HART В соответствии со стандартом IEC 61158, протокол (Highway Addressable Remote Transducer) communica- обмена данными HART (магистральный адресуемый дисtion protocol retains the simple and classic 4–20 mA stan- танционный преобразователь) сохраняет простой класdard signal for analogue data сический типовой сигнал 4–20 мА для transmission, while allowing передачи аналоговых данных, допуfor digital communication ская при этом цифровую коммуникаmodulated as an additional цию, модулированную в виде дополsignal to the analogue signal. нительного сигнала для аналогового A major advantage сигнала. according to AUMA, which Основное преимущество протоis a member of HCF (HART кола, по мнению специалистов AUMA, Communication Foundation), являющейся членом HCF (Фонда is that this facilitates reading HART-связи), состоит в том, что он обе● AUMA adds the popular HART communication protocol additional parameters and to its electric actuation Solutions. Illustration shows typi- спечивает считывание дополнительdiagnostic data from field ных параметров и диагностических cal point-to-point wiring in a HART System devices, such as actuators, ● AUMA добавила популярный протокол данных с полевых устройств, таких как using the existing 4–20 mA обмена данными HART к своим решениям по приводы, используя существующую infrastructure. инфраструктуру 4–20 мА. электроприводам. На рисунке показано типичное Electronic Device соединение от точки к точке в системе HART В ближайшее время AUMA преDescriptions (EDD) for AC. 2 доставит электронные описания controls with HART interface will be available shortly from устройств (EDD) для систем управления AC. 2 с интерфейAUMA for integration with Siemens Simatic PDM, Emerson сом HART для интеграции с такими устройствами, как ГЗД AMS and Emerson 475 Field Communicator. Following Simatic компании Siemens, вспомогательный измерительdevice integration in the appropriate interpreter, the actu- ный зонд AMS компании Emerson и полевое устройство ator and controls’ most important parameter and diagnos- связи Emerson 475. После интеграции устройств в соотtic information, relating to commissioning, configuration ветствующий преобразователь, без дополнительного проand Asset Management, are available without additional граммирования будут доступны наиболее важные парамеprogramming. тры привода и устройства управления, а также диагностическая информация, относящаяся к вводу в эксплуатацию, конфигурированию и управлению объектом.

Emerson Introduces Electro-hydraulic Operator for Remote Valve Emergency Shutdown Applications

Emerson Process Management has added a robust electro-hydraulic operator to its broad valve automation capabilities with the release of the Bettis EHO actuator. The EHO actuator couples proven technologies from Emerson’s Valve Automation offering of actuation and controls to handle critical shutdown situations where dependability is a must.

The EHO actuator is ideal for a diverse range of applications, from topsides valve automation on offshore platforms to remote pipelines where operational upsets

8

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

Emerson предлагает электрогидравлический исполнительный механизм для дистанционного аварийного закрытия клапанов Emerson Process Management добавила прочный электрогидравлический исполнительный механизм к широким возможностям автоматизации работы клапанов, выпустив привод Bettis EHO. Привод EHO объединяет проверенные технологии автоматизации работы клапанов компании Emerson’s Valve Automation, в которых предлагаются систеOil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ / АРМАТУРА

can cause safety and environmental hazards, as well as costly production losses. To help operators counteract these challenges, the EHO provides a compact design with actuator and control components from Emerson that have been field proven for decades in critical service and features that combine more than 200 years of experience in valve actuation, electric motor, and hydraulic control technology.

The EHO is available in either spring-return or double-acting configurations. Torque outputs can handle valve sizes from 6 to 60 inches. The EHO operates on utility electrical power or optional solar power for remote areas where electric power is not available or not reliable. The EHO is operable in temperatures ranging from -40 F to +140 F (-40 C to +60 C). Its fail safe capability is reliable with fast close or open stroke times, suitable for emergency shutdown in oil or gas service.

мы привода и органы управления для критических ситуаций остановки оборудования, где необходима функциональная надежность. Привод EHO идеально подходит для применения в широком диапазоне областей, от автоматизации работы клапанов верхних строений морских платформ до удаленных трубопроводов, где сбои в работе оборудования могут привести к угрозам безопасности и окружающей среде, а также к значительным производственным потерям. Чтобы операторы могли противодействовать таким угрозам, в приводе EHO используется компактная конструкция с исполнительными компонентами и компонентами управления от компании Emerson, проверенными в полевых условиях на протяжении десятилетий в критических условиях эксплуатации, а также характеристики, в которых объединяются более 200 лет опыта работы клапанов, электродвигателей и технологии гидравлического управления. Привод EHO предлагается в конфигурации обратного хода под действием пружины или двустороннего действия. Выходной крутящий момент рассчитан на клапаны размером от 6 дюймов до 60 дюймов. Привод EHO снабжается энергией от энергосистемы общего пользования или от дополнительной солнечной батареи в удаленных районах, где нет энергоснабжения или оно ненадежно. Система EHO может работать при температурах от -40 °F до +140 °F (от -40 °C до +60 °C). Она надежна и отказоустойчива, характеризуется высокой скоростью хода открывания или закрывания клапана, подходит для аварийных остановок в нефтегазовом производстве.

PHOTO / ФОТО: EMERSON

Garlock уменьшила крутящий момент задвижек с фторопластовыми втулками

●

Bettis EHO actuator provides users with a complete, proven solution for critical situations where fail-safe response in remote areas must be instantaneous and dependable ● Привод Bettis EHO предоставляет пользователям полное, проверенное решение для критических ситуаций в удаленных районах, когда необходимо мгновенное надежное реагирование

Garlock Reduces Torque of Its PTFE-Lined Valves Garlock presents its evolved Butterfly actuators at Valve World in Düsseldorf. Thanks to evolutions in the liner and disc, friction values were reduced to the point where significantly lower torques are required to shut off or throttle the flow. For instance, the torque of the DN80 valve was lowered from 48 Nm to 29 Nm (a reduction of 40 percent).

At larger diameters, it was possible to reduce torque even more. For the DN300, now only 274 Nm are needed instead of 520 Nm (a reduction of 47 percent), whereas the DN600 now only needs 2,056 Nm instead of 3.990 Nm (a reduction Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания Garlock представила свои новые приводы для дроссельных задвижек на выставке «Мир арматуры» в Дюссельдорфе. Благодаря разработкам в области втулок и дисков, трение было уменьшено до таких величин, когда для отключения или регулирования потока требуется значительно более низкий крутящий момент. Так, например, крутящий момент задвижек DN80 был уменьшен с 48 Нм до 29 Нм (снижение порядка 40%). При больших диаметрах удается уменьшить крутящий момент еще больше. Так, на задвижках DN300 сейчас требуется только 274 Нм вместо прежних 520 Нм (снижение на 47%), а на DN600 требуется 2056 Нм вместо 3990 Нм (снижение на 48%). Эти выводы основаны на результатах широкомасштабных измерений, проведенных в сухих условиях при 21°C. Благодаря усовершенствованию продукции, задвижки компании Garlock в настоящее время характеризуются наиболее низкими значениями крутящего момента среди задвижек, представленных на рынке. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

TECH TRENDS / VALVES of 48 percent). These statements are based on extensive measurements – measured dry at +21 C. Thanks to the product refinement, Garlock valves now feature the lowest torques on the market.

When maintenance is required, case liners and flap discs made from other materials can now be more PHOTO / ФОТО: GARLOCK easily exchanged for parts made from high-quality PTFE, which offers better chemical, abrasive and thermal resistance, all without having to replace the actuator. This is because Garlock was able to compensate for the higher coefficients of friction resulting from PTFE-on-PTFE contact by using the new liner technology. For example, now it is generally possible to replace a valve with a PFA liner and PTFE disc with fittings consisting entirely of PTFE. In the past this proved difficult in cases where the actuator was designed for the lower coefficients of friction resulting from PTFE-on-PFA. Polytetrafluoroethylene (PTFE) is the most chemically stable of all plastics. It is also highly resistant to ageing, and has high dielectric strength. Garlock goes a step further and improves these mechanical and chemical properties during component manufacture at the factory in Neuss. This is done by isostatically pressing the PTFE granulate. The high degree of compaction of the material ensures an absolutely homogeneous lattice structure, minimizing permeability while enhancing both hardness and tensile strength.

With its above-average service life, reduced maintenance costs and smooth operation, Garlock performs well wherever corrosive, abrasive or toxic media have to be managed – such as in the chemical, petrochemical and chlorine industries, and in the electroplating and paper industries. Garlock valves are certified according to EN 61508 (SIL-3).

Metso Introduces Special Intelligent Valve Controller Option for Arctic Temperatures As oil and gas production moves to even more challenging geographic areas, the standard -40 C to +85 C environment tolerance is no longer sufficient. In particular, more stringent regulations originating from North America, Russia and China have made it necessary for valve controllers to be certified for even more extreme temperatures. To meet these evolving needs, Metso has launched an Arctic option that expands the Neles ND9000 intelligent valve controller family and enables the controller to withstand temperatures from -53 C to +85 C. “One of the most appealing benefits of the Metso intelligent valve controller is that it offers remotely advanced control valve diagnostics for process optimization and maintenance planning. This means that users no longer need to go out into extreme conditions next to the valves to carry out control valve diagnostics tasks. Instead, all access to user friendly diagnostics reports can occur from inside the comfort of an office. On-line diagnostics collected by Metso’s Neles ND9000 intelligent valve controller let you

10

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

#12 /1 December 2014 / January 2015

При проведении текущего ремонта, втулки и откидные диски, сделанные из других материалов, сейчас легко можно заменить на детали из высококачественного политетрафторэтилена (ПТФЭ), отличающегося более высокой химической, абразивной и термоустойчивостью; при этом не требуется заменять весь привод. Это связано с тем, что Garlock удалось компенсировать более высокие коэффициенты трения, образующиеся при контакте ПТФЭ-ПТФЭ, используя новую технологию втулок. Например, сейчас можно заменить задвижку с втулкой из перфторированного сополимера ПФС и диском из ПТФЭ на детали, состоящие полностью из ПТФЭ. В прошлом это было трудно в случаях, когда привод был разработан для низких коэффициентов трения при контакте ПТФЭ-ПФС. ПТФЭ является наиболее химически устойчивым из всех полимерных материалов. Он также очень устойчив к «старению» и обладает высокой электрической прочностью. Garlock шагнула дальше и улучшила эти механические и химические качества в ходе изготовлении деталей на заводе в городе Нойсе. Это достигается при изостатическом прессовании гранулята ПТФЕ. Высокая степень уплотнения материала обеспечивает абсолютно гомогенную структуру кристаллической решетки, минимизируя проницаемость и повышая твердость и прочность на разрыв. При сроке службы продолжительнее средних значений, пониженных затратах на техническое обслуживание и бесперебойной работе, продукты компании Garlock работают прекрасно в условиях коррозионных, абразивных или токсических сред – например, в химических, нефтехимических и хлорных производствах, а также в гальванотехнике и бумажной промышленности. Задвижки Garlock сертифицированы в соответствии с EN 61508 (SIL-3).

Metso выпустила новый микропроцессорный клапанный контроллер для применения в арктических условиях По мере того, как добыча нефти и газа сдвигается во все более сложные географические районы, стандартный интервал допустимых температур от -40°C до +85°C становится недостаточным. В частности, принятие более жестких технических норм в Северной Америке, России и Китае вызвало необходимость сертификации контроллеров клапанов для более широкого диапазона температур. Для удовлетворения возникающих потребностей, Metso выпустила контроллер для работы в арктических условиях (температурный диапазон от -53 °C до +85 °C), расширив таким образом семейство микропроцессорных контроллеров клапанов Neles ND9000. «Одно из наиболее привлекательных преимуществ микропроцессорных контроллеров клапанов Metso состоит в том, что они дают возможность дистанционной диагностики клапанов для оптимизации их работы и планирования технического обслуживания. Это значит, что пользователям больше не требуется покидать помещение при экстремальных температурах для выполнения задач по диагностике регулирующих клапанов. Вместо этого доступ к удобным для пользователя диагностическим Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

The Blagoveschensk valve plant (BAZ, Bashkortostan, a subsidiary of the United Metallurgical Company, OMK, Moscow) performed successful acceptance tests of a ball valve for compliance with Gazprom’s STO standard.

As a result, these products were listed in the Equipment Register, specifications for which comply with the Gazprom requirements.

Semi-finished half-bodies for ball valves will be manufactured by the Chelyabinskbased Trubodetal company (an OMK subsidiary).

“Successful tests indicate that the Blagoveschensk valve plant has entered a new market of medium-size ball valves with the diameter from 300 to 700 mm,” BAZ managing director Alexander Kozhevnikov said.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

отчетам может быть получен в комфортных условиях офиса. Данные оперативной диагностики, получаемые микропроцессорными контроллерами клапанов Neles ND9000 компании Metso, дают вам возможность получить представление о состоянии вашего регулирующего клапана, так что вам не надо делать предположения», − поясняет Сами Нусайнен, директор подразделения Neles Smart Products. Версия для экстремально низких температур выпускается в огнестойких алюминиевых или стальных корпусах. Для обоих вариантов возможно также искробезопасное исполнение, если это необходимо. Версия для экстремально низких температур предлагается для системы HART, шин Foundation Fieldbus и устройств Profibus PA. Семейство микропроцессорных контроллеров клапанов Neles ND9000 разработано для эксплуатации на всех приводах регулирующих клапанов и во всех отраслях. Каждый контроллер гарантирует высочайшую надежность и точность управления, что обеспечивает качество производства при всех рабочих условиях. Благодаря уникальным возможностям диагностики и эксплуатационным характеристикам микропроцессорного контроллера клапана Neles ND9000, он занял лидирующее положение в промышленности. Надежная и прочная конструкция облегчает его ввод в эксплуатацию и работу. Кроме того, контроллер является перспективным вложением с системой обслуживания Metso FieldCare на протяжении всего срока службы.

«БАЗ» успешно испытал новый шаровый кран на соответствие стандартам «Газпрома» Благовещенский арматурный завод (ОАО «БАЗ», Республика Башкортостан, входит в состав Объединенной металлургической компании, ЗАО «ОМК», Москва) провел успешные приемочные испытания шарового крана на соответствие стандарту СТО компании «Газпром». В результате данные изделия включены в «Реестр оборудования, технические условия которого соответствуют техническим требованиям ОАО «Газпром». Заготовки полукорпусов для шаровых кранов будет изготавливать завод «Трубодеталь» (ОАО «Трубодеталь», Челябинск, входит в состав ОМК). «Успешное проведение испытаний свидетельствует о выходе Благовещенского арматурного завода на новый для себя рынок среднегабаритной шаровой запорной арматуры диаметром от 300 до 700 мм», – отметил управляющий директор ОАО «БАЗ» Александр Кожевников.

PHOTO: BAZ / ФОТО: «БАЗ»

BAZ Successfully Tested New Ball Valve for Compliance with Gazprom Standards

SOURCE / ИСТОЧНИК: METSO

know your control valve condition, so you don’t need to guess,” explains Sami Nousiainen, director, Neles Smart Products, Metso.

The Arctic temperature option is available in aluminum and stainless steel flameproof enclosures. For both material options, an intrinsically safe option is also available, if needed. The Arctic temperature option is available for HART, Foundation Fieldbus and Profibus PA devices.

Metso’s Neles ND9000’s intelligent valve controller family is designed to operate on all control valve actuators and in all industry areas. Each controller guarantees the highest reliability and control accuracy for end-product quality in all operating conditions.

The unique diagnostics and performance features of the ● The special Neles ND9000 intelligent Neles ND9000 intelvalve controller option is designed for ligent valve controlextreme environments with a temperaler make it the leader ture range of -53 C to +85 C in the industry. Its ● Специальная опция reliable and robust микропроцессорного контроллера design is easy to com- клапана Neles ND9000 разработана mission and oper- для экстремальных условий с ate. Additionally, the диапазоном температур от -53 °C Neles ND9000 comes до +85 °C

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ / АРМАТУРА

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

11

TECH TRENDS / VALVES as a future-proof investment with Metso FieldCare lifetime support.

Smith Flow Control’s New Ellis Key Makes Interlocking in Harsh Environments Easy Smith Flow Control (SFC), specialist in mechanical valve interlocking equipment, has re-designed the key for its well-known Ellis interlocking range. Recognized worldwide, Ellis interlocks are used for critical process applications in oil and gas, petrochemical and water industries.

Rimera Group’s Czech Plant Manufactures Valves with Exclusive Features The MSA plant, belonging to the Rimera Group, shipped a batch of ball valves of the maximum diameter of class 100 to the world’s largest oil company Saudi Aramco. Major valve parameters are: diameter 142 centimeters, width 227 centimeters, height 331 centimeters, weight 35 tons.

The plant had a challenging task: not only to design the valve with two types of seats, one of which is soft (a spring-loaded seat with an inserted soft seal ring), but also to realize the design intended in the technology “trunnion stem” for valve manufacturing.

The combination of two seats in the valve design ensures its flexibility, and possible application in aggressive and mildly aggressive environments.

Application of the “trunnion stem” – double lock of the ball in the valve “from above” and “from below” with the help of a pin – significantly increases the service life of this product.

Manufacturing of this type of valves requires maximum accuracy of the material processing and consequent assembly. The shipped valves successfully underwent field tests and, according to the Saudi Aramco representatives, meet all the requirements specified by the contract.

According to Rimera Group executive director Vladimir Kononov, MSA is currently negotiating with another company regarding supply of this type of valves.

12

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

#12 /1 December 2014 / January 2015

Легкость блокировки в жестких условиях при использовании нового блокировочного устройства Ellis от Smith Flow Control Smith Flow Control (SFC), специализирующаяся на оборудовании блокировки клапанов с механическим приводом, внесла изменения в блокировочное устройство (ключ) известной линии устройств Ellis. Получившие признание по всему миру, блокировочные устройства Ellis применяются для важнейших технологических процессов в нефтегазовой, нефтехимической промышленности и водном хозяйстве. Новое блокировочное устройство Ellis применимо в наиболее агрессивных производственных средах. Его

Чешское предприятие «Римеры» выпустило арматуру с эксклюзивными характеристиками Завод MSA, входящий в группу компаний «Римера», отгрузил крупнейшей нефтяной компании мира Saudi Aramco партию шаровых кранов максимального диаметра класса 100. Основные параметры арматуры: диаметр 142 см, ширина 227 см, высота 331 см, вес 35 т. Перед заводом стояла непростая задача не только сконструировать арматуру сразу с двумя типами седел, одно из которых – мягкое (подпружиненное седло с вставленным уплотнительным мягким кольцом), но и исполнить задуманное в технологии производства арматуры «trunnion stem». Комбинация в конструкции двух седел обеспечивает универсальность арматуры, возможность использования ее в агрессивной и слабоагрессивной среде. Применение технологии «trunnion stem» – двойная фиксация шара в арматуре «сверху» и «снизу» при помощи цапфы – значительно увеличивает сроки использования данной продукции. Производство арматуры PHOTO: RIMERA / ФОТО: РИМЕРА такого типа требует максимальной точности в обработке материала и последующей сборке. Отгруженная арматура успешно прошла промысловые испытания и, по мнению представителей Saudi Aramco, отвечает всем заявленным в контракте требованиям. По словам исполнительного директора группы компаний «Римера» Владимира Кононова, в настоящее время MSA ведет переговоры еще с одной компанией по поставкам этого типа арматуры.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

The new Ellis key is suited to the most aggressive industrial environments.

Featuring a spring-loaded rubber seal, which helps prevent ingress of sand, dust and water or SOURCE / ИСТОЧНИК: SMITH FLOW CONTROL any other foreign matter, its robust body has an ergonomically designed grip, ensuring improved handling.

The re-design allows markings to be displayed on both the top and side of each key flag, making tags much easier to see. If a key tag is damaged during operation, the tag plate can be easily removed without needing to replace the complete key.

The key is also compatible with existing plant key cabinets – all that needs replacing are the individual base plates, which clip in effortlessly. There is no change to the coded section of the key.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ / АРМАТУРА прочный корпус, снабженный подпружиненным резиновым уплотнением, которое предотвращает попадание внутрь песка, пыли, воды и прочих инородных веществ, имеет эргономично спроектированную рукоятку, что облегчает операции. Благодаря изменениям, внесенным в конструкцию, стало возможным наносить маркировку на верхнюю и боковую поверхности каждой идентификационной пластины, что делает бирку более видимой. При повреждении бирки блокировочного устройства во время работы пластину с биркой легко снять, не заменяя все устройство. Блокировочное устройство совместимо с существующими шкафами блокирующих устройств – требуется лишь заменить индивидуальные опорные пластины, которые крепятся без усилий. Кодировка же блокировочного устройства осталась без изменений.

«Уралхиммаш» проводит испытания шиберных задвижек для «Транснефти»

Завод «Уралхиммаш» проводит приемочные испытания опытного образца шиберной задвижки. Аппарат выполнен из углеродистой стали, способен работать при температуре до -60 °С, выдерживает сейсмическую активThe Uralkhimmash plant is performing ность до 10 баллов. acceptance tests of a gate valve prototype. Работы ведутся в рамках проекта НИОКР The device is made of carbon steel and can «Освоение шиберных задвижек», разработкой operate at temperatures down to -60 С, withкоторого занимались специалисты ЗАО «НПФ standing seismic activity to 10 points. «Центральное конструкторское бюро арматуроThe operations are being performed in строения» (ЦКБА)». the framework of the R&D project “Mastering Шиберные задвижки используются в качеof production of gate valves” which was develстве запорного устройства на магистральных oped by the Central Design Bureau of Valve нефтепроводах и нефтепродуктопроводах в техManufacturing Research and Production нологических схемах перекачивающих станций PHOTO: URALKHIMMASH / ФОТО: УРАЛХИММАШ Company (СКBA). и резервуарных парков, обеспечивая безопасную Gate valves are used as shut-off devices эксплуатацию. on main oil pipelines and oil product pipelines, in the Опытный аппарат проходит приемочные испытания в process flow schemes of pumping stations and tank farms, рамках проекта по изготовлению и поставке оборудования ensuring their safe operation. для ОАО «АК «Транснефть». На сегодняшний день опытThe developed device is now undergoing acceptance ный аппарат успешно прошел климатические и сейсмичеtests in the framework of the project on manufacturing ские испытания в ракетном центре Российской Федерации and supply of equipment for Transneft. To date, the device ФГУП ЦНИИмаш. Испытания проводились в специальsuccessfully passed climatic and seismic tests at the Russian ном взрывозащищенном боксе с двухметровыми бетонныFederation’s missile center at TsNIIMash. The tests were ми стенами и двойными стальными сейфовыми дверями, performed in a special explosion-proof cubicle having two- предназначенном для испытаний ракетной техники при meter concrete walls and double steel safety doors, which температурных воздействиях. are designed for tests of rocketry under thermal impacts. Оборудование на данный момент подготовлено к Presently, the equipment is prepared for service life испытаниям на ресурс с количеством срабатывания 1 500 tests with 1500 cycles of operation and tests for junction циклов и испытаниям на нагрузки патрубков. Испытания pipe loads. The tests will be performed by CKBA special- будут проводиться специалистами ЦКБА. Параллельно с ists. Parallel to the main tests in accordance with the newly основными испытаниями с вновь введенными требованиintroduced requirements, laboratory tests of the protective ями будут проведены лабораторные испытания износоwear-resistant coating of the gate will be performed by Oil стойкого защитного покрытия шибера на базе ООО «НИИ and Oil Products Shipment R&D Institute (Moscow). Транспорта нефти и нефтепродуктов» (Москва).

After the above described tests, the device will underПосле отмеченных испытаний аппарат ждет ряд приgo a number of commissioning tests which will be per- емо-сдаточных испытаний, которые будут проводиться formed on the territory of Uralkhimmash plant jointly with на территории завода «Уралхиммаш» совместно со спеthe specialists of RosTekhExpertiza under the supervision циалистами РосТехЭкспертизы под наблюдением предof the Transneft representatives. The obligatory part of the ставителей ОАО «АК «Транснефть». Обязательной частью tests is assurance of conditions and requirements for the испытаний является обеспечение условий и требований по application of the anti-corrosion coating. нанесению антикоррозионного покрытия.

Uralkhimmash Tests Gate Valves for Transneft

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

13

+ EVENTS OF THE YEAR Контракты с Китаем

Supply Contracts with China

Пока ЕС пытается диверсифицировать поставки газа и уменьшить зависимость от России, а США, продолжая пожинать плоды сланцевого бума, обеспечивают свою экономику энергоносителями без сторонней помощи, в России бросились на поиски нового крупного импортера. Закрыть брешь вызвался Китай. Последние контракты «Роснефти» с CNPC и Sinopec предусматривают поставку 765 млн т нефти на протяжении 25 лет, а достигнутое в этом году соглашение по поставкам газа по новому трубопроводу (более подробно – см. «Сила Сибири») изначально оценивалось в $400 млрд. Реальная стоимость сделки может оказаться ниже, поскольку цена газа привязана к котировкам нефти, которая в последние месяцы стабильно дешевеет, но перспективы долгосрочного импорта Китаем углеводородов из России успокаивают Москву. Тем не менее, это только полдела – газовикам еще предстоит обеспечить достаточные объемы сырья для заполнения китайской трубы.

As European Union sought to diversify gas supply and reduce its dependence on Russia, and the United States, still riding the wave of the shale oil boom, became self-sufficient in terms of energy supply, Moscow needed a new key player to accommodate its exports. China stepped in big time to fill the void. Rosneft’s latest deals with CNPC and Sinopec envisage supply of 765 million tons of oil over the next 25 years and this year’s agreement to ship natural gas to China via new pipeline (see Power of Siberia entry) was initially estimated at $400 billion. The final price tag may eventually be lower as the price of gas is tied to oil, which has been getting cheaper in recent months, but China’s thirst for Russia’s hydrocarbons over a long-term period certainly calms Moscow’s policy makers. However, Russia still needs to rise to the challenge and provide enough gas to fill the pipeline.

Большое открытие «Роснефти» на шельфе

В конце сентября «Роснефть» сделала открытие исторического масштаба – по окончании бурения самой северной в мире арктической скважины, «Университетская-1», была обнаружена нефть на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море. По словам главы «Роснефти» Игоря Сечина, в госкомпании новое нефтегазоконденсатное месторождение предложили назвать «Победа». Запасы только первой ловушки предварительно оценены в 338 млрд м3 газа и более 100 млн т нефти. Руководитель добавил, что речь идет о «прекрасной легкой нефти, даже по первичным результатам анализа сопоставимой с сортом Siberian Light».

Начало строительства газопровода «Сила Сибири»

1 сентября Россия начала строительство магистрального газопровода «Сила Сибири». На традиционной церемонии сварки первого стыка делегации двух стран возглавляли президент России Владимир Путин и первый заместитель премьер-министра Госсовета Китая Чжан Гаоли. Ожидается, что прокачка российского газа в Китай по

Power of Siberia Pipeline Launch

On Sept. 1, Russia launched construction of the Power of Siberia gas pipeline in the Far Eastern city of Yakutsk. Russian President Vladimir Putin and first Deputy Prime Minister of China’s State Council Zhang Gaoli headed their respective delegations at the traditional ceremony of welding the first joint. The 4,000-kilometer gas pipeline is

Западные санкции против России

Western Sanctions Against Russia

Moscow’s standoff with the West over Ukraine triggered sanctions on Russia's petroleum industry that put virtually everybody in a lose-lose situation. Russia has long been the global oilfield services providers’ Klondike, offering over many years billions of dollars in contracts to the firms providing technology, equipment and tools to get oil out of the ground. Global majors such as ExxonMobil, Shell, Total and others with operations in Russia have also been hurt. So, is there at least one party that benefits from this? Yes, China, as new deals with Russia secure an opportunity for Beijing to not only get access to oil and gas supply, but also to acquire stakes in Russia’s upstream projects.

Cheap Oil

U.S., Libya and Iran stepped up oil output, OPEC decided not to slash production, which in November topped the organization’s monthly output quota by nearly a million barrels per day. The outcome? Oil prices plummeted below $60 per bar-

14

Rosneft’s Big Offshore Discovery

In late September, Rosneft made a historic discovery – the world’s northernmost Arctic well, Universitetskaya 1, in the Kara Sea yielded oil. Rosneft CEO Igor Sechin proposed that the new oil and gas condensate field be named Pobeda (Victory) and said that the first trap alone held approximately 338 billion cubic meters of gas and more than 100 million tons of oil. The quality of oil was superb, comparable to Russia’s Siberian Light brand, added Sechin.

Позиция Москвы по Украине не нашла понимания у Запада и на российскую нефтегазовую промышленность тоже обрушился кулак санкций США и ЕС. В результате все стороны оказались в проигрыше. Россия уже который год является Клондайком для зарубежных нефтесервисных гигантов, разработчиков технологий и поставщиков оборудования для освоения недр, а суммарная стоимость их контрактов исчисляется миллиардами долларов. Интересы мировых мейджоров, таких как ExxonMobil, Shell, Total и других, у которых есть бизнес в России, также пострадали в результате санкций. Так есть ли хоть одна сторона, которая в сложившейся ситуации может извлечь выгоду? Есть – Китай, поскольку новые соглашения с Москвой обеспечат Пекину не только возможность закупать российскую нефть и газ, но также приобретать доли в местных проектах по разведке и добыче.

Дешевая нефть

США, Ливия и Иран увеличили добычу нефти, ОПЕК решила не сокращать ее объемы, которые в ноябре почти на 1 млн баррелей в сутки превышали плановые показатели организации экспортеров «черного золота». Итог? Обвал цен на нефть ниже отметки в $60 за баррель – такой дешевой нефть последний раз была только пять лет назад. В результате экономика России

PHOTOS: PYOTR DEGTYAREV, GAZPROM, BLOOMBERG, OFFSHORE ENERGY TODAY, NBCNEWS.COM, EUROCHEDDAR.COM

Oil&GasEURASIA

СОБЫТИЯ ГОДА магистрали протяженностью 4 000 км начнется в первой половине 2019 года. По условиям соглашения, достигнутого в мае, Россия ежегодно будет поставлять Китаю 38 млрд м3 «голубого топлива» в течение 30 лет.

expected to start carrying Russian gas to China in early 2019. According to an intergovernmental deal struck in May, Russia will be shipping 38 billion cubic meters of gas to China over a 30-year period.

Москва принимает WPC Любители спорта со всего мира в этом году стремились попасть в Сочи – российский курорт на берегу Черного моря, принимавший зимние Олимпийские игры. В нефтегазовой промышленности схожую роль исполняла Москва – элита бизнеса со всех уголков планеты съехалась на пять дней в столицу России, чтобы принять участие в XXI Всемирном нефтяном конгрессе. Представительный форум по всем статьям оправдал название «нефтегазовой Олимпиады», а новая встреча пройдет в 2017 году в Стамбуле!

Moscow Hosts WPC For sports fans from all around the world, Sochi, Russia’s Black Sea resort and the host city of the 2014 Winter Olympics was the place to be this year. In the petroleum industry, Moscow handled a similar role as crème de la crème flocked to the Russian capital to attend the 21st World Petroleum Congress, the industry’s five-day marquee event, often dubbed “Petroleum Olympics”. Next stop – Istanbul in 2017!

(бюджет на 2015 год верстался из расчета базовой цены на нефть на уровне $96 за баррель) понесла крупные потери и все еще приходит в себя после столь резкого падения котировок.

Отказ от «Южного потока» rel, reaching a fiveyear low. Russia, with its 2015 federal budget evolving around a $96 per barrel Urals benchmark price projection, was hit hard and is still reeling from the blow.

South Stream Folds Russia had spent $5 billion on the South Stream gas trunkline construction, but the project hit a hurdle when EU pressured Moscow to adhere to the union’s energy laws and provide third-party access to the pipeline. The Kremlin wouldn’t have it and after Bulgaria’s hesitation to continue the project, Vladimir Putin announced Moscow’s pullout. Meanwhile, Turkey emerged as an alternative importer after Putin clinched a deal with his Turkish counterpart Recep Tayyip Erdogan to build a subsea gas pipeline with a 63-billion-cubic-meter-per-year throughput capacity.

Bashneft’s Illegal Privatization Five years ago, Bashneft changed hands as AFK Sistema scooped up Russia’s seventh-largest oil producer and soon turned it into the nation’s fastest-growing oil company. In an unexpected turn of events in mid-September, Sistema chief, billionaire Vladimir Yevtushenkov, was detained and placed under house arrest for his alleged role in Bashneft’s illegal privatization. The state then retook the company and arrested former Bashneft chief Ural Rakhimov in absentia, simultaneously releasing Yevtushenkov.

Ukraine’s Debt Threatens Gas Supply In June, Moscow turned off gas taps to Ukraine amid yet another row over payments. Kiev’s multi-billion-dollar debt proved too much for the Russian government to stomach and the cutoff had an immediate impact on European supply as Bulgaria, Greece, Macedonia, Romania, Croatia and Turkey all reported a halt in Russian gas shipments via Ukraine. After months of negotiations, the parties clinched a $4.6 billion deal on Oct. 30 in Brussels regulating supplies through March 31, 2015, and including $3.1 billion in debt payments. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Россия вложила $5 млрд в строительство газопровода «Южний поток», но проект забуксовал после того, как ЕС стал давить на Москву по поводу обеспечения доступа третьих сторон к трубе. Кремль такой расклад не устроил и после того, как Болгария начала тормозить реализацию проекта, Владимир Путин объявил о его сворачивании. Тем временем, роль альтернативного импортера российского газа примерила на себя Турция – в ходе визита Путина в Анкару с турецкой стороной было достигнуто соглашение о строительстве магистрали пропускной способностью 63 млрд м3, которая пройдет по дну Черного моря.

Противозаконная приватизация «Башнефти» Пять лет назад в «Башнефти» сменился владелец – седьмую по величине российскую нефтекомпанию приобрела АФК «Система», и башкирские нефтяники тут же принялись наращивать объемы добычи рекордными темпами. В середине сентября в Москве вполне неожиданно был задержан и помещен под домашний арест глава «Системы», миллиардер Владимир Евтушенков, подозревавшийся в организации легализации незаконно полученных активов. Пару месяцев спустя решением суда спорный пакет акций вернули государству. В декабре был заочно арестован бывший глава «Башнефти» Урал Рахимов, а обвинения с Евтушенкова сняли.

Долг Киева ставит под угрозу поставки газа В разгар очередного скандала по поводу долгов Украины за газ, российские власти в июне приняли решение о приостановке поставок «голубого топлива» в соседнюю страну. В Белом доме так и не дождались погашения Киевом многомиллиардного валютного долга, а прекращение поставок моментально сказалось на газобеспечении европейских стран – Болгария, Греция, Македония, Румыния, Хорватия и Турция тут же заявили, что не досчитались части объемов газа, поставляемых транзитом через Украину. По окончании многомесячных переговоров стороны подписали 30 октября в Брюсселе соглашение на $4,6 млрд, регулирующее поставки российского газа в Украину до конца марта 2015 года. По условиям сделки Киев также обязался до конца 2014 года погасить долг в размере $3,1 млрд.

ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ, ГАЗПРОМ, BLOOMBERG, OFFSHORE ENERGY TODAY, NBCNEWS.COM, EUROCHEDDAR.COM

15

UPSTREAM

Going It Alone “Shale revolution” as a stimulus for development of hard-to-recover reserves

Своя рубашка ближе к телу «Сланцевая революция» как стимул к разработке ТРИЗ PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Elena Zhuk

T

he U.S. “shale revolution” over the last few years has nudged Russia’s major oil producers to pay attention to their own hard-to-recover reserves and unconventional hydrocarbon resources, eventually stimulating a stronger exploration and production effort. The stakes were also placed on Western technologies’ transfer within the framework of new joint ventures.

The EU and U.S. sanctions prohibiting transfer of technology and equipment to Russian petroleum companies, as well as services required to explore and produce shale oil, have already affected the implementation of joint projects. In early October, Gazprom Neft CEO Alexander Dyukov told journalists about Shell’s decision to suspend operations in its JV with Gazprom Neft, Khanty-Mansiysk Oil Union, which had been involved in new projects to explore and develop shale oil reserves on the territory of the Khanty-Mansiysk Autonomous District (KhMAD). Shell is also studying the possibility to continue operations with Gazprom Neft in another joint venture, Salym Petroleum Development, which is developing the Salym group of oil fields in the same region.

16

Елена Жук

«С

ланцевая революция», произошедшая в США, в последние годы заставила крупные российские нефтедобывающие компании обратить внимание на собственные трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) и нетрадиционные источники углеводородного сырья (НИУВС), послужив стимулом для их более глубокого изучения и добычи. Ставка была сделана, в том числе, и на передачу западных технологий в рамках создаваемых совместных предприятий. Санкции Евросоюза и США, запрещающие передачу российским компаниям технологий и оборудования, а также выполнения услуг в области разведки и добычи запасов сланцевой нефти, уже повлияли на работу совместных проектов. В начале октября гендиректор «Газпром нефти» Александр Дюков сообщил журналистам о приостановке работ компанией Shell в рамках совместного c «Газпром нефтью» предприятия «Ханты-Мансийский нефтяной союз», занимающегося новыми проектами по разведке и разработке запасов сланцевой нефти на территории ХМАО-Югры. Shell также изучает возможность продолжения работы с «Газпром нефтью» в рамках СП Salym Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

Two other projects had been scrapped even before the start of their implementation. Total put on hold its cooperation with LUKOIL in their joint venture that sought to develop Bazhenov formations in West Siberia. In May, the companies signed an agreement to create a JV for seismic exploration, evaluation and survey of the blocks holding hydrocarbons from the Bazhenov formation and underlying low-permeable formations. It had been planned to carry out a pilot project at the Galyanovsky license block (the license held by RITEK, a LUKOIL-owned company), and also at Vostochno-Kovensky, Tashinsky and Lyaminsky-3 license blocks (the license held by Total); spreading over an area of 2,700 square kilometers.

ExxonMobil, which had set up a JV with Rosneft to develop Achimov deposits and Bazhenov formation in KhMAD, also walked away from the project.

Seeking Alternatives

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА Petroleum Development, осваивающего Салымскую группу нефтяных месторождений в Югре. Еще до начала реализации были свернуты два других проекта. Total приостановила сотрудничество с «ЛУКОЙЛом» в СП по освоению месторождений баженовской свиты в Западной Сибири. В мае этого года компании подписали соглашение о создании СП, предполагающее проведение сейсмических исследований, оценки и изысканий на участках недр с углеводородосодержащими пластами баженовской и подстилающих ее низкопроницаемых свит. Пилотный проект планировалось реализовать на Галяновском лицензионном участке, правами пользования недрами на котором обладает ОАО «РИТЭК» (входит в «ЛУКОЙЛ»), а также на Восточно-Ковенском, Ташинском и Ляминском-3 лицензионных участках, правами пользования недрами на которых обладает Total, общей площадью 2 700 км². Американская компания ExxonMobil, планировавшая создать СП с Роснефтью для работы на ачимовских залежах и баженовской свите в ХМАО, тоже свернула сотрудничество по проекту.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

In some areas, Russian hydrocarbon producers perform independent surveys of Bazhenov formations, without participation of Western partners.

Thus, Gazprom Neft is carrying out a project at the Palyanovskaya area of the Krasnoleninskoye field in В поисках альтернативы KhMAD. In 2013-2014, the company has drilled five direcНа отдельных участках российские добывающие комtional wells there, performed hydraulic fracturing on four пании проводят изыскания по баженовской свите самостоof them, and in early October it spudded the first horizon- ятельно, без участия западных партнеров. tal well to explore the Bazhenov complex. In 2014-2015 Так, «Газпром нефть» выполняет проект на it plans to drill four more wells, steadily increasing the Пальяновской площади Красноленинского месторождеlength of the horizontal sections and the number of frack- ния ХМАО. В 2013-2014 годах компания пробурила здесь ing stages. The company’s second project aims to develop 5 наклонно-направленных скважин, на четырех из котоreserves of the Bazhenov-Abalak formation at the Yuzhno- рых был проведен ГРП, а в начале октября приступила к Priobskoye field, four directional prospecting and appraisal бурению первой горизонтальной скважины для исследоwells will be drilled in 2014-2015 to determine the reser- вания баженовского комплекса. Всего в 2014-2015 годах voir’s potential and verify its geological model. предполагается пробурить 4 скважины, последовательно According to Dyukov, technologies are available in увеличивая длину горизонтальных участков и количество Russia for development of hard-to-recover and uncon- проводимых стадий ГРП. На втором проекте компании по ventional reserves; and the lack of certain equipment освоению запасов бажено-абалакской свиты на Южноand materials doesn’t mean that Приобском месторождении в 2014Gazprom Neft isn’t able to work 2015 годах пробурят 4 наклонноon the Bazhenov formation and направленные поисково-оценочные low permeability reservoirs, and скважины для определения потенциdoesn’t change the situation subала горизонта и уточнения его геоstantially, though it does affect логической модели the process efficiency. “The availПо мнению гендиректоability of these elements enables ра «Газпром нефти» Александра them (Western companies – OGE) Дюкова, технологии разработки to be more efficient by 5-7 perтрудноизвлекаемых и нетрадиционcent, but their absence absolutely ных запасов в России есть, а отсутdoesn’t hurt our ability to operate,” ствие некоторого оборудования и Dyukov said in early October. материалов не означает, что комAccording to LUKOIL пания не может работать с «бажеPresident Vagit Alekperov, the ном» и низкопроницаемыми колimplementation of hydraulic fracлекторами, и принципиально не turing technology is the weakest меняет ситуацию, хотя и сказываpoint of Russia’s oil sector that ется на эффективности процесса. could be potentially hurt. “Today, «Наличие этих элементов позволяет 25 percent of crude oil is produced им (западным компаниям – НГЕ) with the application of hydrau- ● According to LUKOIL President Vagit Alekperov, быть на 5-7% эффективнее, но их lic fracturing. This technology the implementation of hydraulic fracturing technol- отсутствие абсолютно не закрывает requires application of fracturing ogy is the weakest point of Russia's oil sector для нас возможность работать», − units manufactured in the United ● По мнению главы «ЛУКОЙЛа» Вагита отметил Дюков в начале октября.

States only,” TASS news agency Алекперова, реализация технологий ГРП По словам президента quoted Alekperov as saying in является самым тонким местом российской «ЛУКОЙЛа» Вагита Алекперова, реаSeptember. In his opinion, it’s nec- нефтянки лизация технологий ГРП является Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

17

#12 /1 December 2014 / January 2015

UPSTREAM Structure of Bazhenov-Abalak oil- and gas-bearing complex Структура объектов баженовско-абалакского НГК

SOURCE: NATURAL RESOURCES MANAGEMENT DEPT., KHMAD GOVERNMENT ИСТОЧНИК: ДЕПАРТАМЕНТ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ ПРАВИТЕЛЬСТВА ХМАО

● ●

essary to rally all efforts in order to manufacture necessary equipment in Russia.

At the Sredne-Nazymskoye field in KhMAD, LUKOIL’s subsidiary RITEK is testing an alternative method for oil recovery from the Bazhenov formation via thermal gas treatment. As Viktor Darischev, RITEK’s deputy general director, Science and Innovative Activity, noted in his speech at the National Oil and Gas Forum in early November, thermal gas treatment leads to an increase in formation pressure in all treated wells by 20 to 100 atmospheres on average, decrease of oil viscosity and density, as well as changes in the fractional oil content with an increase of light distillates. However, RITEK doesn’t intend to stop here; looking to improve the technology through selection of optimal treatment mode, use of oxygenized air as a working agent, and implementation of cyclic thermal gas treatment.

Last year, Surgutneftegaz, which has been developing the Bazhenov formation since 2005, increased oil output from these deposits by more than 60 percent year-onyear, eventually producing 548,000 tons. According to Vladimir Chirkov, the company’s chief geologist, producing Bazhenov formation deposits resulted in a 3-billion-ruble loss, but Surgutneftegaz keeps investing as it hopes for efficient performance in the future.

According to Chirkov, Surgutneftegaz currently produces oil from the Bazhenov formation at 10 fields and by 2018 plans to increase that number to 13. Among the factors hampering development of Bazhenov deposits in KhMAD, Chirkov listed the high risk of complications while drilling under abnormally high formation pressure and the lack of production technology for this environment.

18

самым тонким местом российской нефтянки, где может быть нанесен ущерб. «25% нефти сегодня добывается путем гидродинамического разрыва. Это агрегаты, которые не могут делать фактически нигде, кроме как в США», – заявил в сентябре Алекперов информагентству ТАСС. По мнению главы «ЛУКОЙЛа», требуется мобилизация усилий для создания необходимого оборудования на территории России. В дочерней компании «ЛУКОЙЛа», «РИТЭКе», на Средне-Назымском месторождении ХМАО отрабатывают альтернативный метод извлечения нефти баженовской свиты с применением технологии термогазового воздействия. Как отметил в своем выступлении на «Национальном нефтегазовом форуме» (ННФ) в начале ноября заместитель генерального директора по науке и инновационной деятельности ОАО «РИТЭК» Виктор Дарищев, при реализации термогазового воздействия наблюдается рост пластового давления по всем реагирующим скважинам в среднем на 20-100 атм, снижение вязкости и плотности нефти, а также изменение фракционного состава нефти в сторону увеличения содержания легких фракций. В компании не останавливаются на достигнутом, и видят пути совершенствования технологии в выборе оптимального режима воздействия, использовании воздуха, обогащенного кислородом в качестве рабочего агента, проведении циклического термогазового воздействия. «Сургутнефтегаз», ведущий разработку залежей баженовской свиты с 2005 года, в прошлом году увеличил добычу нефти с этих залежей по сравнению с 2012 годом более чем на 60% – до 548 тыс. т. По словам главного геолога компании Владимира Чиркова, это принесло компании 3 млрд рублей убытка, но она инвестирует в разработку «бажена», рассчитывая на эффективность в перспективе. По словам главного геолога, в настоящее время «Сургутнефтегаз» добывает нефть баженовской свиты на 10 месторождениях, до 2018 года планируется увеличить число месторождений до 13. Среди причин, которые препятствуют разработке месторождений баженовской свиты в Югре, он назвал высокий риск осложнений при строительстве скважин в условиях аномально высокого пластового давления и отсутствие технологий нефтедобычи в этих условиях. В условиях западных санкций генеральный директор компании Владимир Богданов заявил, что в случае необходимости может поделиться наработками компании с другими нефтяниками: «Нас от коллег отличает то, что у нас собственное бурение, капитальные подземные ремонты, своя производственная база, машиностроение, программно-вычислительные центры. Мы используем собственные наработки». По мнению академика Анатолия Дмитриевского, альтернативой технологии бурения горизонтальных стволов с последующим проведением многостадийных ГРП для разработки ТРИЗ может стать технология импульсно-плазменного воздействия, разработанная в российской компании «Новас» на основе фундаментальных исследований. «Пока технология разработана для вертикальных скважин, она абсолютно экологически чистая, значительно дешевле и имеет много преимуществ. Сегодня это воздействие до 1,5 км, в зависимости от мощности импульса, имеется 9 патентов», – отметил ученый в своем выступлении на ННФ. «Прежде чем примерять на себя чьи-либо достижения [в области разработки залежей сланцевых углеводородов Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА

Under Western sanctions, Surgutneftegaz general manager – НГЕ], нужно посмотреть, что у нас есть своего», – считает Vladimir Bogdanov said that – if need be – the company инвестиционный аналитик Эльдар Касаев. «Если у нас есть would share its best practice with other firms: “We differ свои уникальные технологии, или технологии, которые мы from our colleagues in that we perform drilling and well разрабатывали в свое время и по каким-то причинам переworkovers ourselves, we have our own manufacturing base, стали в них вкладывать, считая, что они нерентабельны machine-building facilities, and computer centers. We use или неконкурентоспособны, может быть, стоит поднять эту our own know-how.” школу?» – предложил аналитик.

According to academician Anatoly Dmitrievsky, the plasma pulse technology developed by Russia’s Novas com- Инициативы сверху pany on the basis of fundamental research could become В конце октября с инициативой «создания безбарьерan alternative to horizontal drilling with consequent ной среды для стимулирования отработки технологий multi-stage hydraulic fracturing for development of hard- трудноизвлекаемых запасов» выступило Минприроды. to-recover reserves. “The technology has been developed Как сообщил «Интерфаксу» заместитель министра Денис for vertical wells; it’s absolutely environment-friendly, Храмов, речь идет о предоставлении как частным лицам, significantly cheaper and так и компаниям, возможноhas many advantages. сти для бурения на определенCurrently, the distance of ном участке на установленimpact can reach up to ный срок. «Господин Храмов 1.5 kilometers, dependподчеркивает, что сланцевая ing on the impulse революция на Западе была strength; there are nine сделана не крупными корпоpatents,” Dmitrievsky рациями, а многочисленными said as he addressed the обычными людьми, “немного The number of fields Surgutneftegaz plans to produce National Oil and Gas разбирающимися в технолоoil at from Bazhenov formation in 2018 Forum. гии гидроразрыва пласта и “Before adopting заинтересованными”, котоКоличество месторождений, на которых somebody else’s achieveрые подручными способами «Сургутнефтегаз» планирует добывать нефть ments [in the area of получали нужные растворы, баженовской свиты в 2018 году development of shale подходящие под геологию deposits – OGE], we need месторождения», пишет газеto check what’s available та «Коммерсантъ». from our own practices,” says investment analyst Eldar Касаев сомневается в возможности импортировать Kasayev. “If we have our unique technology or technology, американскую «сланцевую революцию». «У нас сегодня which we’d developed some time ago, but due to certain нет смельчаков, которые могут впасть в сланцевый раж и reasons we quit investing in them, believing they weren’t пустить сланцевую пыль в глаза, не получится это сделать, – profitable or competitive, perhaps we should turn back to говорит он. – Кроме того, мы не можем брать долгосрочные them?” the analyst asked. кредиты и получать эксклюзивные технологии из США. Идет консолидация государственных компаний, чтобы хоть как-то залатать эти прорехи. Залатать мы их не можем, Initiatives from High Up In late October, Russia’s Environment Ministry put поскольку науку в свое время разрушили. Сегодня технолоforward an initiative “to create a barrier-free environment гии мы получаем из-за рубежа и пока еще в краткосрочной for promotion of optimization of hard-to-recover reserves и среднесрочной перспективе не готовы выступать полноdevelopment technology.” As Natural Resources Deputy Minister Denis Khramov told Interfax, the effort evolves around an opportunity for both individuals and legal entities to drill at a certain block over a certain fixed period of time. “Mr. Khramov stresses that the 'shale revolution' in В Ханты-Мансийском автономном округе будет создан специальный the West wasn't brought about by large corporations, but научный полигон «Баженовский» с целью поиска и апробации инновационby numerous common people ‘who were familiar with the ных технологий добычи нефти баженовских отложений. Соответствующее hydraulic fracturing technology to a certain degree and соглашение по изучению и освоению трудноизвлекаемых запасов нефти и interested in this process,’ who, using expedient means, газа 10 сентября подписали глава Минприроды России Сергей Донской и created solutions appropriate for the particular field geolгубернатор ХМАО Наталья Комарова. ogy,” Khramov was cited by Kommersant daily newspaper. По оценкам экспертов, только на территории автономного округа извлеKasayev doubts the possibility of importing the U.S. каемые запасы нефти в пластах баженовской свиты составляют сегод“shale revolution.” “Today, there are no dare-devils here ня свыше 3 млрд т, объем ресурсов оценивается в 11 млрд. т. В целом же that could fly into a shale passion and show off, this по провинции извлекаемые запасы составляют 20 млрд т, ресурсы – 140 wouldn’t work,” he says. “Besides, we can’t take long-term млрд т. loans and exclusive technologies from the United States. В 2010 году из отложений баженовской свиты в ХМАО было добыто 630 We need to fill these gaps somehow, that’s why state comтыс. т нефти, в 2011 году – 523 тыс. т, в 2012-м – 500 тыс. т, а в 2013-м – panies are being consolidated. However, we can’t fill them уже 725 тыс. т. because we had destroyed the R & D sector at some point. В настоящее время на территории округа передано в пользование 67 Today, we import technology from abroad, and in the short лицензионных участков, в разрезе которых находится комплекс баженовor medium term we aren’t ready yet to act as proper players ской свиты. in this field. Another factor is drilling rigs – where could we

В ХМАО открыли полигон

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

#12 /1 December 2014 / January 2015

UPSTREAM

New Research Facility in KhMAD Bazhenovsky, a special research facility will be set up in Khanty-Mansiysk Autonomous District in an effort to search for and test innovative technology for production of Bazhenov oil. The appropriate agreement on exploration and development of hard-to-recover oil and gas reserves was signed on Sept. 10 by Russia’s Natural Resources and Environment Minister Sergei Donskoi and KhMAD Governor Natalya Komarova.

According to expert estimates, current oil reserves in the Bazhenov formation on the territory of the district top 3 billion tons, and resources are estimated at 11 billion tons. Total reserves in the province amount to 20 billion tons, and resources to 140 billion tons.

In 2010, 630,000 tons of oil, in 2011 – 523,000 tons, in 2012 – 500,000 tons, and in 2013 725,000 tons were produced from the Bazhenov deposits in KhMAD. Presently, 67 license blocks with Bazhenov formation are allocated for use on the district’s territory.

get them? There is a shortage of rigs in Europe, the same in Asia, and the U.S. also lacks rigs,” Kasayev says.

According to the analyst, it’s necessary – using U.S. experience – to look at our own reality and soberly assess Russia’s capabilities. “According to Western estimates, significant production of shale oil requires drilling 6,000 wells per annum, and spending $35-40 billion. Where do we get these funds nobody knows,” says Kasayev.

Oleg Korchagin, the chief of Rosgeologiya Dept. for Geological Hydrocarbon Projects Administration, also doubts the possibility of short-term rapid development of technologies for production of hard-to-recover and unconventional reserves. “It took the West 30 to 50 years to develop shale technologies; and taking into consideration sketchy geological and production information, which is available now, we shouldn’t expect over the next couple of years that Russian geologists and oilmen will efficiently apply these technologies and produce these types of mineral resources. In our opinion, they are now in the process of technology selection, optimal solutions and targets,” Korchagin noted in his speech at the National Oil and Gas Forum.

“We have conditions for reserves growth by means of unconventional hydrocarbon sources and hard-to-recover reserves. Meanwhile, we see that in some cases the process is slowed down by the high costs of drilling, which impede both exploration and production,” Korchagin added. Currently, Rosgeologiya is not an integrating source of information on the status of Russia’s resources, as license holders exploring the blocks don’t share their information with the state-owned company. This factor significantly impedes development of hard-to-recover reserves.

Among the problems of development of hard-to-recover reserves and unconventional hydrocarbon resources in Russia, Korchagin emphasized the absence of definitions and classifications; lack of the forecast theory for target localization; absence of regulations for exploration efforts to be financed by federal government money; absence of techniques for reserves calculation and geological risk evaluation; lack of knowledge on production technologies that depend on geological environment, reservoir properties, fluid physical-chemical parameters and production history.

20

ценными игроками в этой сфере. Еще один фактор – буровые установки, где их взять? В Европе их недостаточно, в Азии – тоже, в США также ощущается дефицит», – говорит Касаев. По мнению аналитика, необходимо, используя опыт США, посмотреть на собственные реалии и трезво оценить возможности: «Чтобы добывать сланцевую нефть в достойном объеме, им необходимо, по западным оценкам, бурить по 6 тыс. скважин в год, затрачивая $35-40 млрд. Где эти средства мы возьмем – неизвестно». Сомневается в возможности скорого бурного развития технологий разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов и начальник управления по администрированию геологических проектов на углеводородное сырье ОАО «Росгеология» Олег Корчагин. «На развитие этих технологий (разработки сланцевых углеводородов) на Западе ушло 30-50 лет, а в условиях обрывочной геологоразведочной и добычной информации о них, в которых мы сейчас находимся, не следует ожидать в ближайшие год-два, что российские геологи и нефтяники смогут эффективно использовать эти технологии и добывать данные виды сырья. Сейчас идет, с нашей точки зрения, подбор технологий, выбор оптимальных решений и объектов», – отметил Корчагин в ходе своего доклада на ННФ. «У нас есть условия для наращивания запасов за счет нетрадиционных источников углеводородного сырья, за счет трудноизвлекаемых запасов. В то же время, мы наблюдаем, что тормозом в некоторых случаях являются высокие цены на буровые работы, которые сдерживают проведение

Today, 25 percent of crude oil is produced with the application of hydraulic fracturing. This technology requires application of fracturing units manufactured in the United States only.

25% нефти сегодня добывается путем гидродинамического разрыва. Это агрегаты, которые не могут делать фактически нигде, кроме как в США. и изыскательских, и добычных работ», – добавил он. На сегодняшний день «Росгеология» не является объединяющим источником информации о состоянии ресурсной базы, поскольку компании, проводившие изучение участков, находящихся в их распоряжении, собственной информацией с госхолдингом не делятся. Этот фактор значительно сдерживает разработку ТРИЗ. В числе проблем освоения трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных источников углеводородного сырья в России Корчагин выделил отсутствие понятийной базы и классификации; отсутствие теории прогноза локализации объектов; отсутствие регламентов ГРР за счет федерального бюджета; отсутствие методик подсчета запасов и оценки геологических рисков; отсутствие знаний о технологиях добычи в зависимости от условий геологического залегания, свойств коллекторов и физико-химических параметров флюидов и опыта добычи. К настоящему моменту в «Росгеологии» создан банк инновационных технологий, включающих 18 отечественных инновационных предложений от государственных научно-исследовательских и частных групп.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

By now Rosgeologiya has put together a bank of innovative technologies including 18 domestic innovative proposals made by the state research and private groups.

“Today, no one believes that over the next 10-15 years Russia’s resource base of hard-to-recover reserves will be realized and monetized in this or that way; an important aspect here is the application of advanced EOR methods,” Denis Borisov, analytics director at EY Moscow Oil and Gas Center told the audience at the National Oil and Gas Forum.

“We need to pay tribute to the government, which over the last few years has conducted important work, attempting through ‘targeted or pinpoint methods’ to provide tax conditions that would make it possible to earn a profit while developing some complicated reserves,” said Borisov. This work had been initiated in 2008 by introducing an adjustment factor to the Subsoil Tax depending on the degree of field depletion. It was completed last year by amending the Tax Code, which stipulated Subsoil Tax zero rates for Bazhenov, Abalak, Khadym and Domanik formations, and also by means of adjustment factors, based on permeability, depletion degree and net pay zone. “The work is being done, but presently the average class of assets, in which EOR methods could be effectively applied, don’t fall within the economic conditions, which would make the development profitable,” believes Borisov. “Talking of lifting costs or total costs, they vary from $30 to $50 per barrel depending on the actual EOR methods. After government withdrawals, these numbers should be significantly lower”.

Consequently, it’s difficult to talk about a systematic approach to development of hard-to-recover reserves and unconventional hydrocarbon resources.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА «Никто не верит, что в ближайшие 10-15 лет та сырьевая ресурсная база по ТРИЗ, которая есть в России, будет реализована и монетизирована тем или иным образом, и здесь важным методом является применение современных методов повышения нефтеотдачи пластов», – отметил в выступлении на ННФ Денис Борисов, директор по аналитике Московского нефтегазового центра EY. «Надо отдать должное органам исполнительной власти, которые за последние несколько лет провели важную работу, попытались хотя бы лоскутными или точечными методами предоставить налоговые условия, позволяющие сделать ряд сложных запасов рентабельными в разработке», – сказал Борисов. Эта работа началась в 2008 году введением поправочного коэффициента к НДПИ в зависимости от степени выработанности месторождений, а завершилась введением в прошлом году поправок в налоговый кодекс, предусматривающих обнуление НДПИ по баженовской, абалакской, хадумской и доманиковой свите, а также введением поправочных коэффициентов, исходя из проницаемости, степени выработанности, нефтенасыщенной толщины пласта. «Работа ведется, но на сегодняшний день средний класс активов, на которых можно эффективно применять МУН, не попадают под те экономические условия, которые делают эту разработку действительно рентабельной», – считает Борисов. – Если говорить о себестоимости или общих издержках, они варьируются на сегодняшний день по применению МУН от $30 до $50 на баррель. При изъятиях, которые остаются у государства, цифра должна быть значительно ниже». Как результат – о системности в разработке ТРИЗ и НИУВС говорить не приходится.

21

RUSSIAN OIL&GAS INDUSTRY WEEK

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

22

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ

23

OIL TRADING

How Will Cheap Oil Affect Russian Petro Firms

Чем обернется дешевая нефть для российских компаний PHOTO / ФОТО: BREAKINGENERGY.COM

Ivan Shlygin

O

il is rapidly getting cheaper and this fact does alert the Russian government as the lion’s share of exportgenerated budget revenue comes from trading “black gold” in foreign markets. OGE studied current oil price fluctuations and tried to anticipate different scenarios based on how deep the oil price plunge may eventually be.

Roots of Cheap Oil Oil prices finally started to show certain signs of stabilization after the sharp drop which began in June, according to head of the Commodity Strategies Dept. of Saxo Bank Ole Hansen, but the increase of supply in the global market makes a certain pressure on prices, while demand is rising slower than expected, and sooner or later (most probably, sooner), and a sharp reduction of output is likely to be required at some point in order to restore the balance between supply and demand.

24

Иван Шлыгин

Н

ефть резко дешевеет, и это не может не настораживать российское правительство, учитывая, что львиную долю экспортных доходов страна получает как раз за счет поставок «черного золота» на международный рынок. НГЕ попытался разобраться в сложившейся ситуации и предусмотреть различные варианты развития событий в зависимости от уровня падения цены на этот энергоноситель.

Причины появления дешевой нефти Цены на нефть, наконец-то, начали выказывать признаки стабилизации после резкого падения, начавшегося в июне, как рассказывает глава отдела торговых стратегий на сырьевом рынке Saxo Bank Оле Хансен, однако увеличение объема предложения на мировом рынке оказывает давление на цены, в то время как спрос растет медленнее, чем ожидалось, и рано или поздно (причем скорее – рано) для восстановления равноOil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

НЕФТЕТОРГОВЛЯ

“Starting from 2011, the global oil весия между предложением и спросом потребуmarket has been affected by a number of ется резкое сокращение объемов производства. geopolitical factors,” the expert says. “Some «Начиная с 2011 года, мировой рынок нефти of them have a more limited impact than переживает влияние нескольких геополитичеothers, especially the war in Libya and the ских факторов, – говорит эксперт. – Некоторые sanctions on Iran, which resulted in reducиз них имеют более ограниченное воздействие tion of the available amount of reserves.” по сравнению с другими, особенно войной в According to Hansen, during six months Ливии и иранскими санкциями, которые сокраinterruptions in deliveries reached an allтили доступный объем запасов». По его словам, time high since the 1991 war between Iraq в течение шести месяцев перебои в поставках and Kuwait, but didn’t cause any price hikes. регистрировали максимальные значения со вре“The stability of oil prices was maintained мен войны между Ираком и Кувейтом в 1991 году, above all by tireless efforts of non-OPEC однако это так и не оказало никакого давления countries (especially the United States) to на повышение цены. «Их стабильность поддерstep up output,” he explained. живалась в первую очередь благодаря неустанAs Hansen believes, high and relatively ● Russia's petroleum indusным и активным усилиям стран, не являющихся stable global oil prices since 2010 created a try feels relatively safe from членами ОПЕК, по наращиванию производства rather favorable situation for development the ruble's plunge, says Andrei (особенно это относится к США)», – объясняет он. of shale deposits and appropriate produc- Verkholantsev Высокие и относительно устойчивые мироtion technology. “Today, four years later, we ● По словам Андрея вые цены на нефть с 2010 года, как полагает can witness the impact of these processes Верхоланцева, нефтегазовая Хансен, создали весьма благоприятную обстаon the price of ‘black gold’ in the global отрасль чувствует себя новку для разработки сланцевых месторождеarena: the market has shifted from an era относительно застрахованной от ний и технологий их добычи. «Теперь, четыре marked by concerns over supply disruptions падения рубля года спустя, мы наблюдаем влияние этих проto a phase of excessive supply, which triggered a sharp price цессов на цены на черное золото на мировой арене: от периdrop,” the expert says. ода обеспокоенности сбоями поставок рынок нефти перешел In the future, he thinks, oil prices can stabilize and теперь в фазу переизбытка предложения, что обусловило резresume their growth only if current excessive supply is reduced кое падение цен», – говорит эксперт. or the growth rate of global economy accelerates, which will В дальнейшем, как он считает, цена на нефть может стаbring about an increase in demand for “black gold.” билизироваться и возобновить рост, только если ее текущие “Above all, short-term oil price behavior depends on чрезмерные запасы будут урезаны, или же мировая экономика OPEC, which will convene in November in what promises to ускорит темпы роста, что повлечет за собой рост спроса на become one of the most deci«черное золото». sive sessions in many years,” «Краткосрочная динамика High and relatively stable global oil prices the Saxo Bank representative цен на нефть зависит в первую since 2010 created a rather favorable situation says. “If OPEC decides against очередь от ОПЕК, которая проfor development of shale deposits. reducing oil output (which ведет в ноябре заседание, обеcurrently exceeds 1 million щающее стать одним из наиВысокие и относительно устойчивые мировые barrels per day), it could put более судьбоносных за многие цены на нефть с 2010 года создали весьма an additional squeeze on годы, – рассуждает представиблагоприятную обстановку для разработки prices.” тель Saxo Bank. – Если эта оргасланцевых месторождений.

Among other factors низация не примет решения по that could bring about an сокращению объемов нефтедоoil price slump, Hansen listed steady strengthening of the бычи (которые на данный момент превышают 1 млн баррелей dollar, the lifting of sanctions against Iran (which could в сутки), это может еще сильнее надавить на цены». lead to a 1-million-barrel-per-day jump in global oil supВ числе дополнительных факторов, которые могут повлиply), as well as deteriorating prospects for global economy, ять на падение цены на нефть, Хансен привел устойчивое which could result in a slower rise of demand by develop- укрепление доллара, снятие санкций с Ирана, в результате ing economies. которого объем мировых поставок нефти может увеличиться на 1 млн баррелей в сутки, а также ухудшение перспектив мировой экономики, что обусловит дальнейшее замедление Russian Oil Firms and Weakening Ruble Taking into account that exports account for the major темпов роста спроса со стороны развивающихся экономик. part of petroleum companies’ revenues, whereas costs are quoted mostly in rubles, the situation with the declining ruble Российские нефтяные компании и ослабление rate, as Andrey Verkholantsev, the Analytical Dept. head at рубля the Capital managing company suggested, is favorable for them and helps sustain the required level of cash flow or even Учитывая, что подавляющая часть выручки нефтегазоincreases it. вых компаний формируется от экспортных операций, тогда “If oil prices continue to decline, we could expect the как затраты выражены преимущественно в рублях, то ситуаruble to follow suit, which could in a certain proportion ция со снижением курса рубля, как рассказывает начальник improve petroleum firms’ financial performance. That’s why аналитического отдела «Управляющей компании КапиталЪ» Russia’s oil and gas sector, as well as some other export- Андрей Верхоланцев, для них позитивна и позволяет подoriented sectors, feel relatively secure in case of a ruble drop,” держивать необходимый уровень денежного потока или даже believes Verkholantsev. увеличить его. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

25

OIL TRADING

#12 /1 December 2014 / January 2015

In mid-October, Central Bank chief «Если цены на нефть продолжат снижеElvira Nabiullina told the State Duma that ние, то можно ожидать подобной динамики it was a difficult moment to make forecasts и от национальной валюты, что в некоторой amid high uncertainty. пропорции приведет к увеличению финансо“According to the Economic вых показателей компаний отрасли, – полагаDevelopment Ministry’s baseline forecast, ет эксперт. – Поэтому нефтегазовая отрасль, over the next three years the price of Urals равно как и другие экспортно-ориентированcrude oil will be $100 per barrel. In the Bank ные отрасли, вероятно, чувствуют себя относиof Russia’s forecast we have factored in gradтельно застрахованными от снижения курса». ual decrease of the annual average price of Глава Центробанка Эльвира Набиуллина the Urals brand from $105 to $102 in 2017,” в середине октября на заседании в Госдуме Nabiullina told lawmakers. сказала, что сейчас прогнозировать достаточMany could say that $105 is already a но сложно в условиях высокой неопределенnon-realistic forecasting script as current oil ности. prices are already lower, says Nabiulling, but «По базовому прогнозу Минэкономadds that “oil prices are rather volatile, and we ● Oil prices are rather volatile, развития цена на нефть марки Urals в течение always want to make forecasts based on their says Bank of Russia head Elvira ближайших трех лет составит $100 за баррель, Nabiullina current trends.”

– говорит она. – В прогнозе Банка России “I want to remind you that as recently as ● Цены на нефть достаточно мы закладываем последовательное снижение this past summer oil price topped $110, and in волатильны, утверждает среднегодовой цены на нефть марки Urals со our baseline forecast we factor in the annual глава Банка России Эльвира $105 до $102 в 2017 году». average oil price for 2015, which will be slight- Набиуллина Многие могут сказать, что $105 – это уже ly lower than the annual average oil price for нереальный сценарий для начала прогнози2014. Later, we forecast an insignificant gradрования, потому что сейчас цены ниже, расual decrease of the annual average oil price,” Nabiullina adds. суждает глава ЦБ, но «цены на нефть достаточно волатильны, According to her, when submitting the final draft to the State и у нас с вами всегда есть желание прогнозировать исходя из Duma, the baseline numbers of the oil price could be revised. их текущей динамики».

The Central Bank decided not to focus on one scenario, «Напомню, что еще летом цена на нефть была больше and developed another one, according to which oil prices $110, и в базовый прогноз мы закладываем среднегодовую will drop below $87 per barrel in 2017. “Under this scenario, цену на нефть на 2015 год, она будет чуть ниже среднегоthe GDP growth rate will slow down to less than 1 percent,” довой цены за 2014 год, – говорит Набиуллина. – Далее мы explained Nabiullina. “This script suggests use of the Reserve прогнозируем постепенное небольшое снижение среднеFund money within the framework of current budgetary rules годовой цены на нефть». Если будет необходимость, при intended to stabilize Russia’s economy.” внесении окончательного проекта документа в Госдуму, то Besides that, the Bank of Russia is also working through a по ее словам, базовые предпосылки по цене на нефть могут so-called stress scenario, which supposes an abrupt and more быть пересмотрены. significant drop of oil prices during the forecast period. “We’re Центробанк решил не останавливаться на одном сцеconsidering the possibility of including this scenario addi- нарии, поэтому есть еще один, согласно которому снижеtionally into the basic lines of development ние цен на нефть достигнет $87 за баррель в at the next stage of their improvement,” the 2017 году. «Темп прироста ВВП в этом сценаCentral Bank head said without elaborating рии замедлится менее чем до 1%, – рассказала in detail. “While working on this scenario, we Набиуллина. – Данный сценарий предполагаstill believe that the probability of its realizaет использование средств Резервного фонда в tion isn’t high, however, we do think it’s necрамках действующих бюджетных правил для essary to think it through.” стабилизации ситуации в экономике». Помимо этого Банк России также прорабатывает так называемый стрессовый сце$90 Per Barrel нарий, который предполагает резкое и более Renaissance Capital analyst Ildar существенное падение цены на нефть на проDavletshin thinks that $90 per barrel is a гнозном горизонте. «Мы рассматриваем возcomfortable price level for Russia’s petroможность включения этого сценария дополleum companies. In his opinion, further price нительно в основные направления на следуdecline could cause problems with debt serющем этапе их доработки, – говорит глава vicing and implementation of new technoloЦентробанка, не раскрывая более детальную gies that are necessary to improve the effi- ● Analyst Andrei Shenk believes that theoretically Russian oil firms информацию. – Прорабатывая этот сценарий, ciency of development of mature fields. тем не менее, считаем, что вероятность его Talking about most unfavorable scenar- are able to sustain current output ios, Davletshin cites an example from Soviet levels even if the price of oil drops реализации невысока, однако такой сценарий, на наш взгляд, необходимо проработать». history when in 1980 the price of oil ranged below $70 per barrel from $30 to $40 per barrel, and oil produc- ● Андрей Шенк считает, что tion began in the Samotlor field – one of the российские нефтекомпании $90 за баррель world’s 10 biggest oilfields at the time, and теоретически даже при цене Аналитик «Ренессанс капитала» Ильдар by 1988 the oil price quickly plunged to $15. на нефть ниже $70 за баррель Давлетшин считает, что комфортным уровDavletshin believes that Russia’s petroleum могут поддерживать текущий нем для российских нефтегазовых компаний companies will still manage to increase their уровень добычи является $90 за баррель. Дальнейшее сниже-

26

Oil&GasEURASIA

#12 /1 December 2014 / January 2015

OIL TRADING

30.974

million barrels per day of oil – OPEC's production in October, exceeding by nearly 1 million barrels the 30-million production target млн баррелей нефти в сутки добыли в октябре страны ОПЕК, превысив почти на 1 млн баррелей планируемый объем добычи

$70 за баррель

“The result will depend to a large extent on how quickly the oil price is going to drop,” says Alfa-Capital managing company analyst Andrey Shenk. “Theoretically, even with a price below $70 per barrel, our oil companies could maintain the current level of oil production and operational profitability.”

According to Shenk, the tax policy in the petroleum sector is shaped in such a way that the cost efficiency of production is rather stable at the operating level, and oil price growth boosts growth of budget receipts, and vice versa.

“Thus, a drop of oil price has a negative impact on the budget rather than on the oil firms,” says Shenk. “However, a significant price decline will bring about a decrease of investment in drilling and exploration, which will consequently lead to a drop in oil output.”

Shenk believes that a continuing oil price decline below the $70-per-barrel mark isn’t likely since it would cause investments in production to shrink, and, consequently, would create expectations of reduced future oil supply, stabilizing the price based on expected demand.

Verkholantsev supports a similar view: “A drop below $70 will nudge OPEC members to take decisive steps to reduce oil supply; additionally, at these prices many projects in the United States will go below the breakeven level.”

Saxo Bank’s Hansen said that U.S. shale oil producers must ask a relatively high price for their product in order to secure profit, and a further price drop of the WTI crude to $70 could cause the reserves to shrink, which would help stabilize the price. “The U.S. drilling rig fleet went down from the peak figure of 1,609 units in October to 1,568 units, and this could be the first sign that the weakest and the most expensive production facilities are closing down,” Hansen said.

«Результат во многом зависит от того, с какой скоростью цена будет падать, говорит аналитик УК «Альфа-Капитал» Андрей Шенк. – В теории даже при цене ниже $70 за баррель, наши нефтяные компании смогут поддерживать текущий уровень добычи нефти, оставаясь рентабельными на операционном уровне». По мнению эксперта, налоговая политика в нефтегазовой отрасли выстроена так, что рентабельность добычи на операционном уровне довольно стабильна, а рост цен на нефть приводит к росту доходов бюджета, и наоборот. «В результате снижение цен на нефть скорее бьет по доходам бюджета, чем по нефтяным компаниям, – рассказывает Шенк. – Тем не менее, сильное снижение цен приведет к падению объема инвестиций в бурение и разведку, что в перспективе приведет к падению объема добычи». Продолжительное падение цен на нефть ниже $70 за баррель, как считает представитель УК «Альфа-Капитал», – маловероятный сценарий, так как это приведет к снижению инвестиций в добычу, а, следовательно, создаст ожидания снижения предложения нефти в будущем, что выровняет цену исходя из ожидаемого спроса. Верхоланцев придерживается похожей точки зрения: «Падение ниже $70 подтолкнет страны-члены ОПЕК к решительным действиям по сокращению предложения, к тому же при таких ценах многие проекты в США окажутся ниже точки безубыточности». Хансен из Saxo Bank рассказывает, что и производители сланцевой нефти в США должны выставлять относительно высокую цену на свой продукт, чтобы обеспечить себе прибыль, и лишь дальнейшее снижение стоимости нефти WTI к отметке $70 может спровоцировать начало процесса сокращения запасов, что должно помочь стабилизировать цену. «Парк буровых установок в США сократился до 1 568 от октябрьского максимума 1 609, и это может являться первым признаком того, что самые слабые и самые дорогие производственные участки закрываются», – говорит он.

$50 Per Barrel

$50 за баррель

“It’s more correct to assume that global economy will grow – it will lead to growth of demand for oil, and, consequently, there will be no long-term price decline. But shortterm price movement amid panic in the markets could drive prices down even below $50 per barrel as it had happened back in 2008,” Shenk says.

Verkholantsev considers scripts with a price drop below $50 per barrel very unlikely, based on the factors which spurred oil supply in the global market: first of all, the growth of oil output in Libya and the United States, while demand didn’t demonstrate the same pace of growth.

«Все-таки правильнее опираться на то, что мировая экономика будет расти – это приведет к росту спроса на нефть, и, следовательно, продолжительного снижения цен не будет, – рассуждает Андрей Шенк. – Но краткосрочное движение в ценах на фоне паники на рынках может опустить котировки и ниже уровня в $50 за баррель, как это было в 2008 году». Верхоланцев считает сценарии, при которых цены упадут ниже $50 за баррель, маловероятными, исходя из факторов, которые привели к увеличению предложения нефти на мировом рынке: это, прежде всего, рост добычи в Ливии и в США, при этом спрос не показал столь же значимого прироста.

profit by 30-50 percent within three to five years, owing mostly to new technology and shale projects.

$70 Per Barrel

28

ние цены, по его мнению, может вызвать проблемы с обслуживанием долгов и внедрением новых технологий, которые необходимы для повышения эффективности старых месторождений. В качестве самого неблагоприятного сценария он приводит опыт из истории СССР, когда в 1980 году цена составляла $30-40 и началась добыча на Самотлорском нефтяном месторождении, которое на тот момент входило в десятку крупнейших в мире, а потом нефть стремительно подешевела к 1988 году до $15. Давлетшин придерживается мнения, что российские нефтегазовые компании все-таки смогут увеличить прибыль на 30-50% в течение 3-5 лет за счет новых технологий и сланцевых пректов.

Oil&GasEURASIA

GAS MARKET

Choosing Pipelines Over Tankers Танкерам предпочли трубу

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Svetlana Kristalinskaya

R

ussia’s second LNG project in the Far East, Vladivostok LNG, conducted by Gazprom, appears to be at risk.

There are several reasons for that, including the shortage of resources and the sanctions on technology transfer imposed by the EU and United States. Industry experts consider pipeline gas transportation cheaper, but more risky.

A little over a month before laying the foundation of the LNG plant in Vladivostok, Gazprom CEO Alexei Miller suddenly announced that the company is ready to scrap the project in favor of pipeline gas shipments to China.

Gazprom is ready to consider the possibility of pipeline gas export to China as an alternative to the Vladivostok LNG project, the monopoly’s press office quoted Miller as saying following his meeting with the First Deputy Premier of China’s State Council Zhang Gaoli in Beijing.

However, following the same pattern that characterized the talks preceding the signing of the contract for gas supply to China by the eastern route, Gazprom insists on gas sales by the western route first. “The “western route” (of pipeline gas transportation to China – OGE) is Russia’s main priority in the ongoing negotiations. A contract for annual supply of 30 billion cubic meters of gas is being prepared. Later, the second and third lines of the gas pipeline could be built, with throughput capacity ultimately increasing to 100 billion cubic meters a year,” Miller said.

The Vladivostok LNG project had been initially planned as a flexible pipe project, envisaging the capability

30

Светлана Кристалинская

В

торой проект по сжижению газа на Дальнем Востоке – «Владивосток СПГ», реализуемый «Газпромом», оказался под угрозой. Причин несколько, в частности – недостаток ресурсной базы, технологические санкции ЕС и США. Эксперты считают трубную поставку газа более дешевой, но более рискованной. Чуть больше, чем за месяц до закладки первого камня в строительство завода по сжижению газа во Владивостоке, глава «Газпрома» Алексей Миллер неожиданно заявил, что компания готова отказаться от проекта в пользу поставок трубопроводного газа в Китай. «“Газпром” готов рассмотреть возможность поставки трубопроводного газа на экспорт в Китай как альтернативы проекта “Владивосток СПГ”, – привела пресс-служба «Газпрома» слова руководителя компании по итогам его встречи с первым заместителем премьера Госсовета КНР Чжаном Гаоли в Пекине. Но, как и в переговорах, предшествовавших подписанию контракта на поставки газа в Китай по восточному маршруту, «Газпром» настаивает на продаже сначала газа по «западному маршруту». «В текущих переговорах главный приоритет – “западный” маршрут (трубных поставок газа в Китай – НГЕ). Контракт готовится на поставку 30 млрд м³ газа в год. В дальнейшем могут быть построены вторая и третья нитки газопровода, с выходом на потенциальную производительность до 100 млрд м³ в год», – заявил Миллер. «Владивосток СПГ» изначально задумывался как проект «гибкой трубы», подразумевающей возможность поставлять газ любым потребителям в зависимости от ситуOil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

ГАЗОВЫЙ РЫНОК

of shipping gas to any consumer depending on the market ации на рынке, и «Газпром» неоднократно высказывался за situation, and Gazprom repeatedly championed the cause увеличение своей доли на рынке СПГ. Проект формировалof increasing its share in the LNG market. The project had ся, в частности, под японский рынок (страна восходящего been planned particularly for the Japanese market (the солнца – крупнейший в мире потребитель СПГ), японские Land of the Rising Sun is the world’s largest LNG consum- компании участвовали в разработке технико-экономичеer), and Japanese companies participated in the project ского обоснования (ТЭО) проекта. В феврале 2013 года «Газпром» принял инвестиционfeasibility study.

In February 2013, Gazprom made an investment deci- ное решение о реализации проекта и начал искать парsion on the project and started looking for potential part- тнеров для его реализации. Компания готова была отдать ners. The company was ready to give away up to 49 percent до 49% партнерам, гарантирующим рынок сбыта. Позднее in the project to partners which would guarantee sales Газпромбанк договорился с «Газпромом» о получении markets. Later, Gazprombank signed an agreement with права на покупку 49% «Владивосток СПГ», а взамен банк Gazprom granting it the rights to buy 49 percent in the должен был договориться о привлечении акционерного и Vladivostok LNG project. In return, the bank was supposed проектного финансирования для проекта. Однако, похоже, to make arrangements for «Газпром» снова возвращаетraising equity and project ся к тому, что у него хороfinancing. шо получается – строительHowever, Gazprom ству трубопроводов. Ведь is now returning to what самостоятельного опыта в the company is definitely строительстве СПГ-заводов good at – pipeline conу «Газпрома» нет до сих пор struction. As a matter of – единственный завод в fact, Gazprom has no indeРоссии был построен конpendent experience in сорциумом англо-голландLNG plant construction yet ской Shell и японских Mitsui – the only LNG plant in и Mitsubishi, а контрольная Russia had been built by доля в компании-операторе the consortium of Angloпроекта – Sakhalin Energy – Dutch Shell and Japan’s была куплена «Газпромом» Mitsui and Mitsubishi, and незадолго до пуска завода в Gazprom had purchased эксплуатацию. the controlling interest Первый звонок проin the project operator, звенел в сентябре, когда Sakhalin Energy, not long заместитель главы депарbefore the plant had been PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ тамента управления проput into operation. ектами «Газпрома» Виктор The alarm bell rang in ● Russian President Vladimir Putin and first Deputy Prime Minister Тимошилов, открыто так и September, when deputy of China's State Council Zhang Gaoli at the ceremony devoted to weldне признавший, что проhead of Gazprom’s Project ing the first joint of the China-bound Power of Siberia gas pipeline in ект испытывает проблемы Management Dept. Viktor Yakutsk on Sept. 1 с финансированием из-за Timoshilov (who never ● Президент России Владимир Путин и первый заместитель того, что Газпромбанк подopenly admitted that the премьера Госcовета КНР Чжан Гаоли на церемонии, посвященной пал под санкции США о project had financial prob- сварке первого стыка ГТС «Сила Сибири», состоявшейся 1 сентября запрете на привлечение lems as Gazprombank fell в Якутске финансирования на срок under the U.S. sanctions свыше 90 дней, отметил, что prohibiting loans with repayment period over 90 days) noted that negotiations on переговоры о привлечении проектного финансирования raising project financing would be held with Russian banks будут вестись и с российскими институтами. «Проектное as well. “Project financing is not strictly synonymous with финансирование не есть синоним сугубо иностранного foreign financing, it is also possible to raise Russian project финансирования, возможно и привлечение российского проектного финансирования», – сказал он. financing,” he said. Как отмечает аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров, According to Sberbank CIB analyst Valery Nesterov, the Vladivostok LNG project is very expensive, and Gazprom проект «Владивосток СПГ» очень дорогой, и у «Газпрома» doesn’t have sufficient funds for it. In addition, LNG proj- не хватает на это средств. Кроме того, СПГ-проекты косects indirectly fall under the sanctions, both financial венно подпадают под санкции, как финансовые (в лице Газпромбанка), так и технологические.

(Gazprombank) and technological. Западные санкции в отношении российских нефтегаWestern sanctions on Russian oil and gas companies also ban supply of process equipment and services for зовых компаний запрещают также поставки технологичеupstream, including hard-to recover oil, deepwater and ского оборудования и оказания услуг по добыче и разведке Arctic development. Western politicians stated several нефти: трудноизвлекаемой, на глубоководном шельфе и в times that the sanctions are not directed at the gas indus- Арктике. Западные политики несколько раз заявили, что try, but, according to Gazprom Deputy CEO Alexander санкции не касаются газовой отрасли, но, по словам замеMedvedev, some suppliers still refuse to deliver equipment стителя председателя правления «Газпрома» Александра Медведева, несмотря на это некоторые поставщики под for the gas sector under the pretext of sanctions. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

#12 /1 December 2014 / January 2015

GAS MARKET

предлогом санкций отказываются поставлять оборудование и для газовой отрасли. «Коды некоторых промышленных позиций одинаковы для нефти и газа, и, несмотря на громогласные заявления (о том, что санкции не касаются газовой отрасли – НГЕ), де-факто мы сталкиваемся с тем, что некоторые поставщики пытаются подводить определенные товарные позиции под санкционные списки», – возмутился он. Всего в мире пять лицензиаров на производство сжиженного газа, и все они западные. Медведев подтвердил, что завод «Владивосток СПГ» спроектирован по американской технологии (Air Products & Chemicals – НГЕ), и если ситуация (с санкциями – НГЕ) будет ухудшаться, то компания будет искать альтернативы. Понятно, что если это произойдет, то компании заново придется начинать проектирование. «Газпром» никогда не скрывал, что Япония – самый желанный рынок для «Владивосток СПГ», и Токио проявлял активную заинтересованность в покупке СПГ. Однако уже весной, когда начали сгущаться тучи вокруг России, японцы взяли паузу в переговорах, а осенью вице-председатель совета директоров Tokyo Gas Company Ltd Шигеру Мураки открыто заявил, что считает затруднительным достижение договоренностей о покупке СПГ в России до изучения влияния санкций, введенных в отношении РФ, и даже назвал проект «Роснефти» «Дальневосточный СПГ» более реалистичным, наряду с проектом по расширению мощности завода «Сахалин-2». Одновременно, Япония продолжает настаивать на варианте строительства трубопровода из России в Японию, хотя «Газпром» уже неоднократно высказался по поводу технической сложности этого варианта. Как отмечает заместитель генерального директора по газовым проблемам Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач, кроме опасения относительно эскалации санкций, существует еще и неопределенность в отношении долгосрочного энергобаланса Японии – страPHOTO/ ФОТО: BUSINESSDESTINATIONS.COM

“Some industry items in the oil and gas sectors share the same codes, and despite vocal statements [that sanctions aren’t imposed on the gas sector – OGE], we actually see that some suppliers are trying to classify certain industry items as sanctioned,” protested Medvedev.

Globally, there are five licensors for LNG production, and all five are western companies. Medvedev confirmed that the Vladivostok LNG plant was designed as per U.S. technology (Air Products & Chemicals – OGE), and if the situation continues to worsen, the company will have to look for alternatives. If that happens, the company will have to start the design stage all over again.

Gazprom never made a secret that Japan is the most desirable market for the Vladivostok LNG project, and Tokyo showed active interest in buying LNG. However, last spring, when clouds started to gather over Russia, Japan decided to put the talks on hold, and in autumn, Tokyo Gas Company Ltd Deputy Chairman Shigeru Muraki openly admitted that it would be difficult to reach an agreement on buying Russian LNG before the impact of the sanctions against Russia is analyzed. Moreover, the executive labeled Rosneft’s Dalnevostochny LNG project as more realistic, alongside the project to expand capacity of the Sakhalin II LNG plant.

At the same time, Japan continues to insist on the construction of a pipeline linking Russia and Japan, though Gazprom had repeatedly talked about the technical complexity of this option.

As noted by Alexei Grivach, deputy general director for gas issues at the National Energy Security Fund, besides concerns in regard to the possible escalation of sanctions, there’s also uncertainty regarding the long-term energy mix in Japan – the country has to replace cheap nuclear power with more expensive resources, for example, gas.

“But it’s difficult, and coal consumption has been increasing in Japan lately, which is unfavorable for such a small territory due to environmental risks,” Grivach noted. In his

Тhe government in Tokyo hopes Russia would accept a pipeline deal to deliver natural gas to Japan ● В Токио надеются, что Россия согласится построить трубопровод для поставок придродного газа в Японию ●

32

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

ГАЗОВЫЙ РЫНОК

opinion, Japan could не приходится замещать дешевую offer a higher price атомную энергию на более дорогоcompared to China for стоящие источники, как газ, наприthe Russian gas supply мер. via “Eastern Route,” but «Но это тяжело, поэтому в this premium could be последнее время в Японии растет levelled off by the costs потребление угля, что неблагоприof LNG-plant construcятно для такой небольшой терриContracted annual volume of 30-year supply of tion.

Russian gas to China via the Power of Siberia pipeline тории из-за экологических рисков», The aspirations – заметил он. По мнению Гривача, Предусмотренный контрактом ежегодный объем Япония может предложить более of another Russian state-owned compaвысокую цену, чем договорился поставок российского газа в Китай в течение ny, Rosneft, to build an Китай при поставках российского 30 лет по газопроводу «Сила Сибири» LNG plant don’t alleгаза по «восточному маршруту», но viate the negotiations эта премия может нивелироваться between Gazprom and China. Moreover, Rosneft is trying затратами на строительство СПГ-завода. to grab the biggest piece of the pie by offering the Chinese Желание другой российской госкомпании – «Роснефти», its best bargaining chip – entry into production projects. не облегчает процесс договоренности «Газпрома» с китайConsequently, Gazprom started talking about providing цами. Более того, «Роснефть» пытается «перетянуть одеяло possible access to its production projects to Chinese com- на себя», предлагая китайцам самое желанное – участие в panies, but for the time being the offer would cover oil добыче. В результате и «Газпром» заговорил о возможном projects only. допуске китайских компаний в свои добычные проекты, но Rosneft announced a project on to build an LNG пока только нефтяные. plant on Sakhalin – Dalnevostochny LNG, suggesting in «Роснефть» заявила проект строительства завода по fall to include this project into Sakhalin-1, which is car- сжижению газа на Сахалине – «Дальневосточный СПГ» и осеried out under PSA terms and operated by ExxonMobil. нью предложила включить его в проект «Сахалин-1», реалиThe point is that currently only Sakhalin-1 gas could зуемый на условиях соглашения о разделе продукции (СРП), feed the Dalnevostochny LNG project. Today, without оператором которого является американская ExxonMobil. substantial market demand, this gas is being reinjected Дело в том, что на сегодня единственной реальной ресурсinto the formation. It should be mentioned that some ной базой для «Дальневосточного СПГ» может стать лишь time ago this gas had already been “sold” to China, but газ, добываемый в рамках «Сахалина-1», и в отсутствие сущеGazprom used its status of Russia’s sole gas exporter to ственного рынка сбыта, в основном закачиваемый обратно block the deal. в пласт. Надо отметить, что когда-то этот газ уже был «проWithout China’s funding Gazprom wouldn’t be able to дан» в Китай, однако «Газпром» воспрепятствовал этому, как carry out an additional project, but Beijing will provide no монополист по экспорту газа из РФ. money for an LNG plant since a pipeline project is cheaper, Нестеров отмечает, что без китайских денег «Газпром» and China is interested in buying cheaper gas, believes не сможет реализовать дополнительный проект, а под Nesterov. “Therefore, Gazprom will choose the lesser of two СПГ-завод Китай денег не даст, поскольку трубный проект evils,” the expert added. дешевле, а Китай заинтересован в покупке более дешевого Grivach assumed that the preference for pipeline gas газа. «Поэтому “Газпром” из двух зол выбирает меньшее», – over LNG came from China, which is trying to tap into заметил эксперт. a huge resource base. At the same time, it’s possible that Гривач выразил мнение, что предпочтение трубы СПГ Gazprom announced this proposal hoping that it could было предложением Китая, который пытается замкнуть на stimulate other potential buyers to sign contracts. себя большую ресурсную базу. В свою очередь, не исключеIndustry experts stress that shipping gas via pipeline но, что «Газпром» озвучил это предложение в надежде на то, will be cheaper, but with significantly higher marketing что простимулирует других потенциальных покупателей к risks, while LNG makes it possible to reach virtually any заключению контрактов. market. “At the same time, pipeline shipping is a proven Эксперты подчеркивают, что трубные поставки будут practice,” noted Nesterov. дешевле, но существенно увеличивают маркетинговые Grivach reminded that the project for pipeline gas риски, поскольку с СПГ можно дотянуться практически supply to China appeared due to availability of exces- до любого рынка. «Зато труба – отработанная практика», – sive infrastructure–the Sakhalin-Khabarovsk-Vladivostok замечает Нестеров.

(SKV) gas pipeline, whose construction was ordered by the Гривач напомнил, что проект поставок трубного газа в government–and the lack of regional markets to sell that Китай появился в связи с наличием в регионе избыточной gas. The current throughput capacity of the SKV pipeline инфраструктуры и отсутствием рынка сбыта – газопровод is 6 billion cubic meters of gas per annum. Thirteen sites Сахалин-Хабаровск-Владивосток, который был построен along the trunkline have also been prepared for building по поручению руководства страны. Текущая мощность booster stations, paving the way for a further increase in СХВ – 6 млрд м³ газа в год, по его длине подготовлено 13 throughput capacity to 30 billion cubic meters of gas per площадок для строительства компрессорных станций для annum. Even now the pipeline is utilized approximately увеличения мощности до 30 млрд м³ газа в год. Даже сейчас by two-thirds, supplying gas to the Primorye region and труба используется примерно на две трети, снабжая газом Khabarovsk territory. Приморье и Хабаровский край.

In any case, as Grivach stressed, nobody would carry Но в любом случае, подчеркнул Гривач, никто не будет out any projects without guaranteed long-term sales. реализовывать проекты без гарантий долгосрочного сбыта.

bcm млрд м3

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

FORUM

ADIPEC 2014: Global Petro Industry Strives for Energy Efficiency

ADIPEC 2014: PHOTO: EKATERINA POKROVSKAYA / ФОТО: ЕКАТЕРИНА ПОКРОВСКАЯ

Нефтяники стремятся к энергоэффективности

Ekaterina Pokrovskaya

A

s global energy demand continues to rise, driven in particular by rapid economic growth in China and India, which, according to IEA, is bound to grow by a further 37 percent by 2040, and Asian countries plan to import two out of every three barrels of internationally traded crude oil, the accessibility, security and sustainable supply of energy tops the agenda of global energy policy-makers and industry stakeholders. A mixture of factors such as volatility of oil prices with their recent rapid decline, political unrest and social instability in the Middle East and North Africa – the main sources of lowcost oil, shale oil and tight gas revolution in the North America, a growing concern over a global climate change caused by an increase of fossil fuels CO2 emissions, a shift in global oil trade patterns and other factors affect the development of the global energy trend, and force key industry players to look for solutions to tackle different forecast scenarios to relieve the stress of uncertainty in the energy industry and find ways to make it more efficient and sustainable.

Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference (ADIPEC), held Nov. 10-13 in the UAE capital, featured a session on energy security, market supply and demand that provided a sound platform for oil and gas industry senior executives and other industry stakeholders to share insights, possible scenarios and discuss ideas.

Mussabeh Al Kaabi, CEO of Mubadala Petroleum, a UAE-based company that conducts domestic and international projects in exploration, development and production of oil and gas resources, shared his views on the global trend of oil and gas supply and demand in 20152035.

“By 2035 we expect hydrocarbon resources to contribute close to 80 percent of the total energy requirement globally,” Al Kaabi said.

According to him, most of the rising demand will primarily come from China, although there will also be an increase in demand in the Middle East. By 2035, global demand for oil will increase by over 30 percent from about

34

Екатерина Покровская

Н

а фоне продолжающегося роста общемирового спроса на энергоносители, который в особой мере подстегивается быстрорастущими экономиками Индии и Китая (по прогнозам МЭА, их рост к 2040 году составит дополнительные 37%), и импорта странами Азии двух третей торгуемой на международном рынке сырой нефти, доступность, безопасность и стабильность поставок энергии являются ключевыми вопросами повестки мировых лидеров энергетической политики и участников отрасли. Целый ряд факторов, таких как волатильность цен на нефть и их стремительный обвал в последние месяцы, политические волнения и социальная нестабильность на Ближнем Востоке и в Северной Африке, которые по-прежнему остаются основными регионами низкозатратной нефтедобычи, а также «сланцевая революция» в Северной Америке, растущая озабоченность в связи с изменением климата, вызванным ростом выбросов углекислого газа в атмосферу, изменения в структуре международной нефтеторговли, и другие факторы влияют на развитие глобальных трендов в энергетике, подталкивая ведущих игроков отрасли к поиску решений исходя из ряда сценариев развития событий с целью снижения градуса неопределенности в энергетике на пути к более эффективному и стабильному снабжению энергоресурсами. В рамках широко известного отраслевого форума Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference (ADIPEC), который проходил с 10 по 13 ноября в столице ОАЭ, одна из сессий была посвящена энергетической безопасности, а также вопросам спроса и предложения на энергорынке. Для топ-менеджеров нефтегазовых компаний и других участников рынка она стала удобной площадкой для обмена мнениями, потенциальными сценариями развития событий, а также для обсуждения идей. Муссабех Аль-Кааби, глава Mubadala Petroleum (ОАЭ), местной компании, которая в стране и за рубежом реализует проекты по разведке, разработке и добыче нефтегазовых ресурсов, поделился своим видением мировых трендов в области спроса и предложения на нефть и газ в период с 2015 по 2035 годы.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

ФОРУМ

PHOTO: EKATERINA POKROVSKAYA / ФОТО: ЕКАТЕРИНА ПОКРОВСКАЯ

«Мы ожидаем, что к 2035 году за счет углеводородов 90 million barrels per day in 2015 to approximately 118 будет удовлетворяться 80% мирового спроса на энергоноmillion barrels per day, he added.

“The majority of the increase will derive primarily сители», – сказал Аль-Кааби. По его словам, львиная доля спроса, в первую очередь, from the growing energy demand in transportation sector, which will allocate close to 60 percent of global oil придется на Китай, хотя его рост также будет зафиксирован и в ближневосточных странах. К 2035 году мировой demand,” Al Kaabi said.

As the executive suggested, the shares of oil, coal and спрос на нефть увеличится на 30% с около 90 млн баррелей gas in the primary energy demand mix will be approxi- в сутки в 2015 году до примерно 118 млн баррелей в сутки, mately even with oil and coal taking up around 27 percent добавил руководитель. «Большая часть роста придется на растущие потребand gas contributing near 25 percent by 2035. The overall dynamics of the energy demand trend in the next 20 years ности в энергоносителях сектора перевозок, на который suggest a 6-percent drop in oil demand, a 1-1.5-percent придется почти 60% мирового спроса на нефть», – сказал drop in coal demand, and a 2-2.5-percent increase in gas Аль-Кааби. Руководитель предположил, что доли нефти, угля и demand. Other energy sources such as hydro and nuclear energy are projected to steadily contribute around 6 per- газа в структуре потребления энергоносителей распредеcent and 4 percent respectively, and the share of renew- лятся примерно поровну – к 2035 году на нефть и уголь ables is bound to grow from 2 percent in 2015 to 5 percent примерно придется по 27% потребления, на газ – 25%. Общая динамика рыночных тенденций на энергорынке в in 2035.

As Al Kaabi revealed, by 2035 the demand for oil on следующие 20 лет предполагает 6%-е снижение спроса на the Asian continent, the Middle East, Russia and other non- нефть, 1-1,5%-е падение спроса на уголь и 2-2,5%-е увеличеOECD countries is likely to see a positive growth reaching ние спроса на газ. Доли других источников энергии, таких 15 million barrels per day. However, this growth will be off- как гидро- и ядерная энергия ожидаются на стабильном set by reduced demand in the Organization for Economic уровне в районе 6% и 4% соответственно, в то время как Cooperation and Development (OECD) countries, which доля возобновляемых источников энергии должна выраplan to slash consumption by almost 5 million barrels per сти с 2% в 2015 году до 5% в 2035-м. Как заявил Аль-Кааби, в 2035 году спрос на нефть на day.

Al Kaabi stressed the importance of the Middle East’s азиатском континенте, Ближнем Востоке, в России и друcontribution to sustaining the global oil supply in the гих странах, не входящих в Организацию экономического future. “The Middle East will remain a key contributor сотрудничества и развития (ОЭСР), увеличится примерно to the increase in the global oil supply in the foresee- на 15 млн баррелей в сутки. В то же время на фоне этого able future. The implication in the Middle East is that the роста ожидается падение спроса в странах ОЭСР, которые growth of demand will be slightly higher than the growth собираются сократить потребление на почти 5 млн барреof supply. Therefore percentage-wise we will see less export лей в сутки. Аль-Кааби подчеркнул важность вклада в обеспечеof oil from the region,” he said.

Speaking about natural gas, the executive said the gas ние мирового рынка нефтью, который Ближний Восток sector will see a stronger growth than the crude oil over внесет в будущем. «Ближний Восток останется ключевым the next 15 years. Al Kaabi pointed out that both the pro- поставщиком сырья на мировой рынок нефти в обозримом jected demand and supply are expected to increase at a 1.7 будущем. Можно предположить, что в регионе рост спроса percent compound average growth rate per year, reaching будет немного выше роста предложения. Следовательно, в процентном выражении экспорт нефти around 450 billion cubic feet per day ближневосточными производителяby 2035 from current 330 billion cubic ми несколько снизится», – сказал глава feet per day in 2015, where the major Mubadala Petroleum. demand is set to come from China, Касаясь темы природного газа, Middle East and the Americas. руководитель заявил, что темп роста Al Kaabi made a point of the growспроса на этот вид топлива в ближайing influence of the natural gas supшие 15 лет будет опережать спрос на ply coming from the Caspian Region нефть. Аль-Кааби отметил, что прогноand Russia to Asia versus the shale gas зируемый совокупный среднегодовой exports from North America. темп роста спроса и предложения на газ “On the gas supply side, there will составит 1,7%, и к 2035 году достигнет be a fair battle between the two conti450 млрд кубических футов в сутки (в nents,” stated Al Kaabi. “There is also 2015 году ожидается на уровне 330 млрд an iconic deal recently done by Russia кубических футов в сутки). Основными and China, where Russia will export генераторами этого роста будут Китай, and supply China with 38 billion cubic страны Ближнего Востока, Северная и meters of gas a year. And that alone Южная Америки. will make an impact on the future LNG ● By 2017, a peaceful nuclear program will provide 25 percent of the UAE's power capacВ области поставок газа Аль-Кааби prices,” emphasized the CEO. обратил внимание аудитории на растуAl Kaabi added that long-term ity requirement, Mubadala Petroleum CEO щее предложение природного газа из Asian LNG prices are expected to Mussabeh Al Kaabi said стран Каспия и России потребителям в decline, pointing out a few factors that ● К 2017 году мирный атом закроет 25% потребности ОАЭ в энергогенерирующих Азии на фоне сокращающихся объемов will drive these prices in the future: экспорта сланцевого газа из Северной ● LNG export from the United States, мощностях, сказал глава Mubadala Америки. which is Henry-Hub linked and Petroleum Муссабех Аль-Кааби Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

35

#12 /1 December 2014 / January 2015

FORUM

lands in Japan, is expected to put download pressure on «В сфере поставок нас ждет серьезное соревнование Asian LNG price fixing it at around $10-$12 per MMTBU. двух континентов, – заявил Аль-Кааби. – Давайте не забы● The LNG from the new LNG Hub in Australia, which is вать и о масштабном соглашении, которое недавно подпиalso expected to land in Japan, will put an upward pres- сали Россия с Китаем, согласно которому Россия будет ежеsure on the price driving it over $12 per 1 MMTBU* (one годно поставлять в Китай 38 млрд м³ газа. Одна эта сделка повлияет на конъюнктуру цен на СПГ в будущем». million British thermal units). Он добавил, что в долгосрочной перспективе цены на “The first major deal between Russia and China may reshape the gas market in Asia as it will make an impact on СПГ для азиатских потребителей будут снижаться, отметив the current LNG suppliers and the U.S. LNG exports, and set несколько факторов, которые сыграют в этом ключевую роль: a new price benchmark on the LNG market,” he said.

In May, Mubadala Petroleum signed a memoran- ● Экспорт СПГ из США, привязанный к Henry-Hub, с доставdum on cooperation with Rosneft at the St. Petersburg кой в Японию, окажет давление на цену СПГ в Азии, фикInternational Economic Forum. It’s a non-binding agreeсируя ее в пределах $10-$12 за 1 MMTBU* (млн британских ment that provides for the possible participation of тепловых единиц); Mubadala Petroleum in the development of Rosneft assets ● В свою очередь, СПГ из нового хаба в Австралии, который in Eastern Siberia, as well as the participation of Rosneft in также будут привозить в Японию, окажет давление на Mubadala Petroleum’s international projects. цену и она в итоге составит чуть больше $12 за 1 MMTBU. Speaking on the importance of «Первая крупная сделка diversifying channels for domestic ener- ● Growth in oil demand in transportation России с Китаем может привеin 2010-2035 gy supply, Al Kaabi stressed a growing сти к реконфигурации газовоrole of LNG, new sour gases and other ● Рост спроса на перевозки нефти (2010-2035) го рынка в Азии поскольку окаenergy diversification initiatives for the жет влияние на существующих U.A.E. and the Gulf countries. поставщиков СПГ и экспорт “In the Gulf Cooperation Council СПГ Соединенными Штатами countries we have the highest per capita Америки, и установит новую energy consumption in the world, and базовую цену на рынке СПГ», – in the U.A.E. we have taken a strategiдобавил Аль-Кааби. cally important stance to diversify our В мае, на санктenergy supply. We are pursuing new петербургском международsour gas fields developments in Bab and ном экономическом форуме Shah, we have already started importing Mubadala Petroleum подписаLNG and, hopefully, in 2018 we will have ла с «Роснефтью» соглашение the Emirates LNG facility operational,” о сотрудничестве и возможном said Al Kaabi. участии в освоении активов The Emirates LNG project, which «Роснефти» в Восточной Сибири, is under construction now, is deemed to а также участии российской provide a new LNG regasification facilнефтекомпании в междунаity and LNG import terminal to supply родных проектах Mubadala the country with 1.2 billion cubic feet SOURCE: OPEC / ИСТОЧНИК: ОПЕК Petroleum. per day of natural gas that will be used primarily for power Говоря про важность диверсификации каналов внуgeneration. треннего снабжения энергоресурсами, Аль-Кааби выделил The U.A.E. also launched a peaceful nuclear program роль СПГ, высокосернистого попутного газа и других иниand the work is in progress to complete construction and циатив, направленных на диверсификацию источников gradually commission a nuclear power station in the Abu энергии в ОАЭ и странах Персидского залива.

Dhabi Emirate. “By 2017 we shall have 25 percent of our «Для стран-участниц Совета сотрудничества арабских power capacity requirement produced under a peaceful государств Персидского залива характерно самое высоnuclear program,” added Al Kaabi. кое в мире энергопотребление на душу населения, и мы в ОАЭ заняли стратегически важную позицию относительно диверсификации снабжения нашей страны энергоноNeed for Broader Cooperation Speaking about the issue of global energy security, сителями. Мы продолжаем новые разработки по новым Total’s Vice President Helle Kristoffersen emphasized the месторождениям высокосернистого попутного газа в Бабе importance of maintaining cooperation between energy и Шахе, уже начали ввоз СПГ, и в 2018 году надеемся запустить наш проект под названием „Эмирейтс СПГ”» – расскаmarket players on the regional and broader level.

“We are proud to be part of the Dolphin Gas project зал глава Mubadala Petroleum. В рамках проекта „Эмирейтс СПГ”, который проходит that we have been a partner of since it started here years стадию строительства, появится новый завод для регаago,” said Kristoffersen.

The Dolphin Gas project, which had been launched зификации СПГ и терминал для импорта СПГ, благодаря in 1999, aims to meet the UAE’s growing demand for которым страна будет получать 1,2 млрд кубических футов natural gas by facilitating and expanding a steady flow природного газа в сутки. Сырье преимущественно будет of gas through a 364-kilometer, 3.2-billion-cubic-feet- использоваться в производстве электроэнергии. ОАЭ также запустили программу мирной ядерной per-day transit capacity pipeline from Qatar to the UAE. Historically, the Abu Dhabi Emirate has been rich in oil, энергетики, в рамках которой ведется работа по строи*1 MMBTU = 28.26 CUBIC METERS

36

*1 MMBTU = 28,26 М3

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

ФОРУМ

тельству и постепенному вводу в эксплуатацию АЭС в эмирате Абу-Даби. «К 2017 году мирный атом будет обеспечивать 25% нашей потребности в мощностях по выработке электроэнергии», – подытожил Аль-Кааби.

Сотрудничество нужно расширять Выступая с докладом на тему энергетической безопасности, вице-президент Total Хелле Кристофферсен подчеркнула значимость сохранения сотрудничества между игроками на региональном и мировом рынках. «Мы гордимся участием в проекте Dolphin Gas, в котором являемся партнером с самого его начала», – сказала Кристофферсен. Запущенный в 1999 году проект направлен на удовлетворение растущего спроса ОАЭ на природный газ за счет обеспечения стабильных поставок «голубого топлива» по 364-километровому газопроводу пропускной способностью 3,2 млрд кубических футов в сутки из Катара в ОАЭ. Так сложилось, что эмират Абу-Даби всегда был богат нефтью, но не газом, а прокачка газа по трубопроводу в рамках проекта Dolphin Gas началась в июле 2007 года. Как отметила Кристофферсен, участники нефтяного рынка ведут жаркие споры на предмет американской «революции» в разработке нефтеносных сланцев. «Обсуждение характеризуют полярные взгляды на производство США сланцевой нефти, в частности, по поводу производительности, стабильности, используемых технологий и реакций рынка в плане ценообразования», – добавила топ-менеджер Total. В то же время, мы все согласны, что долгосрочные гарантии ОПЕК по поставкам сырья и текущее производство сланцевой нефти в США являются основными драйверами поставок нефти в будущем, сказала она. «Как бы вы ни относились к нефтяной сланцевой революции в США, нельзя сравнивать независимых американских нефтепроизводителей, которые ставят краткосрочные цели, и страны ОПЕК, ориентированные на долгосрочное планирование», – сказала Кристофферсен. Сочетание ряда факторов, как, например, легкая нефть, разработка новых залежей сланцевой нефти в разных уголках мира, включая Ближний Восток, и применение новых технологий в процессе добычи также способствуют росту предложения на рынке. По словам Кристофферсен, к 2030 году около 40% мировой нефтедобычи обеспечат страны ОПЕК, тогда как вклад стран Северной Америки, включая США, Канаду и Мексику, составит только 15-20%. Руководитель также озвучила позицию Total по изменениям в сфере мировой нефтеторговли. По ее словам, к 2020 году могут образоваться излишки нефти в Атлантическом бассейне в то время как рынок Тихоокеанского бассейна столкнется с нехваткой сырья. «Мы убеждены, что более разумно изучать сценарии изменения принципов нефтеторговли на основании того, что происходит к востоку и западу от Суэцкого канала», – сказала Кристофферсен. По ее словам, к 2030 году излишки нефти в Атлантическом бассейне могут составить 10 млн баррелей в сутки, тогда как к востоку от Суэцкого канала предложение может снизиться в аналогичной пропорции. По мнению топ-менеджера, будущее нефтеторговли зависит от ответов на два ключевых вопроса: Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

#12 /1 December 2014 / January 2015

but short of natural gas. in July 2007, the Dolphin pipeline carried first gas started across the Arabian Gulf.

As Kristoffersen pointed out, there has been a big debate in oil industry focusing on the US shale oil revolution. “The debate has very conflicting views on the U.S. shale oil production: its productivity, its sustainability, the technology around it and price reactivity,” she confirmed.

However, as she put it, we can all agree that OPEC’s longterm guarantee of supply and the United States' ongoing shale production are the key drivers of the future oil supply.

“Whatever your view is on the U.S. shale oil revolution, we cannot compare the short-term driven U.S. independent oil producers with the long-term oriented OPEC countries,” said Kristoffersen.

The combination of factors such as oil maturity, development of new shale oil formations around the world including the Middle East, and bringing in new technologies into the processes are also main contributors to driving the supply up.

According to Kristoffersen, by 2030 around 40 percent of global oil supply will come from OPEC, whereas North America, including the United States, Canada and Mexico, would account for only 15-20 percent of it.

She also shared Total’s view on the changing patterns in global oil trade. According to Kristoffersen, by 2020 there is likely to be a surplus of oil in the Atlantic basin and deficit in the Pacific.

“We believe it’s getting more and more reasonable to look at the scenarios of oil trade pattern by focusing on what is going on the East and West of Suez Channel,” she said. According to Kristoffersen, by 2030 the oil oversupply in the Atlantic basin could reach 10 million barrels per day, whereas on the East of Suez the supply could fall short by the same quantity.

In Kristoffersen’s opinion, the future scenario of oil trade pattern has to do with two big questions: does North America really move to self-sufficiency for oil and is competition indeed stepping up in Asia and how long this is going to last.

Japan’s Experience In his speech on global energy security and accessibility, Yasushi Yoshikai, managing officer and COO of Mitsui & Co. Energy Business Unit 2, gave a comprehensive insight into what Japan’s industry leaders can do to diversify the country’s energy mix, decrease reliance on hydrocarbon imports and boost the energy efficiency rate.

According to Yoshikai, until 1952, Japan, which possesses scarce natural hydrocarbon resources, generated 80 percent of its energy from hydro power stations while coal accounted for the remaining 20 percent. During the 1960’s Japan changed its energy policy and started importing oil to meet its increasing energy demand (imports covered 75 percent).

However, as it faced constant pressure to secure a reasonably priced fuel amid changing oil market dynamics in the 1970s and 1980s, Japan decided to replace 50 percent of oil imports with LNG, coal and nuclear energy. As a result, Japan achieved and maintained a very well-balanced energy mix portfolio until the Fukusima plant explosion happened in March 2011.

“Since the 1960s we have imported and accumulated a lot of LNG in Japan, and nowadays we also participate in joint LNG projects with other countries. We started here

38

PHOTO / ФОТО: TOTAL

FORUM

сможет ли Северная Америка действительно обеспечивать себя нефтью самостоятельно и насколько обостряется конкуренция в Азии, а также как долго продлится это обострение.

Японский опыт В своем выступлении на тему мировой энергобезопасности и доступности энергоресурсов, Ясуши Йошикаи, управляющий директор и COO Mitsui & Co. ● According to Helle Energy Business Unit 2, подKristoffersen, OPEC's long-term робно рассказал об усилиях guarantee of supply and the United States' ongoing shale pro- лидеров нефтяной отрасли duction are the key drivers of the Японии по диверсификации структуры потребления future oil supply энергоносителей, снижению ● По словам Хелле зависимости от импорта Кристофферсен, долгосрочные углеводородов и повышению гарантии ОПЕК по поставкам энергоэффективности. сырья и текущее производство По словам Йошикаи, до сланцевой нефти в США являются 1952 года Япония, обладающая основными драйверами скудными запасами углеводопоставок нефти в будущем родов, получала 80% энергии за счет ГЭС, в то время как оставшиеся 20% спроса закрывали поставки угля. В 60-х годах прошлого века Япония внесла коррективы в свою энергетическую политику и начала импорт нефти, чтобы удовлетворить растущий спрос на энергоносители (в результате за счет импорта Токио закрывал 75% спроса). Тем не менее, постоянное давление обеспечить страну недорогим топливом на фоне динамичных колебаний цен на нефть в 70-е и 80-е годы ХХ века вынудило японцев пересмотреть энергополитику и заменит 50% импортной нефти сжиженным природным газом, углем и атомной энергетикой. В результате Япония выработала хорошо сбалансированную структуру потребляемых энергоносителей и

By 2030, around 40 percent of global oil supply will come from OPEC, whereas North America, including U.S.A., Canada and Mexico, will acount for only 15-20 percent. К 2030 году около 40% мировой нефтедобычи обеспечат страны ОПЕК, а государства Северной Америки, включая США, Канаду и Мексику – только 15-20%. сохраняла ее вплоть до аварии на АЭС в Фукусиме, которая произошла в марте 2011 года. «Начиная с 60-х, мы ввозили и аккумулировали большие объемы СПГ в Японии, и сегодня также участвуем в совместных СПГ-проектах с другими странами. Здесь, в Абу-Даби, мы начали один СПГ-проект в 1976 году, а сегодня в качестве инвесторов участвуем в девяти СПГ-проектах во всем мире», – сказал Йошикаи. К примеру, крупнейшие торговые дома Mitsui & Co. и Mitsubishi Corp станут участниками проекта стоимостью $10 млрд с американской Cameron LNG, который начнется в 2018 году, сообщила газета The Japan Times.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

ФОРУМ

in Abu Dhabi in 1976 with an LNG project, Как объяснил руководитель, в результате and today we participate through investроста зависимости от поставок топлива из-за ment in nine LNG projects worldwide,” said рубежа энергобезопасность Японии стала клюYoshikai. чевым вопросом на повестке правительства страThus, major trading houses Mitsui & ны и основных игроков энергетической отрасли.

Co. and Mitsubishi Corp will participate in «С 70-х годов Япония вкладывала существенthe $10 billion project with the U.S.-based ные средства в обеспечение энергоэффективноCameron LNG that could start as early as сти не только на промышленном, но и бытовом 2018, The Japan Times reported. уровне энергопотребления, и в результате добиAs the COO explained, having relied лась 40%-го улучшения показателей энергоэфmore on fuel supply from overseas, Japan’s фективности», – заявил Йошикаи. energy security became a prime issue on the По его словам, в сложившейся ситуации agenda for the Japanese government and японское правительство пришло к выводу, что the national energy industry stakeholders. ● Роль ОПЕК не стоит вопрос невозможно решить только за счет обе“Since the 1970s Japan has made sig- недооценивать, считает спечения безопасности поставок энергоносиnificant achievements in energy efficien- эксперт Дэвид Херд телей. Поэтому значительные усилия были сдеcy not only on the industrial but also on ● OPEC's role shouldn't ланы в оптимизации управления спросом на the household energy usage levels, and be underеstimated, thinks энергоносители таким образом, что население as a result, we have achieved 40 percent expert David Heard страны даже не понимало до конца, что его корimprovement in our energy efficiency rate,” Yoshikai said. ректируемые потребительские привычки в итоге приводят According to Yoshikai, to cope with the situation к большой экономии энергоносителей. Относительно предложения на рынке, Йошикаи отмеJapanese government discovered that the security of supply alone could not resolve the issue. So it has made тил введение таких мер фискальной политики как приsignificant effort to strengthen the energy demand man- нятие соответствующих налоговых законов, стимулируюagement in such a way that people weren’t even aware щих частных поставщиков энергоносителей выходить на that they ended up contributing a significant share to рынок; обеспечение финансовой помощи и рост темпов строительства инфраструктурных объектов в энергетичеenergy savings.

On the supply side, Yoshikai pointed out introduction ской отрасли; сооружение складов для хранения неприкосof fiscal policy measures such as adequate taxation laws to новенных запасов. По части спроса Йошикаи особо подчеркнул введение encourage incentives for private energy providers to enter the market; provision of financial aid and buildup of energy механизма стимулирования потребителей, который может изменить их ментальность таким образом, что забота об infrastructure; setting up emergency stocks.

On the demand side, he particularly emphasized энергобезопасности становится частью их поведения. «Этого можно добиться только за счет принятия законов introduction of an incentive mechanism which can change human mentality in such a way that energy security и нормативов: правительство должно обеспечивать стимулы, которые поменяют менталитет людей в части их восприятия becomes a part of consumers’ behavior.

“It’s done not only through laws and regulations: the экономии энергии не как расходной статьи, а доходной, либо government should introduce such incentives that they льготы, приносящей финансовый результат, которым могут will transform the human mentality perception of energy гордиться игроки отрасли», – объяснил Йошикаи. Он также рассказал о том, как трагические события saving from being a cost to being revenue or a benefit that translates into a financial volume that the industrial players трехлетней давности на фукусимской АЭС преподали японцам урок по энергосбережению. are proud of,” he explained. «С марта 2011 года мы почти на 30% сократили наши Yoshikai also shared with the audience how tragic events at the Fukusima nuclear plant in March 2011 have мощности по генерации ядерной энергии, и за это время в стране не произошло ни единого сбоя в энергопоставках», taught Japan a lesson on saving energy.

“We have by now reduced almost all of the 30 percent – сказал руководитель. Нефтегазовый эксперт Дэвид Херд, бывший глава предof our nuclear generation capacity since March 2011, and there has not been any operational blackout in energy sup- ставительства компании Abu Dhabi Petroleum Company, рассказал НГЕ о текущей ситуации на нефтяном рынке, отмеply,” he said.

David Heard, the oil and gas industry expert, the тив, что нынешнее резкое падение цен на «черное золото» former representation head of Abu Dhabi Petroleum предсказывали многие, но не до конца было ясно когда Company, speaking to OGE on the current situation on the оно начнется, сколь продолжительным будет и насколько oil market, pointed out that the current slump in oil prices снизиться уровень экономической активности. «В такой was predicted by many, but the uncertainty of knowing ситуации даже самые отважные прогнозисты становятся whether or when it would start, how long it would last and осторожными в высказываниях», – говорит Херд. Эксперт уверен, что роль ОПЕК в определении региоhow deep the trough would be, “must have made even the нальной энергетической политики по-прежнему большая: bravest cautious about expressing their thoughts.”

As Heard believes, the OPEC’s role in the regional ener- «Бурные дни, наступившие после того как ОПЕК в 1973 году gy policy making is still vital. “The heady days after OPEC прибрала инициативу к рукам, остались в прошлом, но seized the initiative in 1973 have since passed, but OPEC ОПЕК еще далеко не отработанный материал. Часто, как это is far from a spent force. Often, as happened only recently, произошло недавно, ОПЕК принимала мудрое решение дать OPEC has wisely let the market make the running, and the возможность рынку задавать темп, и вопрос о том, сыграла question of whether regional politics played a role in this ли в принятии таких решений роль региональная политика, пока что не является релевантным», – подытожил Херд. decision is for now not relevant,” concluded Heard. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

DRILLING

«Газпром бурение»:

Gazprom Burenie:

Новый взгляд на сервис

New Approach to Services

PHOTO: BORIS VELIKOV / ФОТО: БОРИС ВЕЛИКОВ

Elena Zhuk

G

azprom Burenie was founded in 1997 on the basis of Gazprom’s production units’ drilling directorates, and 14 years later the gas monopoly’s drilling arm started to operate as an independent player in the services market. In 2011, Gazprom Burenie adopted the strategy that set a task to diversify its orders by 40 percent in three years. As Gazprom Burenie board member and deputy general director for strategic development Damir Valeyev told journalists in mid-November, in two-and-a-half years the company managed to expand diversification from 1 percent in 2011 to 59 percent of actual volume in 2014.

“In the Urengoi area alone we have 12 customers,” Valeyev said. Urengoi Burenie, the largest of Gazprom Burenie’s five subsidiaries (celebrates its 35th anniversary this year), drilled virtually all wells operated by Gazprom in the Yamal Nenets Autonomous District; today, this subsidiary is the largest drilling company on the Yamal Peninsula. It's not surprising that Gazprom Burenie’s services were demanded by Rosneft’s subsidiary Rospan International, which recently started development of Achimov deposits at the Novo-Urengoi field (Gazprom Burenie also provides drilling services to Rosneft’s Verkhnechonskneftegaz (VChNG) and Orenburgneft).

In the Yamal Nenets Autonomous District, the Achimov formation (depth of occurrence – 3,700 meters, pressure over 600 Atmospheres) is gradually replacing the gas-containing Cenomanian and Valanginian formations, which had been developed initially since the early 1960s as upper-occurring and easy accessible. According to Rospan International’s Drilling Operations Dept. director Renat

40

Елена Жук

В

1997 году на базе управлений буровых работ добывающих предприятий «Газпрома» была создана компания «Газпром бурение», а 14 лет спустя буровой сервис газовой монополии отправился в свободное рыночное плавание. Согласно сформированной на 2011 год стратегии «Газпром бурения», перед сервисной компанией была поставлена задача – диверсифицировать заказы на 40% в течение трех лет. Как рассказал журналистам в середине ноября член совета директоров, заместитель генерального директора ООО «Газпром бурение» по стратегическому развитию Дамир Валеев, в течение 2,5 лет компании удалось увеличить диверсификацию с 1% в 2011 году до 59% физических объемов в 2014 году. «Только в районе Уренгоя у нас 12 заказчиков», – отметил Валеев. Предприятиями крупнейшего из пяти филиалов компании, «Уренгой бурение» (в этом году отмечает 35-летие), пробурены практически все скважины, эксплуатируемые ОАО «Газпром» в ЯНАО, на сегодня филиал – крупнейшее буровое предприятие на Ямале. Не удивительно, что к услугам «Газпром бурения» обратилось и дочернее общество «Роснефти», ЗАО «Роспан Интернешнл», недавно приступившее к освоению ачимовских отложений на Новоуренгойском месторождении (для «Роснефти» «Газпром бурение» также выполняет работы в ОАО «ВЧНГ» и ОАО «Оренбургнефть»). В ЯНАО «ачимовка» (глубина залегания – 3 700 м, давление – более 600 атмосфер) сегодня постепенно приходит на смену газосодержащим сеноманской и валанжинской свитам, которые разрабатывали, в первую очередь, как более высокозалегающие и легкодоступные с начала 1960х годов. Как рассказал директор департамента организации Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

Khusaenov, the third of seven wells on well pad 1-02 is currently being drilled at the Novo-Urengoi license block. In order to develop Achimov deposits Rospan International successfully applies such technologies as casing drilling, logging-while-drilling and cementing of the casing pipe with foam cement. Gazprom Burenie is drilling complex S-shaped wells here using BU 6000/400 EK-BMCh drilling rigs manufactured by Russia’s Uralmash. All in all, Gazprom Burenie operates five drilling rigs at Rospan, including four Uralmash-made rigs and one Bentec rig assembled at the company’s plant in Tyumen.

Technological services in this project are chiefly provided by Western firms, which is typical of Russia. According to Valeyev, while Russian drilling contractors control 95 percent of the national drilling market, domestic service companies hold only 50 percent of the petroleum industry’s technological services market. “The most challenging fields for domestic service providers include telemetry and logging-while-drilling. The technology of extended reach drilling with rotary steerable assemblies is weakly developed here. I haven’t seen domestically-produced assemblies yet, though Russian manufacturers do work on this issue,” Valeyev told OGE. For Gazprom Burenie itself, according to Valeyev, telemetry is not a burning issue. The company’s technological subsidiary, Horizontal Drilling Center, which provides around 90 percent of services for directional drilling at Gazprom fields, possesses all the necessary equipment. In directional wells’ construction the company uses imported telemetry systems with a Sperry Sun (Halliburton) hydraulic communication channel and TEMS-48 domestic telemetry systems with an electromagnetic communication channel, and also 6 ¾ FEWD and 4 ¾ FEWD telemetry systems for resistivity survey and gamma-ray logging.

Drillers Ahead of Schedule Another important geotechnical engineering component, until recently provided predominantly by Western service companies, is the oil-based drilling mud supplied mostly by M-I SWACO (a Schlumberger company). These muds are used in another project where Gazprom Burenie is the contractor, the construction of producer wells at the Termokarstovoye field for Terneftegaz, the joint venture

БУРЕНИЕ буровых работ ЗАО «Роспан Интернешнл» Ренат Хусаенов, на Новоуренгойском лицензионном участке в настоящее время ведется бурение третьей из семи скважин куста 1-02. Для разработки запасов ачимовских отложений «Роспан Интернешнл» успешно применяет такие технологии, как бурение на обсадной колонне, каротаж в процессе бурения и укрепление обсадной трубы пеноцементом. «Газпром бурение» здесь выполняет бурение сложных s-образных скважин с применением БУ 6000/400 ЭК-БМЧ производства завода «Уралмаш». Всего в «Роспане» работает пять установок «Газпром бурения»: четыре из них – производства «Уралмаш», одна – Bentec, собранная на заводе компании в Тюмени. Технологический сервис в этом проекте «Роспан Интернешнл» осуществляют преимущественно западные компании. Это достаточно характерная для России ситуация. По словам Валеева, если российским буровым подрядчикам в стране принадлежит 95% рынка, то в области технологического сервиса – только около 50%. «Самые сложные для освоения отечественным сервисом направления – телеметрия и геофизика в процессе бурения. Слабо развита технология бурения скважин с большим отходом от вертикали, где используются роторные управляемые компоновки. Пока не видел таких компоновок российского производства, хотя над их созданием работают», – рассказал Валеев НГЕ. Для самого же «Газпром бурения», по словам Валеева, телеметрия не является «больным вопросом». Технологическая дочка компании «Центр горизонтального бурения» (ЦГБ), которая оказывает около 90% услуг по наклонно-направленному бурению на объектах «Газпрома», располагает необходимым для этого оборудованием. Строительство наклонно-направленных скважин ведется с использованием импортных телесистем с гидравлическим каналом связи Sperry Sun (производства Halliburton) и отечественных телесистем ТЭМС-48 с электромагнитным каналом связи, а также телесистем 6 ¾ FEWD и 4 ¾ FEWD для проведения резистивиметрии и гамма-каротажа.

Буровики опережают график

Еще одно технологическое направление, до недавнего времени являвшееся прерогативой западных компаний – буровые растворы на углеводородной основе (РУО), в основном, поставляемые M-I SWACO (Schlumberger). В частности, они применяYamal Nenets ются в другом проекте, где Autonomous District в качестве подрядчика учаЯмало-Ненецкий АО ствует «Газпром бурение», при строительстве эксплуатационных скважин на Термокарстовом месторождении в ЗАО «Тернефтегаз» ● Gazprom Burenie's key (ОАО «НОВАТЭК», 51%, и fields: Bovanenkovskoye, Total, 49%).

Termokarstovoye, Urengoi Одна из основных ● Основные месторождения сложностей бурения на в ЯНАО, на которых Термокарстовом месторожработает «Газпром дении заключается в том, бурение»: Бованенковское, что над юрскими отложеТермокарстовое, Уренгойское ниями расположены нестабильные разбухающие глины – янастановская

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#12 /1 December 2014 / January 2015

PHOTO: BORIS VELIKOV / ФОТО: БОРИС ВЕЛИКОВ

DRILLING

●

Заместитель гендиректора ООО «Газпром бурение» по стратегическому развитию Дамир Валеев беседует с журналистами в ходе недавней поездки на месторождения в ЯНАО ● Gazprom Burenie deputy general director for strategic development Damir Valeyev talks to journalists during the recent trip to fields in the Yamal Nenets Autonomous District

свита. К примеру, пробурить 173-ю скважину на месторождении в 2008 году, не удалось – в глинах постоянно прихватывало инструмент, неоднократно случались аварии. Для бурения 206-й оценочной скважины в 2010 году потребовалось 140 дней. Сейчас «Газпром бурение» справляется с бурением одной скважины на Термокарстовом месторождении за 42 дня, опережая намеченный график выполнения (изначально в проекте было заложено 62 дня на одну скважину). В настоящее время ведется бурение 19-й из 21 скважин, предусмотренных условиями договора, и подрядчик рассчитывает завершить работы на полгода раньше срока. По словам главного инженера проекта «Термокарстовое» Алексея Наделяева, значительное сокращение сроков реализации проекта достигнуто за счет высокой скорости бурения. Согласно проекту, здесь строятся уникальные для сложных условий горизонтальные скважины длиной по стволу более 5 200 м с отходом от вертикали до 3 600 м с длиной горизонтального участка более 1 500 м. В проекте применены две буровые установки Bentec HR-5000 AS-CS эшелонного типа, оснащенные четырехступенчатой системой очистки и компьютеризиро-ванной системой контроля бурения. Услуги по осушке раствора в проекте ранее предоставляла компания Halliburton, у которой «Газпром бурение» купило необходимое оборудование под проект, и теперь самостоятельно осуществляет весь процесс по осушке бурового шлама.

of NOVATEK (owns 51 percent in the JV) and Total, which holds the remaining 49 percent.

One of the main difficulties in terms of drilling at Termokarstovoye field is that above the Jurassic sediments there lie unstable swelling clays – the Yanastanov formation. For example, they failed to drill well #173 at this field Основная задача – повышение in 2008 due to continued drilling tool sticking, and mul- эффективности tiple accidents took place. It took 140 days to drill appraisal well #206 in 2010. Now Gazprom Burenie drills one well at На момент проведения тендера на поставку буроthe Termokarstovoye field in 42 days overtaking the proj- вых растворов на углеводородной основе (РУО), российect schedule, which originally allocated 62 days per well. ской продукции требуемого качества не было. Сегодня Presently, the 19th well is being drilled of 21 stipulated такие растворы выпускает и осуществляет сервисное by the contract, and the contractor plans to complete the сопровождение предприятия, входящие в Группу компаoperations six months ahead of schedule. ний «Национальный буровой сервис» (НБС), ЗАО НПО High drilling speed Полицелл и ООО «Сервисный made it possible to signifiЦентр СБМ».

Today, Gazprom Burenie drills one well at the cantly reduce project execuТехнологический серTermokarstovoye field in 42 days, overtaking the tion time, Termokarstovoye вис в области цементироproject schedule, which had originally allocated 62 project chief engineer Alexei вания и буровых растворов Nadelyaev said. According «Газпром бурение» предложиdays per well. to project design, horizonло в рамках нового тендера Сейчас «Газпром бурение» бурит одну скважину на строительство скважин на tal wells that are being conна Термокарстовом месторождении за 42 дня, structed here are unique for Приразломном месторождеcomplex conditions, their нии в Печорском море, где опережая намеченный график на 20 дней. borehole length exceeds компания является генпо5,200 meters with extended дрядчиком. При строительreach up to 3,600 meters and the horizontal section runs стве текущих скважин используется технологический серover 1,500 meters. Two Bentec HR-5000 AS-CS cluster drill- вис западных компании, вместе с тем, искать альтернативу ing rigs are used in the project. They’re equipped with the вынуждает введение секторальных санкций ЕС и США на four-stage mud treatment system and a computerized sys- оказание услуг в арктических проектах. tem for drilling control. Если в предыдущие три года «Газпром бурение» сделаDrilling fluid drying was previously performed by ло резкий скачок по расширению бизнеса, то сейчас в комHalliburton from which Gazprom Burenie purchased all пании намерены сделать акцент на повышение качества. necessary equipment for the project and now indepen- Основная задача компании на ближайшие два года – сокраdently performs the whole process of the mud cuttings щение затрат, повышение эффективности, в том числе за drying. счет ускорения сроков строительства скважин, применения новых технологий, эффективного управления и оптимизации производства.

Efficiency Improvement Is Main Task Как рассказал Валеев НГЕ, в планах «Газпром буреAt the time when the bidding was conducted for the supply of oil-based mud systems, no Russian products ния» – развитие направления ГРП, создание оборудования

42

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

of required quality were available. Today, such muds are produced and the service support provided by Polycell and Servisny Tsentr SBM companies that are part of the Natsionalny Burovoy Servis (NBS) Group.

Gazprom Burenie provided technological services in the area of cementing and drilling muds in the framework of a new tender for drilling wells at the Prirazlomnoye field in the Pechora Sea, where the company is the general contractor. Currently, Western companies provide technological services for well construction, but EU and U.S. sectoral sanctions on Arctic projects suggest that alternative service providers should be looked for.

Having rapidly expanded its business over the last three years, Gazprom Burenie now intends to focus on quality improvement. The company’s main task in the next two years is to reduce costs, improve efficiency through quicker drilling, application of new technology, efficient management and production optimization.

As Valeyev told OGE, Gazprom Burenie plans to develop hydraulic fracturing, manufacture equipment for this and adjacent areas of operation, such as coiled tubing services, well preparation, development and testing services.

“First of all, imports replacement is necessary; secondly, the market is growing rapidly, and there is great demand from the current customers,” says Valeev about hydraulic fracturing. “I think that we will develop a complete business in two years,” he adds, noting that NBS – the company’s innovations division, which successfully develops drilling muds and gels – will be tasked to produce chemicals for hydraulic fracturing.

To implement its large-scale plans, Gazprom Burenie is renewing its drilling rig fleet through purchase of new drilling rigs and upgrades of the existing ones. Presently, the company’s rig fleet includes 194 units.

Urengoi Burenie alone contracted 42 drilling rigs for 2015. In the Orenburg area, where the company is providing services to Rosneft, Bashneft, Gazprom Neft and Gazprom, 22 drilling rigs are in operation. Exploration drilling with 12 rigs at the Chayandinskoye field is close to completion. Five Gazprom Burenie rigs are used at the technologically complex Astrakhanskoye gas condensate field, where hydrogen sulfide content reaches 26 percent, and carbon dioxide – 16 percent. Some of the company’s rigs are used at the Bovanenkovskoye field and Trebs and Titov fields.

Gazprom Burenie is Russia’s first drilling company pre-qualified by Saudi Aramco; it will enable the company to participate in tenders for well drilling on the territory of Saudi Arabia and, potentially, in other countries of the Persian Gulf.

Over the last three years, Gazprom Burenie has invested 13.5 billion rubles to buy 26 drilling rigs (19 of those manufactured locally, six in China, and one in Germany). According to Valeyev, in case of demand growth linked with the implementation of the Eastern Gas Program, it will be possible to purchase an additional 15 Arctic class drilling rigs.

However, the company’s plans aren’t limited to onshore operations. Since 2011, Gazprom Burenie has been operating as Gazprom Neft Shelf’s general contractor at the Prirazlomnoye oilfield in the Pechora Sea. Two wells have already been drilled at the field. The drilling company plans to develop its offshore activities, including through alliances with leading international offshore contractors. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

БУРЕНИЕ

billion rubles – the amount spent by Gazprom Burenie over the last three years to buy 26 drilling rigs млрд рублей потратило за последние три года ООО «Газпром бурение» на приобретение 26 буровых установок для этого и смежных направлений, таких как колтюбинговый сервис, сервис по подготовке, освоению и испытанию скважин. «Во-первых, есть необходимость импортозамещения, во-вторых, быстро растет рынок, большая потребность у текущих клиентов», – говорит Валеев о ГРП. «Готовый бизнес, думаю, создадим за два года», – добавляет он, отмечая, что создание «химии» для ГРП станет задачей подразделения компании – ООО «НБС», отвечающего за новые разработки, уже успешно справляющегося с созданием буровых растворов и гелей. Для реализации масштабных планов «Газпром бурение» обновляет парк буровых установок, как за счет приобретения новых буровых установок (БУ), так и за счет модернизации имеющихся БУ. На сегодня, общий парк БУ «Газпром бурения» составляет 194 единицы. Только в филиале «Уренгой бурение» на 2015 год законтрактованы 42 установки. В районе Оренбурга, где компания оказывает услуги «Роснефти», «Башнефти», «Газпром нефти» и «Газпрому», работают 22 установки. На Чаяндинском месторождении заканчиваются геологоразведочные работы с использованием 12 буровых установок. В сложных с точки зрения техники и технологии условий – на Астраханском газоконденсатном месторождении, где содержание сероводорода достигает 26%, а углекислоты – 16% – применяются пять установок «Газпром бурения». Часть буровых станков флота используется на Бованенковском месторождении и месторождениях им. Требса и Титова. «Газпром бурение» первой из российских буровых компаний прошла предквалификацию в Saudi Aramco, что позволит ей принимать участие в тендерах по строительству скважин на территории Саудовской Аравии и, потенциально, в других странах Персидского залива. За последние три года компания инвестировала 13,5 млрд рублей в покупку 26 буровых установок (19 – производства РФ, 6 – Китай, 1 – Германия). По словам Валеева, в случае роста потребности в связи с развитием Восточной газовой программы, возможна покупка еще 15 буровых установок арктического типа. Однако работами на суше планы компании не ограничиваются. С 2011 года, «Газпром бурение» работает в качестве генерального подрядчика по строительству скважин на Приразломном нефтяном месторождении в Печорском море, где заказчик «Газпром нефть шельф». На месторождении пробурены 2 скважины. Буровая компания планирует развивать шельфовое направление, в том числе за счет создания альянсов с ведущими международными шельфовыми подрядчиками.

43

VALVES

The Long Journey Home Russian valve manufacturers ready to replace imports, wait for customers’ initiative

Долгая дорога домой

Elena Zhuk

I

n a response to EU and U.S. sanctions, banning imports of high-technology Western equipment for a number of areas of the Russian oil and gas sector, Russia’s Trade and Industry Ministry and Energy Ministrydeveloped a program for imports replacement. On Oct. 14, the ministries submitted the program to the government. Counting in the so-called concealed imports by Russian subsidiaries of foreign companies, the share of imported equipment and technologies reaches 80 percent, and in certain projects it can top 90 percent, RBC Daily newspaper reported citing the two ministries’ program.

The share of imports in the pipeline valves sector is lower than in the oil and gas industry on the whole, and according to the Scientific & Industrial Valve Manufacturers Association (NPAA), at present it stands approximately at 55 percent. “Until 2010, the valves market had been growing approximately by 13-15 percent a year. But this growth took place mostly on account of imports. Domestically, the monetary volume of the market was growing, while its physical size remained virtually the same, staying within the range of 23-25 million product units per annum,” NPAA executive director Ivan Ter-Mateosyants told OGE. Тhe tendency to reduce utilization rates at Russian valve manufacturing plants began in 2012, and picked up pace in 2013. Before this happened utilization rates were rather high, close to 75 percent. “In my opinion, this has to do with large amounts of funds that had

44

PHOTO / ФОТО: TRINITYCONSULTANTS.COM

Российские арматуростроители готовы к замещению импорта, но ждут инициативы от заказчиков

Елена Жук

О

тветом на санкции Европы и США, предполагающие запрет на ввоз высокотехнологичного оборудования западного производства для ряда направлений российского нефтегазового комплекса, стала разработанная Минпромторгом и Минэнерго программа импортозамещения. Ведомства представили ее в правительство 14 октября. С учетом скрытого импорта при оказании услуг российскими «дочками» зарубежных компаний доля импортного оборудования и технологий достигает 80%, а по отдельным проектам может превышать 90%, говорится в документе, отмечает газета РБК. Доля импорта в сегменте трубопроводной арматуры ниже, чем по отрасли в целом, и по данным Научнопромышленной ассоциации арматуростроителей (НПАА) сегодня составляет около 55%. «До 2010 года рынок рос ежегодно процентов на 13-15%. Но рост шел в основном за счет импорта. В отечественной части увеличился стоимостной объем, а натуральный объем остался практически неизменным, в пределах 23-25 млн единиц продукции в год», – рассказал НГЕ исполнительный директор НПАА Иван Тер-Матеосянц. В 2012 году наметилась, а в 2013-м проявилась более отчетливо тенденция снижения загрузки мощностей российских арматуростроительных предприятий. До этого уровень загрузки был довольно высок, около 75%. «По моему мнению, снижение связано с тем, что большие средства были “оттянуты” подготовкой Олимпиады. В отрасли Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

АРМАТУРА

been diverted to preparation of the [Sochi рассчитывали, что после ее проведения все Winter] Olympics. The sector was hoping вернется на круги своя и начнется подъем, that after the Olympics things would go но в связи с ситуацией на Украине подъема back to the way they were and the valves не произошло, а продолжилось падение, market would start to surge again, but due хотя его темпы снизились. По текущему to the situation in Ukraine there was no году итоги пока не подводились¸ но по эксboost and the decline continued, though пертным ощущения снижение составляет at a slower pace. In terms of results, we 3-5%», – говорит Тер-Матеосянц. haven’t wrapped up 2014 yet¸ but accordПока мощности российских произвоing to experts’ expectations, the decline дителей простаивали, арматура освоенной will range from 3 to 5 percent,” said Terими номенклатуры ввозилась из-за рубежа.

Mateosyants. Несмотря на взятый курс на импортозамеWhile Russian manufacturing faciliщение, в ближайшее время ситуация с закаties stood idle, foreign producers took зами от крупных нефтегазодобывающих advantage to fill the gap. Despite the компаний вряд ли изменится, считает Терadopted policy to step up imports replaceМатеосянц. «Идет сокращение инвестпроment, the outlook more or less remains the грамм, о них уже заявили ключевые наши same as major oil and gas producers hardly ● NPAA executive director Ivan Terпотребители, “Роснефть”, “Транснефть” и intend to change their buying habits in the Mateosyants “Газпром”. В связи с санкциями зарубежnear future, thinks Ter-Mateosyants. “Our ● Исполнительный директор НПАА ные финансы для них стали недоступны, key customers such as Rosneft, Transneft Иван Тер-Матеосянц соответственно, мы эти деньги не получим and Gazprom have already announced cutопосредованно», – говорит он. backs in their investment programs. Foreign financing is no longer accessible due to the sanctions, and we’ll not be get- Ставка на российского производителя ting this money indirectly,” he said. Но дело не только в сокращении финансирования. По мнению участников отрасли, сложности для российских производителей создает недостаток информации о требуBetting on Domestic Valve Producers However, slashed financing isn’t the only matter of емой продукции со стороны заказчиков, низкая степень concern here. Market players maintain that for the Russian прозрачности закупок. «Сейчас с российскими производителями продолжают valve manufacturers the main problem is the lack of information from customers regarding their needs, as well as the разговаривать с позиции “через прилавок”: “Вы сделайте, а мы посмотрим, купить или не купить”. Никто не будет lack of transparence in purchasing deals.

“Today, customers keep talking to Russian manufac- рисковать, нести затраты на таких условиях. Хотя, вопрос turers in the “over the counter” manner: “You make your финансирования стоит на втором месте. На первом же – product first, and we’ll then decide whether to buy it or вопрос гарантированного или хотя бы прогнозируемого not.” No one is going to take a risk and bear the costs on сбыта», – говорит Тер-Матеосянц. По его мнению, заказsuch terms. However, the financing issue is the second чики должны отобрать пул производителей и заключить с most important issue. The top issue, though, is the guar- ними долгосрочные контракты. Так работает и ExxonMobil, anteed sale or at least forecast sale,” says Ter-Mateosyants. и Shell, и Total. Создаются рабочие группы, куда входят In his opinion, customers should select a pool of manu- машиностроительные компании, вырабатывается согласоfacturers and sign long-term contracts with them. This is ванная стратегия развития, подготавливаются технические how ExxonMobil, Shell and Total operate. Working groups требования к продукции, определяются объемы и сроки are set up, including machine-building companies. These необходимых НИР, источники их финансирования. На недостаток взаимодействия с заказчиками сетуgroups adopt development strategy, prepare product specifications, determine the scope and time of research and ет и Михаил Плясунов, коммерческий директор санктпетербургского предприятия «Армалит-1», стоявшего у design work, and finance sources.

Mikhail Plyasunov, commercial director of Armalit-1, истоков российского арматуростроения. «В 90-е годы заказчик “по уши сидел” в проекте, приthe St. Petersburg-based company, which was one of the pioneers in Russia’s valve manufacturing, also complains of сутствовал при формировании задания на разработку, – рассказал он. – Сейчас ситуация коренным образом меняlack of interaction with customers.

“In the 1990s, the customers were ‘up to their ears’ ется. Крупные компании или не понимают, что нельзя идти in the project, they were present at the development в будущее на старой элементной базе или им просто лень assignment stage,” he said. “Now the situation is changing заниматься развитием. “Выбить” хоть какую-то инфорradically. Major companies either don’t understand that it’s мацию о том, что нужно разработать, практически невозimpossible to move forward on old programs, or they’re too можно». «Какими бы талантливыми ни были наши конструктоlazy to get involved in development process. It’s virtually impossible obtain any information regarding the products ры, каким бы хорошим оборудованием и технологиями мы ни оснастились за последние годы, без участия заказчика that need to be designed.”

“No matter how talented our designers are, how good в процессе мы ничего не сделаем. Мы не знаем до конца equipment and technology we acquired over the last few условий эксплуатации месторождений, добычи и прочих years, we can’t do anything without customers’ participa- факторов. Хорошие разработки могут быть только в симбиtion in the process. We have no full knowledge of condi- озе», – добавляет он. По мнению президента «Союза производителей tions our products will be used in and alike. Good design нефтегазового оборудования» Александра Романихина work can be done only jointly,” adds Plyasunov. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

#12 /1 December 2014 / January 2015

VALVES Fig. 1 Pipeline Valves manufacturing in Russia (figures in millions of U.S. dollars) Рис. 1 Динамика производства трубопроводной арматуры в России, млн $ SOURCE: NPAA / ИСТОЧНИК: НПАА

● ●

необходимо вернуться к опыту 1990-х годов, когда Минэнерго получало информацию о поставках, в том числе и импортного оборудования, от крупных компаний, и эта информация не считалась коммерческой тайной. «Сейчас о закупках “Транснефти” я узнаю из пресс-релизов компаний-поставщиков. Государственная компания “Транснефть” не обнародует свои закупки, мы получаем информацию о них опосредованно, потому что западные поставщики традиционно более открыты», – говорит он. По мнению Романихина, среди российских грандов наиболее эффективная и открытая система закупок – у «Газпром нефти», ранее была у ТНК-BP.

Сохранение уровня качества

According to Union of Oil & Gas Equipment Manufacturers President Alexander Romanikhin, it’s necessary to refer to the experience of the 1990s, when Russia’s Energy Ministry received information on supplies–including foreign equipment–from major companies, and it wasn’t considered a commercial secret. “Now I learn about Transneft’s purchases from its suppliers’ press releases. The state-owned company Transneft doesn’t release information on its purchases, and we receive it indirectly, as Western suppliers are traditionally more open,” Romanikhin said.

In his opinion, Gazprom Neft has the most efficient and transparent purchasing system among the Russian majors, and previously that title had been held by TNK-BP.

Maintaining Quality Level The lukewarm attitude to Russian manufacturers is often attributed to the fact that customers “got used to good things.” Given the choice, the preference was often given to Western-made equipment, which performed better than domestically produced equipment, as was thought.

“For me and my colleagues in the oil and gas sector it would be more convenient to use Russian valves due to the compatibility of flanges, pipelines, etc.,” Azot company design engineer Leonid Doronin said.

Konstantin Marchenko, head of the Engineering Dept.

At Lengiproneftekhim, which designs oil refining facilities, doesn’t agree that customers prefer Western-made equipment. On the contrary, he says, they often ask for Russian equipment. The only exceptions are electric motor drives and pneumatic drives, adds Marchenko. As a rule, imported equipment is used only in those cases when it’s not possible to use domestic equipment because of the requirements on used materials, design features, high-pressure and hightemperature conditions.

However, even in the electric motor drives sector the situation isn’t hopeless. AUMA Armaturenantriebe GMBH, the Germany-based manufacturer and one of the global leaders in the area of automation systems for pipeline valves control, carries out semi-knocked down assembly of electric motor drives via local subsidiary, PRIVODY AUMA, at its plants in Moscow and Saint Petersburg.

“In compliance with the recommendations and resolutions of the Russian government, our company is

46

Прохладное отношение сегодня к российскому производителю зачастую связывают с тем, что заказчики успели «привыкнуть к хорошему». При наличии выбора предпочтение зачастую отдавалось оборудованию западного производства, как считалось, превосходящему отечественное по многим эксплуатационным характеристикам. «Мне, как и моим коллегам из нефтегазовой отрасли, было бы удобнее использовать арматуру российского производства, исходя из совместимости фланцев, трубопроводов и так далее», – говорит инженер-конструктор ОАО «НАК “Азот”» Леонид Доронин. Константин Марченко, начальник монтажного отдела ООО «Ленгипронефтехим», проектирующего объекты по переработке нефти, не готов подтвердить, что заказчики выбирают оборудование западного производства. Напротив, по его словам, зачастую просят подобрать российское оборудование. Единственное исключение, по его словам, составляют электроприводы и пневмоприводы. Импортное оборудование, как правило, применяется только в случае невозможности применения отечественного оборудования из-за требований к материальному исполнению, конструктивным особенностям, а также в условиях высоких давлений и температур.

● ●

Dmitry Sorin, PRIWODY AUMA Дмитрий Сорин, ООО «ПРИВОДЫ АУМА» Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

АРМАТУРА

Но и в области постаcurrently conductвок электроприводов полоing negotiations with a жение не безвыходное. number of Russian comНемецкая компания AUMA ponents manufacturers Armaturenantriebe GMBH, with the aim to boost один из мировых лидеров в the amount of compoобласти систем автоматизаnents manufactured ции управления трубопроdomestically,” PRIVODY водной арматурой, сегодня AUMA general manager производит крупноузловую Georgy Ponosov said.

The utilization rate at Russian valve сборку электроприводов “Eventually, these steps manufacturing plants before 2012 на предприятиях Москвы и will enable PRIVODY Уровень загрузки российских Санкт-Петербурга в компании AUMA to move to a «ПРИВОДЫ АУМА». completely new level of арматуростроительных предприятий до 2012 года «В соответствии с рекоoperations, manufacturмендациями и решениями ing AUMA electric motor правительства РФ, в настояdrives of German quality щее компания время ведет переговоры с рядом российских in Russia.”

According to Oleg Gavrilov, director of the Field заводов-изготовителей комплектующих, с целью увелиEquipment Dept. at Metso Avtomatizatsiya, the local чить количество произведенных в нашей стране компоbranch of the Finnish company Metso, it was by all means нентов», – комментирует генеральный директор компании necessary to adopt an imports replacement policy even «ПРИВОДЫ АУМА» Георгий Поносов. – В перспективе, эти without any political subplot, because of the significant шаги позволят компании «ПРИВОДЫ АУМА» перейти на lack of balance in the valves sector development caused качественно новый уровень работы, производя в России by large-scale imports. Last year, Russia imported valves электроприводы AUMA с немецким качеством». По мнению Олега Гаврилова, директора подразделеdesigned for use in the oil refining sector whose total worth reached $260 million. Over 50 percent of those ния полевого оборудования ЗАО «Метсо Автоматизация» valves were Western-made. However, as Gavrilov noted, a (филиал финской компании Metso), курс на импортозамеproper imports replacement program should rest on global щение необходимо было взять в любом случае и без полиcooperation. “There should be reasonable balance. Today, тической подоплеки, потому что налицо большой перекос в we need a clear understanding of what we can manufac- развитии отрасли, связанный с большим объемом импорта ture ourselves, and what we can’t. In case of gaps, there are арматуры. Более 50% арматуры, ввезенной в Россию в 2013 manufacturing companies that can fill them and are ready году для нужд нефтеперерабатывающей промышленности, на сумму около $260 млн – западного производства. И все to cooperate despite political turmoil,” he noted.

There are also other gaps in Russian valve manufactur- же, отмечает Гаврилов, нормальная программа импортозаing. For example, domestic manufacturers do not produce мещения лежит в плоскости мировой кооперации. «Должен high parameter valves that are used under high pressure быть разумный баланс. Нам нужно четко в нынешней ситуranging from 100 to 320 Atmospheres, and high tempera- ации понять, что мы можем делать сами, а что нет, но есть компании, которые специализируются на этом и готовы к tures reaching 700 С.

“We use high-pressure valves at our manufacturing сотрудничеству, несмотря на политические катаклизмы», facilities. We have bought the equipment and are installing – отмечает он. Есть в российском арматуростроении и другие «проit together with foreign companies,” said Vladimir Zhilyaev, chief mechanical engineer of the Novourengoy gas chemi- белы». К примеру, не производится арматура высоких параcal plant for polyethylene production, which is currently метров – для применения в условиях большого давления, being built. “In four to six years, we will be needing spare 100-320 атмосфер, и температуры до 700 °С. «У нас на производстве применяется арматура высоparts, but nothing of the kind is manufactured in Russia. I hope that Russian companies will get involved in this busi- кого давления. Сейчас мы закупили оборудование и устаness. Valves are very expensive.” Currently the company навливаем его с инофирмами», – рассказывает Владимир uses valves manufactured by Metso Automation, Samson Жиляев, главный механик находящегося на стадии строительства «Новоуренгойского газохимического комплекса» AG, and BHDT GmbH. “Previously, we didn’t have high-pressure production по производству полиэтилена. «Но через 4-6 лет понадоprocesses in Russia. The maximum pressure in the domes- бятся запасные части, а в России ничего подобного не tic oil refining was 40 Atmospheres. In terms of operating производится. Хотелось бы, чтобы российские компании temperatures (up to 550 С), we had to use equipment of the занялась этим делом. Арматура очень дорогая», – добавляет Ru100 series. In the era of command economy these were он. Сейчас предприятие является потребителем арматуры the parameters used in designing all manufacturing facili- Metso Automation, Samson AG, BHDT GmbH. «Раньше не было технологических процессов на ties,” explains Marchenko.

In his opinion, the complexity of the switch to manu- больших давлениях. Максимальное давление в процесfacturing high parameter valves has to do with certain сах нефтепереработки отечественной промышленности inertia stemming from financial problems, lack of skilled составляло около 40 атмосфер. Применительно к темпеstaff, and the failure to upgrade manufacturing facilities ратурам, с которыми мы работали (до 550 °С) мы уходили в серию Ру100. Под эти параметры создавались все произover longer periods of time.

“We switched to foreign oil refining technologies водственные площадки во времена плановой экономики», with high process parameters only after our government – поясняет Марченко. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

47

#12 /1 December 2014 / January 2015

VALVES ●

Fig. 2 Volumes of Russia's import and export of pipeline valves (figures in millions of U.S. dollars) ● Рис. 2 Динамика импорта/экспорта трубопроводной арматуры, млн $

По его мнению, сложность перехода на производство арматуры с высокими параметрами, заключается в определенной инертности, связанной с финансовыми проблемами, отсутствием квалифицированных кадров, а также с тем, что в течение длительного времени не проводили необходимую модернизацию производства. «На импортные процессы переработки нефти с высокими технологическими параметрами мы перешли только тогда, когда появились требования со стороны российского правительства по соответствию выпускаемого моторного топлива повышенным нормам качества и увеличению глубины переработки нефти. Понадобились более высокие давления и температура, новые технологии и, соответственно, выросли требования к материальному исполнению и конструкции как, арматуры, так и деталей трубопроводов. До введения требований к качеству моторного топлива никто не торопился реконструировать существующие НПЗ», – говорит Марченко. «Наверное, наступил момент, когда отечественному производителю пора посмотреть в эту сторону рынка. Быстро проблему не решить, но в ближайшие 10-15 лет, наверное, можно получить хороший результат», – считает представитель ООО «Ленгипронефтехим».

SOURCE: NPAA / ИСТОЧНИК: НПАА

adopted requirements for motor fuel to comply with higher quality standards and conversion rates. We needed higher pressure and temperature, new technologies and correspondingly, stricter requirements were introduced for construction of both valves and pipeline parts. Prior to the introduction of requirements to produce motor fuel whose quality would be compliant with global standards, nobody rushed to renovate existing oil refineries,” said Marchenko.

“The day has probably arrive when domestic manufacturers should look at this segment of the market. This problem can’t be solved quickly, but within the next 10 to 15 years good results could be achieved,” believes Lengiproneftehim’s representative.

Three-Year Supply Cushion Customers could face most serious problems in deepwater drilling projects, offshore operations, including the Arctic, which have seen bans on equipment supply introduced by EU and the United States as part of the sanctions against Russia.

“Presently, no plants in Russia manufacture pipeline valves for these purposes,” says Ter-Mateosyants. “We’ve got sufficient competence to master the manufacturing process, but there’s no confidence that these products will continue to enjoy demand in the future. That’s why no one is making investments in this field.”

Additional problems are created by the high cost of valves for offshore projects.

“Experience shows that many expensive titaniumalloy valves are used in offshore projects,” Plyasunov said adding that 60 percent of valves manufactured at Armalit-1 are made of titanium. One of the fields the company specializes in is marine pipeline valves.

“A blank costs several million rubles, and a lathe job – 50,000 to 60,000 rubles. If a cutter or a tap gets broken in the product’s casing, the tool’s price is certainly not high.

But you lose 60,000 rubles in labor cost and 2.5 million rubles for the blank which might be supplied in six months at best by the specialist who is able to manufacture it as per requirements. Who would want to get involved in such

48

Запас на три года Наиболее серьезные проблемы у заказчиков могут возникнуть в проектах по глубоководному бурению, работе на шельфе, в том числе арктическом, поставки оборудования по которым из Европы и США теперь запрещены санкциями. «У нас нет предприятий, которые бы сегодня изготавливали трубопроводную арматуру для этих целей, – говорит Тер-Матеосянц. – Есть компетенции, достаточные для освоения, но нет уверенности в завтрашнем дне, в том, что это будет востребовано отраслью. Соответственно, никто не вкладывает в развитие направления». Дополнительные сложности создает высокая стоимость арматуры для шельфовых проектов. «Опыт показывает, что в шельфовых проектах много дорогой титановой арматуры», – говорит Плясунов, отмечая, что 60% арматуры, изготавливаемой на «Армалит-1» – из титана. Одно из направлений специализации предприятия – судовая трубопроводная арматура. «Заготовка стоит несколько миллионов рублей, а токарная операция – 50-60 тыс. рублей. Если сломался резец или метчик в корпусе изделия, цена этого инструмента, конечно, небольшая. Но “улетают” 60 тыс. – это работа и 2,5 млн – это заготовка, которую может поставить в лучшем случае через полгода тот, кто ее в состоянии сделать по нужным требованиям. Кто станет ввязываться в такие проекты?» – поясняет Плясунов. В то же время, он считает, что в силу накопленного опыта у «Армалит-1» могли бы быть значительные перспективы. По мнению Тер-Матеосянца, с импортозамещением трубопроводной арматуры для шельфовых проектов могли бы справиться, в первую очередь, предприятия, которые изготавливают судовую арматуру, это «Армалит-1» в Санкт-Петербурге и «Аскольд» в Арсеньеве (Приморский край). Далее в списке идут производители устьевой арматуры для наземной добычи, которые также могут освоить новые виды продукции с учетом морской среды и низких температур. По словам исполнительного директора НПАА, эти производители, которых можно пересчитать по пальцам, могли бы закрыть все потребноOil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2014 / Январь 2015

projects?” says Plyasunov. At the same time, he believes that Armalit-1’s accumulated experience offers promising perspectives.

According to Ter-Mateosyants, marine valve manufacturers such as Armalit-1 in St. Petersburg and Askold in Arsenyev (Primorsky territory) could cope with the task of replacing imported pipeline valves for offshore projects. Next on the list are the manufacturers of wellhead fittings for onshore oil production that could also master the manufacturing of new products by making appropriate adjustments related to marine environment and low temperatures. According to NPAA executive director, these manufacturers (which can be counted on the fingers of one hand) could fully meet demand for valves in offshore projects. But it will take time, and at present the situation is tough.

“According to expert estimates, the stock of this equipment bought by Russian companies for these purposes will run out in approximately three years. After that it will be worn out and stop functioning properly. I have no idea what can replace it since we are not able to manufacture it ourselves, and the West will not provide it to us,” reasons Ter-Mateosyants.

Alexander Romanikhin completely disagrees with the assumption that market players will manage to find a loophole and purchase Western equipment via third countries.

“The United States attentively monitors the flow of goods which could be delivered via third countries. Exemplary in this sense were the supplies to Iran, and the programs such as “Oil for Food” in Iraq that made third-party supplies virtually impossible,” says Romanikhin. “Imports replacement isn’t stimulated solely by potential job creation, the booster factor that had always existed. Today, stepping up this initiative also has to do with potential problems in key projects.”

When it comes to supply of high tech equipment, one shouldn’t be putting stakes on Chinese manufacturers as

Last year, Russia imported valves designed for use in the oil refining sector whose total worth reached $260 million. Over 50 percent of those valves were made in the West. Более 50% арматуры, ввезенной в Россию в 2013 году для нужд нефтеперерабатывающей промышленности, на сумму около $260 млн – западного производства. they primarily focus on mainstream in-demand products and manufacture them at a pretty high level. “They haven’t mastered the manufacturing of special purpose products for critical sectors yet. They are approximately at the same level as we are. They are able to figure out how to do something, but lack experience and references,” said TerMateosyants.

According to the NPAA executive director, the output of valve products that Russian manufacturers are producing already could grow by 25 to 30 percent, but it will take at least five years to master manufacturing of new types of products. The program adopted by Russia’s Trade and Industry Ministry envisages that imports replacement for most categories of oil and gas equipment will become possible no earlier than 2018-2020. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРМАТУРА

● Experts discuss Russian valve industry prospects at the interdisciplinary session held in Moscow ● Участники московской экспертной сессии «Перспективные направления развития российского арматуростроения для нефтегазового комплекса» обсуждают будущее отрасли

сти шельфовых проектов. Но на это нужно время, а пока ситуация сложная. «По экспертным оценкам, того, что российские нефтегазовые компании закупили впрок для этих целей, хватит года на три. К тому времени оборудование износится, перестанет выполнять свои функции. И чем его планируют через три года заместить, мне непонятно, потому что делать такое оборудование мы не умеем, а с запада нам его не дадут», – говорит Тер-Матеосянц. С предположением, что участникам рынка удастся найти лазейку и закупать западное оборудование через третьи страны, категорически не согласен Александр Романихин. «США весьма внимательно отслеживают те виды изделий, которые могут поступать через третьи страны. Мы это видели на примерах поставок в Иран, программ «Нефть в обмен на продовольствие» в Ираке, когда поставки было практически невозможны, – говорит Романихин. – Стимулом к импортозамещению является не только создание рабочих мест, фактор, который существовал всегда. Сегодня активизация связана с возможными проблемами в ключевых проектах». Вряд ли стоит надеяться в поставках выскотехнологичного оборудования на китайских производителей, поскольку, в первую очередь, они осваивают ширпотреб и делают его на достаточно высоком уровне. «Продукцию специального назначения для ответственных участков они еще не научились делать. Они находятся примерно в таком же положении, как и мы. Представляют, как это сделать, но опыта и референций нет», – говорит Тер-Матеосянц. По мнению исполнительного директора НПАА по тем позициям, которые российские производители уже освоили, есть все необходимое для наращивания объемов производства на 20-30%, а для освоения новых видов продукции потребуется не менее пяти лет. Импортозамещение по большинству категорий нефтегазового оборудования станет возможным не ранее 2018-2020 годов, отмечается в программе, подготовленной Минпромторгом.

49

STATISTICS | СТАТИСТИКА

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

November / Ноябрь 2013

November / Ноябрь 2014

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

43.44 23.04 19.11 23.00

43.49 24.59 18.14 24.38

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 0.1 +6.7 -5.1 +6.0

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

November / Ноябрь 2013

November / Ноябрь 2014

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

3.246 5.95 6.37 0.82

3.19 6.48 6.95 0.75

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -1.3 +9.0 +9.1 -8.1

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of November 2014* Количество буровых установок в мире, ноябрь 2014 года*

World total | Всего в мире 3,670

Europe | Европа 149 Canada | Канада 421

USA | США 1,925

Middle East | Ближний Восток 403

Africa | Африка 142 Latin America | Латинская Америка 375

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 255 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

50

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

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

Стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений средней стадии катагенеза Владимир Мосин, Aлександр Меденцев, M-I SWACO

П

рирода неустойчивости глин определяется соотношением двух основных групп факторов – напряжениями в прискважинной зоне после разбуривания массива горной породы и прочностью самой породы. Эти две группы факторов находятся в тесном взаимодействии. Если кольцевые напряжения превышают прочность породы, то она начинает разрушаться. Причем в большинстве случаев, когда нестабильность ствола проявляется уже в процессе бурения, прочность глинистой породы оказывается меньше кольцевых напряжений чисто по литогенетической причине. Вместе с тем нельзя сбрасывать со счетов и фактор влияния бурового раствора на механические свойства глинистых пород, особенно для глин среднего катагенеза. Для растворов на водной основе общей причиной неустойчивости глинистых пород можно считать проникновение в них воды и изменение вследствие этого статуса породы в пласте. Но это в общем, а в деталях процесс воздействия воды на глины зависит также, как и само состояние глины от стадии литогенеза. Глины в процессе литогенеза проходят три стадии удаления воды1: ● Удаление свободной воды при геостатическом уплотнении к концу этапа диагенеза. ● Удаление слабосвязанной воды (осмотической и капиллярной). ● Удаление адсорбционно-связанной воды при температурах более 65-70 °С. ●

В соответствии с этими стадиями примерно действует и вода при ее поступлении из раствора в глинистую породу. Необходимо помнить и учитывать факт низкой проницаемости глин , причем практически на всех стадиях литогенеза (табл. 1). На стадии диагенеза проникновение воды в небольших количествах в глины мало что меняет по существу, так как глины сами по себе содержат достаточно большие количества воды (табл. 1). За время бурения ощутимые количества воды вряд ли способны проникнуть в сильно увлажненные глины и вызвать их изменения. При длительном воздействии воды на эти глины, например, после крепления ствола обсадной колонной в результате перетоков возможно уже их высокое обводнение и, соответственно, изменение механических свойств с последующим течением (например, люлинворские глины на Самотлоре). На стадии раннего катагенеза уже практически не остается свободной воды в глинах, а лишь осмотически (физически) связанная1. Присутствие этой категории воды связано с существованием вокруг глинистых частиц диффузного слоя ионов. Осмотически связанная вода образует как бы оболочки вокруг частиц глины. Обладая при этом повышенной вязкостью по сравнению со свободной водой, с одной стороны, осмотическая вода затрудняет отжатие воды в процессе геостатического уплотнения, а с другой (с учетом очень низких проницаемостей на этом этапе и особенностей

физически связанной воды) затрудняет и обратное проникновение воды из раствора. Вместе с тем, содержание воды остается в целом достаточно высоким и проникновение воды в эти глины в небольших количествах мало изменяет ситуацию. Кроме того, увеличение воды в глине на этой стадии литогенеза не меняет сущность контактов между частицами: они как были коагуляционными, так ими и остаются. При длительном контакте с РВО такой глины (несколько недель, как правило) можно ожидать уменьшения их механических свойств и, соответственно, нарушения ствола. Однако, при правильно выбранной плотности раствора процесс этот сильно замедляется и растягивается во времени и практически не ощутим для стабильности ствола. На стадии среднего катагенеза начинается удаление адсорбционно связанной воды. С одной стороны, это приводит к образованию метастабильных переходных контактов, чувствительных к попаданию воды2. С другой стороны, удаление адсорбционной воды приводит к повышению проницаемости (и также за счет роста микротрещиноватости), что в свою очередь облегчает обратный процесс – попадание в глину воды из раствора. И хотя все равно это сравнительно небольшие ее количества, но относительно содержания воды в самой породе это уже довольно много. Даже если отвлечься от разного механизма действия проникшей воды на

Табл. 1 Роль воды в прочности глинистых пород при их гидратации из бурового раствора Стадии литогенеза

Контакты между структурными единицами

Изменение вида контакта при гидратации

Состояние воды в в глинистой породе

Содержание воды, об%

Проницаемость, мД

Уровень влажности

Диагенез

Дальний и ближний коагуляционные

Без изменения

Свободная

От 85 до 30

От 2 до 0,001

От W>WT до W<WT

Ранний катагенез

Ближний коагуляционный и переходный

В основном без изменения

Свободная и осмотическая (слабосвязанная)

От 30 до 10

От 0,001 до 0,00001

От W<WT до W>WP

Средний катагенез

Переходный и фазовый

Переходный до коагуляционного

Адсорбционносвязанная

От 10 до 3

От 0,00001 до 0,01

От W>WP до W>Wmg

Поздний катагенез

Фазовый

Без изменения

Адсорбционносвязанная

От 3 до 1

От 0.01 до 0,001

W<Wmg

WT – влажность текучести WP – влажность нижнего предела пластичности Wmg – максимальная гигроскопическая влажность –

52

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Рис. 1 Зависимость времени проработок, коммерческой скорости на Приобском месторождении от величины отходы скважины от вертикали, м

глины, видна большая разница в воздействии воды на глины разных стадий литогенеза. Ключевые для устойчивости особенности стадии среднего катагенеза следующие1: ● Удаление адсорбционно-связанной воды при температурах более 65-70 °С вследствие ее постепенного перехода в свободную. Это способствует увеличению прочности и хрупкости породы и развитию микротрещиноватости. ● Затрудненное геостатическое уплотнение. Такой режим начинается в конце раннего катагенеза и присущ всему среднему этапу благодаря появлению контактов переходного и фазового типа, обладающих более высокой прочностью и тормозящих по этой причине уплотнение. Минимальная пористость в конце стадии – 4-12%. ● Важная особенность пород на стадии среднего катагенеза (когда переходные контакты особенно развиты) – высокая их способность к набуханию при увлажнении и отсутствие противостоящего этому процессу внешнего сжимающего напряжения. Отличительной особенностью переходных контактов является их метастабильность по отношению к воде, т.е. способность набухать и увеличивать напряжения в породе. К стадии среднего катагенеза относятся практически все глинистые покрышки в Западной Сибири, начиная примерно с глубины 2 000 м. Первый (сверху вниз по глубине залегания) представитель покрышек среднего катагенеза – это кошайская глинистая пачка (апт). Особенно характерна ее неустойчивость для месторождений западной части Широтного Приобья: Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Приобского, Талинского, Рогожниковского и других. В меньшей степени неустойчивость пачки проявляется в восточной части Широтного Приобья (Самотлор и др), что связано с ее небольшой мощностью и меньшей глубиной залегания (1 600-1 700 м). Последнее определяет меньший процент содержания переходных контактов между частицами и видимо несколько меньшую чувствительность к воде и одновременно большее влияние забойного давления и его колебаний на устойчивость этих глин. На Приобском месторождении при бурении наклонно-направленных скважин с отходами до 1 500-1 600 м с использованием пресных полимер-глинистых растворов до 2002 года неустойчивость кошайской пачки хотя и проявлялась, но не приводила к сильному снижению технико-экономических показателей бурения. Ситуация кардинально изменилась, когда при переходе в пойменную часть реки Обь возникла потребность в бурении скважин с отходами 1 500-2 500 м. Это привело к увеличению протяженности кошайской пачки и значительным затруднениям в транспорте как выбуренного, так и осыпавшегося шлама из кошайской пачки (зенитные углы 50-55º). На рис. 1 показано, как изменились коммерческая скорость, время проработок и суммарное время СПО, промывок, проработок и шаблонировок при увеличении отходов скважин от вертикали свыше 1 500 м в 2002-2003 годах. Каждая точка на рис. 1 представляет собой среднее значение из показателей 15-20 скважин. При продолжении наметившихся тенденций можно было предполагать, что при отходах свыше 2 000 м бурение таких скважин вообще станет

невозможным. На рис. 1 показана прямая зависимость (выделена зеленым цветом) снижения коммерческой скорости при прежнем темпе (до 1 500 м). В этом варианте можно было бы рассчитывать на приемлемые коммерческие скорости при отходах свыше 2000 м. Однако в реальности коммерческие скорости из-за роста затрат времени на проработки, промывки и шаблонировки ствола стали резко снижаться. Это заставило пойти оператора на поиски каких-то решений по снижению тяжести проблемы. Было опробовано изменение конструкции скважин с попыткой перекрывать кошайскую пачку промежуточной колонной. Однако это мероприятие (при увеличении диаметра ствола под техническую колонну) еще больше усложнило проблему (в частности, транспорта осыпавшегося шлама). Было пробурено восемь скважин по этой конструкции на пресном полимер-глинистом растворе, и результаты были получены даже хуже, чем по первоначальной конструкции. Решение было найдено путем применения ингибированных растворов. Сначала использовали на 14 скважинах силикатный хлоркалиевый раствор Sildrill, что обеспечило их успешное бурение при средних отходах от вертикали 2 000 м. Однозначно было установлено, что Sildrill обеспечивает полную стабильность глин Алымской свиты и отсутствие затяжек и проработок при бурении интервала кошайской пачки и ниже, за счет чего и был достигнут, собственно выигрыш в коммерческой скорости по сравнению с пресными растворами. Была пробурена скважина с рекордным для Приобского месторождения того времени отходом от вертикали – 2 332 м при времени бурения интервала под эксплуатационную колонну 37 суток. Затем пробурили 22 скважины с использованием более дешевого хлоркалиевого раствора. Результаты представлены в табл. 2. Как видно из таблицы, интервалы незначительных затяжек и проработок наблюдались для ингибированного раствора выше интервала залегания кошайской пачки и приурочены к глинам раннего катагенеза. Причиной их была, вероятнее всего, недостаточная плотность бурового раствора для обеспечения стабильности этих глин. В самой кошайской пачке затяжки и проработки не зафиксированы при использовании ингибированного раствора. Коммерческая скорость при использовании хлоркалиевого раствора была существенно выше, чем при использовании пресного полимер-глинистого раствора. Причем она перестает зависеть от

53

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

●

Табл. 2 Технико-экономические показатели бурения на хлоркалиевом растворе по группам скважин с разными отходами на Приобском месторождении Группа скважин Параметры

Пресный полимер глинистый раствор

Хлор-калиевый раствор, отходы 1 500-1 700 м

Хлор-калиевый раствор, отходы 1 700-2 000 м

Хлор-калиевый раствор, отходы свыше 2 000 м

Хлор-калиевый раствор Среднее

Количество скважин

3

4

7

11

22

Интервал, м

1 270-3 313

1 354-3 275

1 430-3 461

1 500-3 607

1 454-3 500

Время бурения, сут

24,3

17,8

16,3

17,2

17

Мех. скорость, м/час

15

18,6

18,1

19,8

19

Коммерческая скорость, м/ст-м

2736

3667

3887

3821

3814

Время на проработки, час

39,5

18,4

9,3

5,2

10,6

Время на шаблонировки, час

38,1

12,5

9,1

16

13,1

Отход от вертикали, м

1601

1630

1888

2122

1958

Макс. зенитный угол, град

45,5

48,8

52,7

52,6

52

Объем использ. р-ра всего, м3

593

411

373

435,6

412

Объём поглощений, м3

151

46,5

26,5

76,5(87,2)

53

Плотность бур.р-ра, г/см3

1,13-1,21-1,26

1,14-1.22-1,25

1,14-1,23-1,28

1,13-1,2-1,27

1,13-1,21-1,27

Средняя условная вязкость, сек

41,4

46,3

45,7

44,1

45,4

Концентрация КС1, кг/м3

0

74(50-89)

71(63-72)

51(33-64)

63(38-73)

Интервал затяжек (глубина по вертикали)

2065-1734

1693-1368

2030-1954

1972-1814

1921-1743

Зенитные углы в интервале затяжек

43-33

36-45

37-33

43-45

40-42

Плотность раствора, кг/см3

1,21

1,19

1,21

1,21

1,2

Концентрация КС1, кг/м3

0

62

72

44-47

55,4

Интервал проработки (гл. по вертикали)

1794-2084

1256-1522

1590-1806

1777-1898

1581-1763

Зенитные углы в интервале проработки

40-38,5

45-32

50-37

44-40

46-38

Плотность р-ра, г\см3

1,21

1,2

1,22

1,19-1,2

1,2

Концентрация КС1, кг/м3

0

53

64,5

58-63

61

Осложнения

величины отхода скважины от вертикали, что свидетельствует о том, что эта зависимость была связана именно с нестабильностью ствола, а не с проблемами, например, транспорта шлама. Использование хлоркалиевого раствора должно было повлиять, прежде всего, именно на устойчивость глин, что и произошло. В ходе анализа осложнений по отдельным скважинам на себя обращал внимание тот факт, что они часто увязывались с концентрациями хлорида калия в буровом растворе. Например, в скважине 6035 прихват на глубине 1 640 м произошел при концентрации хлорида калия в буровом растворе 11 кг/м3. Такой раствор трудно назвать ингибированным. Во втором стволе по этой скважине концентрация хлорида калия была доведена до нормальной и проблем больше не было. В скважине 5893 концентрация хлорида калия была на уровне 17-24 кг/м3, когда начались осложнения ствола. Все это приводит к мысли, что должна быть связь между

54

концентрацией хлорида калия и ТЭП бурения. На рис. 2 приведена зависимость ТЭП бурения от концентрации хлорида калия. Как видно из рис. 2, действительно имеется довольно тесная зависимость между расходом хлорида калия и коммерческой скоростью и временем на проработки. Из приведенных зависимостей следует, что минимальное содержание хлорида калия в буровом растворе для обеспечения стабильности кошайской пачки должно быть на уровне 50-60 кг/м3, а оптимальное – 75-95 кг/м3. При таких значениях получаются максимальные значения коммерческих скоростей (4 000-5 000 м/ст-мес), минимальные значения времени на проработки и шаблонировки (менее 20 часов), минимальные объемы бурового раствора (менее 400 м3). Как было сказано выше, в восточной части Широтного Приобья нестабильность кошайской пачки проявляется в меньшей степени. Однако, также была выявлена зависимость стабильности кошайской

пачки от типа раствора, в частности – при бурении боковых стволов на Самотлоре. При попытке бурить боковые стволы на пресных инкапсулирующих системах (Оптима) на пласт АВ1 (1-2), выяснилось, что ТЭП бурения получаются существенно хуже, чем на ингибированных Фло-Про НТ (табл. 3). Следующие покрышки среднего катагенеза по глубине залегания на ЗападноСибирской платформе – это глинистые пачки баррем-готерива: быстринская, пимская, ямбургская и другие. Их, в отличие от кошайской пачки, более определенно можно отнести к глинам среднего катагенеза, так как они в процессе литогенеза однозначно прошли температурную границу в 65 ºС и имеют в основном переходные контакты между глинистыми частицами. По этой причине они еще более чувствительны к попаданию воды. В плане нестабильности сильнее всего проявляет себя быстринская пачка (покрышка пласта АС-7 Тянской группы месторождений: Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Рис. 2 Зависимость времени проработок, коммерческой скорости от концентрации КСl в буровом растворе

Мурьяунское, Восточно-Перевальное). Характерной особенностью покрышек среднего катагенеза в отличие от глин раннего катагенеза наряду с повышенной чувствительностью к попаданию воды является их более высокая хрупкость и способность к формированию как в процессе литогенеза, так и при наложении геодинамических нарушений высокой микротрещиноватости и сланцеватости. В связи с этим сильно увеличивается зависимость устойчивости от угла вскрытия. Так как при первичном бурении их вскрытие проводилось, как правило, под небольшими зенитными углами, то их неустойчивость проявлялась достаточно редко и в слабо выраженном виде. Ситуация изме-

нилась кардинально при бурении боковых стволов и горизонтальных скважин, когда покрышки стали вскрываться под большими зенитными углами. Особенно это сказывается в тектонически напряженных зонах, к которым в частности относится Тянская группа месторождений. На Мурьяунском месторождении в 2004-2005 годах было пробурено более 70 боковых стволов (в основном на один пласт АС9), что вполне может быть достаточно для достоверных выводов при анализе бурения. Для бурения БС на этом месторождении использовали хлоркалиевый раствор с содержанием хлорида калия 70 до 120 кг/м3. Сначала, когда углы вскрытия покрышки были примерно до 58º рас-

●

Табл. 3 Технико-экономические показатели бурения наклонно-направленных БС с использованием разных систем бурового раствора на Самотлоре Тип бурового раствора

Оптима пресная

Фло-Про НТ

Интервал бурения, м

1 700-1 991

1 744-1 938

Время бурения, сут

15,3

6,7

Время СПО и шаблонировок, час

79,7

40,9

Время промывок, час

19,7

17,0

Время проработок, час

63,8

14,8

Общее время СПОПП, час

163,2

72,6

Уд. время СПОПП, мин/м

34,0

24,7

Ком. скорость, тыс. .м/ст-мес

555,5

814,5

Отход от вертикали, м

723,8

517,4

Максим.угол в кошайке, º

34,0

19,2

Плотность р-ра, м3

1,13-1,18

1,14-1,17

Содержание хлоридов,кг/м3

2,2-3,3

47,6-55

Интервал кошайки по вертикали, м

1 681,5-1 700,3

1 699,2-1 720,2

Интервал затяжек-посадок (ств)

1 863,3-1 955

Нет

Прихваты

2

0

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

твор обеспечивал стабильность покрышки. Но потом в связи с увеличением отходов проектного забоя от основного ствола и ростом углов начались проблемы с устойчивостью аргиллитов покрышки. Как правило, проработки случались практически сразу после вскрытия быстринской пачки. Причем происходило это при первом же подъеме после вскрытия глинистой пачки. Это является первым неоспоримым свидетельством того, что осложнения не связаны с набуханием (или наоборот, осушением) глин этой пачки, так как на протекание этого процесса требуется значительно более длительное время (как правило, не менее недели). Несмотря на изменение расхода хлорида калия в довольно широком диапазоне (от 70 до 130 кг/м3), не отмечено влияние этого параметра на осложнения. Как правило, концентрации хлорида калия 50-70 кг/м3 в большинстве случаев достаточны для обеспечения ингибирования не очень химически активных глинистых сланцев и дальнейшее увеличение концентрации хлорида калия не ведет к усилению ингибирующего действия. Анализ показал также, что увеличение расхода хлорида калия не приводит и к обратному явлению: уменьшению устойчивости сланцев. Многие специалисты полагают, что иногда рост содержания соли может приводить к осмотическому осушению глинистых сланцев и уменьшению их устойчивости. В данном случае не зафиксировано и этого влияния. В основном вскрытие глинистой покрышки на Мурьяновском месторождении проводилось на плотностях 1,16-1,18 г/см3. (42 ствола из 66), поэтому установить влияние плотности на устойчивость аргиллитов не удалось, хотя вероятнее всего в данном случае, оно является определяющим наряду с ингибированием. Выделяются три области времени проработок в зависимости от угла вскрытия: ● Область до 58°. В этой области максимальное время проработок (вместе с расширкой ствола) не превышало 132 час. ● Область от 58° до 64°. В этой переходной области время проработок колеблется в очень широких пределах – от 44 до 246 час. Т.е эту область можно охарактеризовать как зону неустойчивого влияния угла на глинистую покрышку. ● Область свыше 64°. В этой области нет БС со временем проработок менее 113 час. Показательно в этом плане сравнение по некоторым скважинам первого и второго стволов. Например, первый ствол в скважине 1201 имел следующий профиль в интервале пластов АС4 – АС7: зенитный угол 59-670, азимут – 233-2670. При спуске

55

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

●

Рис. 3 Каверномер по скв. 306-5Б (раствор Poly-Plus с концентрацией KCl 58 кг/м3)

в этом стволе хвостовик остановился на глубине 2629 (т.е. в интервале глинистой покрышки пласта АС7). Несмотря на две нефтяные ванны, освободить его не удалось, да и вряд ли было это возможно. В ходе подготовки ствола скважины к спуску хвостовика было потрачено 177 час (7,1 сут) на проработки, т.е уже это обстоятельство в значительной степени предполагало возможность такой аварии. Второй ствол был пробурен с параметрами в зоне глинистой покрышки: зенитный угол 48-59°, азимут 231-240°. Бурение и спуск хвостовика прошли без осложнений, на проработки был потрачен всего 51 час (2,1 сут). Примерно похожая картина была отмечена в двух стволах скважины 1390. В первом стволе профиль в зоне пластов АС4АС7 был: зенитный угол 51-65°, азимут 48-48°. Во втором стволе профиль в этой же зоне: зенитный угол 57-58°, азимут 39-43°. Бурение второго ствола, проработка и спуск хвостовика прошли без осложнений. На проработку во втором стволе было потрачено всего 33 часа (1,4 сут). Еще одно обстоятельство, которое, собственно и заставило обратить внимание на влияния зенитного угла на время проработок. При бурении боковых стволов на пласт АС10 практически не было проблем с быстринской пачкой. По этим боковым стволам в быстринской пачке не было углов более 60°. Причем в основной своей массе они были даже меньше 58°. Видимо это и стало основной причиной отсутствия осложнений с быстринской пачкой в этих скважинах. Бурение также велось на ингибированных хлоркалиевых растворах, которые при таких углах обеспечили устойчивость покрышки без увеличения плотности. Анализ показал, что устойчивость глинистых сланцев в данном случае, скорее всего, связана в большей степени с определенной их микротрещиноватостью и механической неустойчивостью, из-за чего они начинают осыпаться при углах более 58°. Поэтому определенный эффект могли

56

дать добавки, способствующие залечиванию микротрещин глинистых сланцев, типа сульфированных сафальтенов (Saltex или Asphasol) или полигликолей (Glydrill или ИКГЛИК). В пробуренных боковых стволах на Мурьяунском месторождении лишь в четырех скважинах (на пласт АС9) использовали добавку ИКГЛИК в необходимых концентрациях (22-39 л/м3). И надо отметить, что во всех этих стволах не было осложнений, хотя углы находились в переходной зоне (порядка 60°). В целом же для глинистых покрышек среднего катагенеза следует отметить следующий факт. При бурении боковых стволов покрышки среднего катагенеза вскрываются в наиболее сложных условиях по сравнению с первичным бурением: большие зенитные углы, малые кольцевые зазоры, длительное время нахождения в открытом состоянии. Тем не менее, например, в Сургутском регионе в период с 2002 по 2013 год пробурено более 5 000 боковых стволов с использованием хлоркалиевых буровых растворов. По большинству их никаких осложнений, связанных со стабильностью глинистых покрышек не отмечено, за исключением тектонически осложненных месторождений (Мурьяновское, Восточно-Перевальное, Рогожниковское). Наиболее представительны для Западной Сибири нестабильные покрышки валанжина – чеускинская, покачевская, асомкинская, «шоколадные глины» и другие. Асомкинская глинистая пачка является покрышкой пласта БП12 на Етыпуровском месторождении. Ее кровля располагается на глубинах от 2 358 до 2 458 м. По глубинам ее залегания (но не стратиграфически) аналогами ее являются, например, ямбургская глинистая пачка в Уренгойском районе или быстринская глинистая покрышка для Тянской группы месторождений в Сургутском районе. Первичное бурение на Етыпуровском месторождении скважин с небольшими зенитными углами (до 50°) даже на пресных буровых растворах

не вызывало проблем, тем более что собственно покрышка, как правило, бурилась вертикальным стволом. Скважины, пробуренные на Етыпуровском месторождении на пресных растворах (ПКР и Дриллплекс) при больших углах вскрытия асомкинской пачки (до 86°) даже при плотностях 1,23 г/см3 не обеспечивали стабильность ствола скважины. На силикатных хлоркалиевых растворах удалось бурить эти интервалы уже на плотностях 1,18 г/см3, хотя лучшим вариантом было бы 1,20 г/см3. При бурении горизонтальных скважин 1019Г, 1020Г и 1222Г в 2004 году при бурении глинистой покрышки пласта БП-12(1-2) использовали раствор Sildril (содержание хлорида калия 50-70 кг/м3). Зенитные углы при вскрытии асомкинской покрышки были на уровне 85-86 гр. Применение Sildril позволило пробурить все три скважины без особых проблем в достаточно сжатые (с учетом бурения пилотного ствола, каротажей, установки цементных мостов и зарезки нового ствола) сроки – 21-25 суток. И хотя при СПО в интервале покрышки наблюдались небольшие посадки и затяжки, это не приводило к длительным проработкам ствола. И наконец, самое главное, по данным кавернометрии в скважинах 1019 и 1020 ствол в пробуренных интервалах близок к номинальному – максимальное расширение в нескольких местах лишь до 25-30 мм. Эти результаты можно сравнить с каверномером по скважине 1004 (пресный ПКР), где каверны в интервалах 2483-2503 и 2510-2516 м были более 375 мм при номинале 215,9 мм (далее прибор не измерял). Все это позволяет сделать вывод, что основную свою задачу – предотвратить обвалы и осыпи неустойчивых сланцев Асомкинской глинистой покрышки пласта БП-12 –ингибирующий раствор Sildril выполнил. На хлоркалиевом растворе пришлось использовать раствор плотностью 1,22-1,24 г/см3 и при бурении особых проблем также не возникало. Проблемы начинались, как правиOil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Рис. 4 Каверномер по скв. 301-5Б (раствор Versaclean)

ло, при подъемах в результате снижения забойного давления за счет свабирования. На Юрхаровском месторождении в интервале ЭК благодаря использованию РУО удалось решить проблемы, которые обычно имели место при использовании растворов на водной основе. Самое главное – удалось добиться практически полной стабильности глинистых покрышек среднего катагенеза пластов БУ0-1 и БУ8. В целом обеспечить бурение скважин с большими отходами, что вряд ли было бы возможно при использовании РВО3. Для сравнения на рис. 3 и 4 показаны каверномеры по двум скважинам Юрхаровского месторождения, в которых покрышка пласта БУ1-2 (интервал выделен красным цветом) вскрывалась на хлоркалиевом Поли-Плас с недостаточной концентрациеей хлорида калия и РУО (Версаклин). На пресном растворе бурение таких скважин с большими отходами от вертикали вообще было бы невозможно. В то время как ингибированные растворы и растворы на углеводородной основе на том же Юрхаровском месторождении не решают проблем устойчивости глин раннего катагенеза, применение РУО для бурения покрышек среднего катагенеза практически полностью решило проблему устойчивости ствола. Лишь при отходах от вертикали более 5 000 м понадобился более надежный геомеханический прогноз по плотности. Устойчивость глин раннего катагенеза даже с использованием РУО определяется прежде всего градиентами напряжения нестабильности, т.е чисто геомеханическими факторами. И наоборот, применение РУО для бурения покрышек средней стадии катагенеза ставит одной из основных целей предотвращение именно физико-химической неустойчивости глин, вызванной воздействием воды. Опыт бурения таких покрышек на Юрхаровском месторождении с использованием РУО подтвердил это достаточно убедительно. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Нестабильны при бурении на пресных РВО также надачимовские глины (берриас) и юрские глинистые покрышки. Например опыт бурения марьяновской свиты (волжский ярус) в горизонтальных скважинах на Харампурском месторождении показал их чрезвычайно высокую неустойчивость. Применение ингибирующего раствора Sildril в скважинах 861 и 142 в 2003 году позволило решить эту проблему. Во время СПО ни затяжек, ни посадок не наблюдалось. Крепление ЭК также проходило без проблем. Применение хлоркалиевого раствора в дальнейшем при бурении БС на этом месторождениии со вскрытием марьяновской свиты решало проблему неустойчивости только при использовании дополнительно микрокольматантов типа Асфасол (и то не всегда). И лишь применеие РУО для вскрытия марьяновской свиты в боковых стволах позволило избежать проблему неустойчивости на Харампурском месторождении. В целом по проблеме стабильности покрышек среднего катагенеза, базируясь на опыте бурения на месторождениях Западной Сибири в 2000-2013 годах, можно отметить следующее: ● Глинистые покрышки среднего катагенеза (апт-готерив–волжский ярус) чувствительны к пресным фильтратам бурового раствора и отзывчивы к применению ингибированных буровых растворов (КС1 и Sildril) и РУО. ● В большинстве случаев они не очень чувствительны к плотности бурового раствора и вообще колебаниям забойного давления. Но в случаях повышенной микротрещиноватости и больших зенитных углов эта зависимость усиливается. ● Их осыпание начинается после сравнительно длительного латентного периода, связанного с необходимостью проникновения воды. Только после этого начинается процесс дестабилизации. По этой причине в некоторых случа-

ях (например, Южно-Приобское месторождение) при высоких коммерческих скоростях удается бурить эти покрышки даже на пресных растворах, но при постоянной угрозе осложнений ствола. ● В некоторых случаях их поведение осложнено повышенной трещино-ватостью, связанной с тектонической деятельностью (например, Тянская группа месторождений) или особенностями литогенеза (Ванкор). В этом случае, требуется применение микрокольматирующих добавок типа полигликолей и сульфированных асфальтенов. ● В связи с повышенной хрупкостью (сланцеватостью) таких отложений их устойчивость сильно зависит от угла вскрытия. Как правило, неустойчивость проявляется в резкой форме при углах более 60°. Это закономерность отмечена для быстринской пачки (ВосточноПеревальное, Мурьяунское месторождения), асомкинской (Еты-Пур), баженовской (Марьяновская), кошайской (Самотлор). В одних случаях достаточно использования только ингибирующих растворов для того, чтобы нивелировать эту зависимость, в других – требуется применение микрокольматирующих добавок. Радикальным решением проблем нестабильности ствола при бурении глин среднего катагенеза является применение РУО. Однако и в этом случае требуется учет геомеханического фактора, что и показало применение РУО на Харампурском и Юрхаровском месторождениях. ЦИТИРУЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Монография «Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений», издательство «Наука» (2001), авторы: Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В.

2. «Физико-химические основы современных методов закрепления грунтов» – в книге «Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика». Избранные труды. Издательство «Наука» (1979), стр. 384, автор: Ребиндер П.А.

3. «Устойчивость глин разных стадий литогенеза на Юрхаровском месторождении при бурении скважин на растворах на углеводородной основе», журнал «Бурение и нефть», № 3, 2011, авторы: Арсланбеков А., Севодин Н., Соловьев С., Мосин В., Королев А.

57

PRODUCT SUPPLY

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Optimizing Logistics Support System Оптимизация системы материальнотехнического обеспечения

Vladimir Mitin, director of Ural branch, Oilfield supply division, YE-INTERNATIONAL

T

o improve the quality of services, service companies use new technologies that apply unique advanced equipment. It’s important to minimize equipment downtime at oilfields by performing preventive overhaul at maintenance facilities. Trouble-free equipment operation allows to meet contract deadlines, earning customers’ appreciation.

Equipment maintenance requires a wide range of components and spare parts from various manufacturers. It isn’t economically sound to keep warehouse stock for a long period running several months.

Reducing expenditure on organization of the logistics support is becoming more and more of a pressing issue. Previously it was considered that it’s more beneficial to purchase products from drop-ship distributors (suppliers) of manufacturing companies, and attention was paid mostly to prices. With this arrangement, it’s necessary to sign numerous contracts and keep large numbers of logistics staff since they needed to resolve all issues with suppliers.

Many oilfield service companies optimize their procurement system by working with integrated suppliers who offer extensive stock lists that include maximum amounts of various goods. Foreign companies have a widespread practice of procurement from warehouse companies which supply products by their own catalogue. Warehouse companies maintain their stock which is continuously replenished by manufacturers, and also offer additional services related to delivery of goods.

Several years ago, our company which has a 12-year experience in rendering services to various branches of industry, offered integrated supply of technical products to leading global oilfield service companies operating in Russia.

Today, several dozen foreign and Russian oilfield service companies have already come to appreciate the convenience of ordering technical products by the catalogue of RS Components, an English company of the same name.

Mechanical, electrical and electronic engineers receive the print version of the RS Components catalogue or use its online equivalent available at www.rsrussia.ru.

58

Владимир Митин, директор подразделения по поставкам продукции для нефтегазовой отрасли ЗАО «ЮЕ-ИНТЕРНЕЙШНЛ»

С

ервисные компании для повышения качества оказываемых услуг используют новые технологии с применением уникального современного оборудования. Важно свести к минимуму простои оборудования на месторождении, проводя планово-предупредительный ремонт на базах технического обслуживания. Бесперебойная работа оборудования позволяет выдержать контрактные сроки выполнения работ, что высоко ценят заказчики. Для обслуживания оборудования требуется широкая номенклатура комплектующих и запасных частей различных производителей. Держать складские запасы на длительный многомесячный период экономически не выгодно. Снижение затрат на организацию материально-технического обеспечения (МТО) становится все более актуальной задачей. Считалось, что выгоднее закупать продукцию у прямых дистрибьюторов (поставщиков) предприятий-производителей, и при этом обращалось внимание в основном на цены. При такой организации необходимо заключать большое количество контрактов и содержать большой штат службы МТО, поскольку они должны решать с поставщиком все вопросы. Многие нефтесервисные компании оптимизируют систему закупок, работая с комплексными поставщиками, предлагающими обширную номенклатуру, которая охватывает максимальное количество различных товаров. За рубежом широко распространена практика закупок у складских компаний, поставляющих продукцию по собственному каталогу. Складские компании поддерживают запасы продукции, постоянно пополняемые производителями, а также предлагают дополнительные услуги, связанные с поставкой товаров. Несколько лет назад наша компания, обладающая 12-летним опытом обслуживания предприятий различных отраслей промышленности, предложила комплексные поставки технической продукции для ведущих мировых нефтесервисных компаний, работающих в России. Сегодня несколько десятков зарубежных и российских нефтесервисных компаний уже оценили удобство заказа технической продукции по каталогу RS Components, одноименной английской компании. Механики, электрики, электронщики получают печатную версию каталога RS Components либо пользуются его электронным аналогом на сайте www. rsrussia.ru .

Oil&GasEURASIA

ПОСТАВКИ ПРОДУКЦИИ The whole range of items in the catalogue, which exceeds 550,000 products made by more than 2,500 manufacturers all over the world, is available at all times at the RS Components warehouse.

Any item from the catalogues is available in a minimal amount, and it’s possible to put together a package order, which will be delivered in one parcel to the required address at the required time.

It’s important that the catalogue list of items includes goods complementing each other.

For example, mechanical and electrical engineers will find a wide selection of professional tools; instrumentation; automation, mechanical, pneumatic and hydraulic components; and would also be able to order a wide range of products for maintenance and repair of equipment and devices.

On top of that, there is a wide range of products for equipping workshops and installation sites, and also handling appliances for storage and transportation.

Each item has its individual stock number, both in the catalogue and in the warehouse. Technical specialists need only to put together a list of products indicating their stock numbers and the amount of each item and direct it to the logistics support service.

The catalogue is often used as a technical reference book as well, as each item is accompanied by its photo, brief description and technical specification. If detailed technical information or operations manual are required, one should download an appropriate file from the online catalogue or contact our technical support group. Our specialists’ free technical consultations will help steer selection of necessary equipment in the right direction.

According to comments of technical specialists and our customers’ buying staff, the RS Components catalogue helps reduce time for product selection and order, makes the ordering process easy and convenient, minimizes risks of placing wrong orders, makes it possible to save money and maintain the optimum warehouse stock of components and materials for equipment maintenance and repair.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Вся номенклатура каталога, а это более 550 тыс. товаров, выпускаемых более чем 2,5 тыс. производителей со всего мира, постоянно присутствует на складе RS Components. Любой товар из каталога доступен в минимальном количестве, и можно сформировать комплексный заказ, который будет доставлен в нужный адрес одной посылкой и в нужное время. Важно, что номенклатура каталога содержит взаимно дополняемые и сопутствующие товары. К примеру, механики и электрики найдут в каталоге большой выбор профессионального инструмента, контрольно-измерительных приборов, компонентов автоматики, механики, пневматики и гидравлики, а также могут заказать обширную номенклатуру продукции для ремонта и обслуживания оборудования и приборов. Плюс ко всему имеется широкий выбор оборудования для оснащения мастерских и монтажных площадок, оснастки для хранения, транспортировки. Каждый товар имеет индивидуальный складской номер, как в каталоге, так и на складе. Техническим специалистам необходимо лишь сформировать список продукции со складскими номерами и количеством по позициям и отправить его в службу МТО. Каталог часто используют и в качестве технического справочника, поскольку каждое изделие сопровождается фотографией, кратким описанием и технической спецификацией. Если нужна подробная техническая информация или руководство по эксплуатации, то достаточно скачать соответствующий файл из онлайн-каталога или обратиться в нашу службу технической поддержки. Бесплатные технические консультации специалистов позволяют быстрее сориентироваться в выборе необходимой продукции. По отзывам технических специалистов и закупщиков наших заказчиков, работа с каталогом RS Components в несколько раз сокращает время на поиск и заказ продукции, делает процесс заказа простым и удобным, сводит к минимуму риски ошибочного заказа, позволяет экономить денежные средства и поддерживать оптимальный складской запас комплектующих и материалов для обслуживания и ремонта оборудования.

59

IT SECURITY

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Сrucial Role of Cyber Security in Oil and Gas Industry Кибербезопасность – актуальный вопрос для нефтегазовой отрасли Pramesh Maheshwari, general manager, Lifecycle Solutions and Services - EMEA, Honeywell Process Solutions

T

he cyber security market is growing rapidly, with little indication of slowing down over the coming few years. High profile attacks and malware threats to the oil and gas industry are on the rise and continue to highlight the increasing importance security solutions and tools are playing in the industry regionally.

The infrastructure of IT systems in the oil and gas industry is vast and intricate, some of the most complex in the world. Rapid churn of open systems technologies, which means constant refresh of software and servers, and processes for software such as anti-virus patch deployment has posed increasing risk and the need for IT security experts within the region is clear.

Too often process plants believe that they are secure strictly because they are compliant or follow the letter of regulations. However, malware such as Stuxnet shows that more dangerous threats exist and are prime examples of how facilities that do not tie in a philosophical shift on how they view security can be susceptible to problems. A change in behavior, the willingness to think beyond compliance and accept security as a philosophy, is necessary to implement a truly reliable security program that will ensure organizational support long-term.

What plants need to consider are the risks associated with far more probable (and easily avoidable) threats: inadvertent, non-malicious behavior, which introduces threats to network security. There is a very high likelihood that the majority of companies are going to be hit by this kind of unintentionally negligent behavior several times and long before they are the victims of targeted attacks. It is the average user already at work in trusted situations and locations at a facility that will likely cause an organization to fail to operate reliably. The most common case tends to be the unintentional virus on a laptop, thanks to the honest, but unenlightened, employee who clicks on the wrong page, email or attachment or introduces a USB drive that is affected. Companies are rife with users who circumvent security policy without understanding the repercussions and risks they are introducing.

For an industry that lives and breathes health and safety policies, and places absolute trust in employees to comply with the stringent procedures put in place to save lives, there is still a real need to for oil and gas companies to think about how this importance is transferred to the compliance of its IT. Because more and more, attacks to IT infrastructure can be just as fatal for a company as an employee who forgets to follow protocol before undertaking a day-to-day task.

Yet, many are still content to limit themselves to satisfying the letter of their current regulations or standards. This requires a new mind-set, and companies will quickly recognize that cyber security has an immediate, day-to-day relevance far beyond any unformed threat of cyber terrorism, and their willingness to exempt themselves from compliance will diminish.

60

Прамеш Махешвари, генеральный директор направления решений и услуг по управлению жизненным циклом в регионе EMEA (Европа, Ближний Восток и Африка), Honeywell Process Solutions

Р

ынок решений по обеспечению кибербезопасности активно развивается и темпы его роста вряд ли снизятся в ближайшие годы. Вместе с этим растет риск масштабных хакерских атак и внедрения вредоносного ПО в нефтегазовой отрасли, что привлекает внимание компаний на рынке к важности систем и инструментов безопасности на предприятиях. Для информационных систем в нефтегазовой отрасли используется достаточно обширная и разветвленная инфраструктура. Некоторые системы можно по праву назвать самыми сложными в мире. Растущая популярность технологий на основе открытых систем приводит к необходимости постоянного обновления программ и серверов, а рабочие процессы, связанные с эксплуатацией ПО, например, развертывание обновлений антивирусных программ, повышают уровень риска. Неудивительно, что в регионе так высок спрос на специалистов по информационной безопасности. Довольно часто руководства обрабатывающих предприятий ошибочно полагают, что обезопасили свою систему, если на предприятии соблюдаются требования стандартов и буква закона. Однако, на примере таких вредоносных программ, как Stuxnet, становится очевидно, что существуют и более серьезные угрозы, а компании, которые не готовы полностью изменить подход к обеспечению безопасности, могут столкнуться со значительными трудностями. Чтобы внедрить на предприятии действительно надежную программу обеспечения безопасности, которая будет поддерживать работу организации на протяжении многих лет, необходимо изменить привычные методы и практики, выйти за рамки имеющихся предписаний и вывести концепцию безопасности на уровень основных принципов работы. В первую очередь организации должны обратить особенное внимание на те ситуации, которые, несмотря на то, что их гораздо легче избежать, встречаются все чаще. Речь идет о непредумышленных, незлона-меренных действиях, которые могут привести к нарушениям сетевой безопасности. Действительно, вероятность того, что в компании произойдет несколько сбоев, связанных с невнимательностью или халатностью, гораздо выше, чем риск одной целенаправленной хакерской атаки. И это справедливо для большинства компаний. Сбои в работе организаций чаще всего вызваны действиями рядовых сотрудников, выполняющих стандартные обязанности на своем обычном рабочем месте. Наиболее распространено случайное заражение вирусом из-за того, что добросовестный, но недостаточно информированный сотрудник случайно открыл не ту страницу в браузере, небезопасное электронное письмо или вложение или же подключил к ноутбуку зараженный USB-накопитель. В каждой компании есть немало сотрудников, которые обходят политику безопасности, не понимая, к каким последствиям и рискам могут привести их действия. В нефтегазовой отрасли, где традиционно много внимания уделяется вопросам безопасности и охраны труда, а руководство рассчитывает, что сотрудники будут строго следовать всем правилам и процедурам, до Oil&GasEURASIA

ИНФОРМАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

сих пор не все компании осознают важность соблюдения базовых правил для обеспечения кибербезопасности. Атаки на информационную инфраструктуру становятся все опаснее и могут привести к столь же фатальным последствиям, как и нарушение сотрудником предписанных процедур при выполнении повседневных задач. Однако до сих пор многие ограничиваются лишь формальным соблюдением установленных правил и стандартов. Чтобы исправить ситуацию, нужно изменить образ мыслей. Чем скорее компании поймут, что проблема информационной безопасности непосредственно связана с их повседневной деятельностью и не ограничивается смутными угрозами хакерских атак, тем охотнее они будут соблюдать меры предосторожности в этой сфере. Без обеспечения должного уровня информационной безопас● Solutions by Honeywell offer cyber security vulnerability assessment ности невозможно обеспечить надежность и устойчивость сетей, в ● Решения Honeywell позволяют оценить информационную уязвимость которых работают жизненно необходимые для функционирования объектов предприятия приложения. Понимание этого принципа приведет к осознанию того, насколько важно внедрить на предприятиях базоBy recognizing cyber security’s crucial role in the reliability and robust- вую модель безопасной работы, чтобы повысить надежность рабочих проness of the very networks our critical applications run on, what emerg- цессов и свести к минимуму возможные нарушения. es is the wisdom of implementing a baseline security model across facilities, regardless of industry, to increase the likelihood of safe, reliable oper- Преимущества долгосрочной стратегии ations and minimize potential security incidents. With this emphasis on информационной безопасности Выбор новой концепции безопасности и разработка долгосрочной страsafe, reliable operations of facilities–and the implications of this for environmental regulations–we quickly see how cyber security is destined to тегии по ее внедрению (вне зависимости от требований существующих become entrenched in process control industries in much the same way или готовящихся к публикации нормативных актов) позволяют организаas the culture of safety has over the last decades. In light of the unavoid- ции спланировать развертывание новой системы безопасности и обеспеable move towards increased regulation, the argument against implement- чить эффективность ее внедрения, заручиться поддержкой сотрудников и ing cyber security becomes really just a discussion on how to postpone сократить расходы. the inevitable. Выделяя достаточное время на разработку программы безопасности и привлекая к сотрудничеству специалистов из разных областей знаний, Benefits of a Long-term Security Strategy можно создать эффективную систему, которая защитит организацию и Embracing a security philosophy and developing a long-term strategy обеспечит безопасность и надежность работы. Поэтапный подход позвоfor its implementation, regardless of any current or impending regulato- ляет отладить предлагаемые процедуры, извлечь уроки из ошибок и внеry requirements, allows an organization to plan a security rollout that will сти соответствующие изменения в программу безопасности. succeed in terms of its effectiveness, employee support and financial cost. Еще одним преимуществом долгосрочного планирования является возBuilding a security program over time and with the involvement of mul- можность постепенно вводить новую концепцию и следить за тем, чтобы tiple work disciplines supports the creation of a program that truly protects сотрудники успешно ее осваивали. Для внедрения программы безопасноyour organization and ensures its safe and reliable operations. This phased сти недостаточно просто установить и запустить новое техническое решеapproach allows time for trial and error and to incorporate lessons learned ние. Если сотрудники не понимают основных принципов и требований проinto your security program. граммы или относятся к ним негативно, они не станут их применять. А без Long-term planning also has the advantage of allowing organizations to активной поддержки и одобрения программы со стороны персонала не introduce and socialize the concept of security over time. Implementing a удастся добиться нужного уровня безопасности. security program requires far more than simply installing technology and С экономической точки зрения долгосрочное планирование обеспечиturning it on. If employees are not familiar with, or do not support the secu- вает гибкость, позволяет распределить силы, составить график расхоrity program’s concepts and controls, they will not implement them. And дов на длительный период, спланировать бюджет и другие инициативы. without active support and endorsement of a security program, the results Например, одним из важнейших компонентов любой программы безопасwill not achieve the desired level of security. ности является подробный учет всех информационных активов. Эти данFrom an economic standpoint, long-term planning provides flexibili- ные можно собирать постепенно, в ходе ежедневной работы на предприty in terms of spreading the cost and effort over time and other budgets ятии. При планировании обновлений активов можно учитывать будущие and initiatives. For example, a detailed inventory of cyber assets is a funda- потребности программы безопасности, а также вводить небольшие дополmental building block for any security program. This information could be нения, например, новые версии контроллера домена или обновления сетеgathered during the regular day-to-day interactions of users at plant facil- вого оборудования. Таким образом постепенно будет собираться инфорities. Planned upgrades to assets and units could incorporate the future мация, на базе которой будет создана инфраструктура, необходимая для needs of a security program and include small additions like domain con- поддержки программы безопасности. troller builds or network equipment upgrades. In this way, the informaСмена концепции необходима для того, чтобы сдвинуться с мертвой tion and infrastructure required to support a security program can be built точки и внедрить масштабируемую программу безопасности, которой дейover time. ствительно удобно управлять и которая поможет обеспечить надежную A philosophical shift is required in order to move forward and imple- и безопасную работу критически важных компонентов инфраструктуры ment a truly manageable, scalable security program that will contribute to предприятия. Воздержание от активных действий не только замедляет the safe and reliable operation of a facility’s critical infrastructure. Holding внедрение программ безопасности, но и ставит под угрозу успешность out to the end will not only mean delaying effort, but may also seriously такого внедрения в дальнейшем, а также способствует возникновению affect the success of a security program and the cost to implement it. риска увеличения расходов в будущем. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

61

ADVERTORIAL SECTION

ELECTRICAL HEATING SYSTEMS

ГК «ССТ» обеспечит российский рынок отечественными системами промышленного электрообогрева Валерий Тюлюканов, директор инжиниринговой компании «ССТэнергомонтаж» (входит в ГК «ССТ»)

Г

руппа компаний «Специальные системы и технологии», ведущий отечественный производитель систем электрообогрева, является основным двигателем процесса импортозамещения в сегменте решений для российской промышленности. Инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж», входящая в ГК «ССТ», оснащает «под ключ» российскими системами обогрева крупнейшие промышленные объекты федерального значения.

В связи с усилением санкционной активности со стороны США и стран ЕС в отношении российских промышленных предприятий и компаний топливно-энергетического комплекса, сегодня приоритетной задачей является переориентация российской промышленности на освоение и выпуск продукции, не имеющей аналогов в России. Не менее важным является снижение доли импортных технологий и соответственно долгосрочной зависимости от них потребителей в тех отраслях, где уже существуют российские аналоги. Причем реализация второго процесса значительно дешевле, и он может дать ощутимый результат в короткие сроки. Именно такая ситуация сложилась на сегодняшний день в области технологий промышленного кабельного обогрева.

Движение к импортозамещению Масштабная государственная программа поддержки импортозамещения является мощным драйвером развития российской промышленности. Президент Российской Федерации Владимир Путин в своем обращении к Федеральному Собранию отметил: «Мы также должны снять критическую зависимость от зарубежных технологий и промышленной продукции, в том числе имею в виду станко- и приборостроение, энергетическое машиностроение, оборудование для освоения месторождений и арктического шельфа. И здесь нашим промышленникам могут серьезно помочь отечественные сырьевые и инфраструктурные компании. При реализации крупных нефтяных, энергетических, транспортных проектов они должны ориентироваться на отечественного производителя, формировать спрос на его продукцию». Президент поручил правительству создать координационный центр, который должен будет увязать реализацию крупных про-

62

ектов с размещением заказов на российских предприятиях, с развитием отечественной производственной и исследовательской базы, с локализацией продукции. Крупнейшие российские потребители электротехнического оборудования уже проводят последовательную политику, направленную на применение отечественных технологий. Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер еще в 2009 году на заседании комиссии при президенте России по модернизации и технологическому развитию экономики России сообщил, что «политику импортозамещения «Газпром» проводит уже в течение нескольких лет. Сегодня объем закупаемого оборудования и материалов у отечественных производителей в общей инвестиционной программе «Газпрома» составляет 90%». В августе 2014 года ОАО «Россети» и государственная корпорация «Ростех» утвердили план реализации совместного проекта по созданию на базе госкорпорации Единого центра компетенции по производству и поставке импортозамещающего оборудования. «Сегодня до 50% оборудования “Россетей” – импортное, ввиду текущей ситуации необходимо пересмотреть данную динамику, – отметил первый заместитель генерального директора ОАО «Россети» Дан Беленький. – “Россетти” смогут использовать потенциал Ростеха при технологическом перевооружении и реконструкции основных фондов электрических сетей, электросетевого и телекоммуникационного оборудования. Использование оборудования корпорации будет способствовать повышению качества и надежности энергоснабжения потребителей». В начале сентября «Роснефть», в рамках подготовки программы импортозамещения, объявила о том, что планирует обеспечить максимальное снижение зависимости от импортного оборудования и технологий в среднесрочной перспективе и полное замещение в долгосрочном периоде, включая программное обеспечение, оборудование для шельфовых и газовых проектов, нефтепереработки. Очевидно, что солидарные усилия государства и бизнеса приведут в итоге к созданию новых отечественных технологий и производств. Рассмотрим, какие вызовы и возможности ожидает российский рынок систем

кабельного электрообогрева промышленного применения в условиях импортозамещения.

Применение систем электрообогрева в российской промышленности Основные функции систем промышленного электрообогрева – поддержание необходимых температур при транспортировке, переработке и хранении жидкостей и газов, обеспечение бесперебойности технологических процессов и защита от климатических рисков. Такие системы применяются в стратегических для страны отраслях, таких как: оборонно-промышленный комплекс, добыча и переработка углеводородов, нефтехимия, гражданское и промышленное строительство. Система электрического обогрева промышленного назначения представляет собой комплексное технологическое решение, в которое входит непосредственно нагревательный кабель или эквивалентный нагревательный элемент, специальные компоненты для его подключения и приборы автоматического контроля. Ко всем этим компонентам предъявляются повышенные требования по надежности, долговечности, взрывозащите, электро- и пожаробезопасности. Наибольшую значимость, с точки зрения защиты потребителей от импортозависимости, имеют нагревательный кабель и приборы автоматического контроля. В первом случае речь идет о локализованном в России производстве нагревательных кабелей, во-втором, – о производстве регулирующей аппаратуры и специализированном программном обеспечении. На сегодня системы промышленного электрообогрева в России предлагают около двух десятков производителей. Крупнейшие игроки в этом сегменте: ГК «ССТ» (Россия), Tyco Thermal Control (США) и Thermon (США). Ряд европейских производителей занимают небольшие доли на рынке РФ, а производители из стран Юго-Восточной Азии объективно пока не соответствуют требованиям, предъявляемым к данным системам российскими потребителями. Кроме того, есть еще несколько российских производителей кабельно-проводниковой продукции, выпускающие ограниченный ассортимент нагревательных кабелей специального назначения, но это производство Oil&GasEURASIA

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА основано на устаревшей технологии и поэтому их доля в общем объеме потребления мала. Следует сказать, что три вышеназванные компании обладают технологией производства систем обогрева сверхдлинных трубопроводов на основе СКИН-эффекта, так называемых СКИН-систем. Ассортиментный ряд нагревательных кабелей, предлагаемых тремя компаниями-лидерами, довольно широк. Он включает в себя линейку саморегулирующихся кабелей: низкотемпературные с рабочей температурой до 100 °С, среднетемпературные с рабочей температурой свыше 100 °С и высокотемпературные с рабочей температурой свыше 200 °С. Нужно отметить, что ассортимент таких изделий в каждом температурном диапазоне у ГК «ССТ» шире, чем у других производителей. Нагревательные кабели постоянной мощности обычно представлены решениями в виде многожильных кабелей для обогрева протяженных трубопроводов, нагревателей с полимерной изоляцией для обогрева трубопроводов средней длины и нагревателями в металлической оболочке с минеральной изоляцией для работы в условиях сверхвысоких (до 600 °С) температур. Все производители промышленных систем электрообогрева предлагают заказчикам линейку специальной регулирующей аппаратуры и программное обеспечение. У ГК «ССТ» есть в этом направлении ряд важных преимуществ. Пользовательский интерфейс программного обеспечения, разработанного специалистами ГК «ССТ» для управления и диспетчеризации, выполнен на русском языке, причем у заказчика есть возможность кастомизации ПО под особенности конкретного объекта. ГК «ССТ» является единственным производителем систем электрообогрева, который самостоятельно разрабатывает и производит специализированную электронную аппаратуру бытового и промышленного применения.

ГК «ССТ» – национальный центр компетенций в области систем электрообогрева Итак, из трех крупнейших поставщиков российского рынка, два производителя систем электрообогрева базируются в США, один в России. На первый взгляд, прекращение зарубежных поставок может спровоцировать дефицит в этом сегменте, который может негативно отразиться на бизнесе заказчиков. В действительности ситуация выглядит иначе. Сегодняшние возможности ГК «ССТ» позволяют полностью удовлетворить запросы российского рынка. Летом мы завершили очередной этап программы расширения производства и запустили третий производственный комплекс в Софрино. Производственный потенциал ГК «ССТ» и запуск собственного производства электропроводящего наноструктурированного композиционного материала даст возможность ГК «ССТ» полностью обеспечить российНефть и ГазЕВРАЗИЯ

●

Валерий Тюлюканов

ских потребителей отечественными системами промышленного электрообогрева. Производственные комплексы Группы компаний «Специальные системы и технологии», основанной в 1991 году, расположены в Московской области. В Мытищах расположено производство электроники и систем электрообогрева бытового и промышленного назначения. На площадках «Завода КСТ» (входит в ГК «ССТ») в Ивантеевке и в Софрино сосредоточено производство нагревательных кабелей и кабелей специального назначения. Среди кабелей специального назначения следует отметить линейку огнестойких монтажных кабелей для промышленной автоматики КуПе®, которые выпускаются, в том числе с повышенной помехозащищенностью и для применения во взрывоопасных зонах. Импортозамещение для ГК «ССТ» – постоянная среда существования и развития. В начале девяностых годов прошлого века мы первыми в России начали выпускать нагревательные кабели и системы обогрева на их основе. С каждым годом мы осваивали новые технологии, выходили на новые рынки сбыта, и фактически формировали российский рынок систем электрообогрева. За два десятилетия мы радикально изменили рыночную ситуацию. На первом этапе потребители этих систем покупали только зарубежные решения. На втором этапе, заказчики начали совмещать импортные продукты с нашими решениями. На третьем этапе многие крупнейшие потребители полностью перешли на системы нашего производства. Сегодня, по нашей оценке, мы занимаем порядка 40% российского рынка. Инжиниринговое сопровождение проектов является одним из ключевых преимуществ при работе с крупными корпоративными заказчиками. Инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж», входящая в ГК «ССТ», обеспечивает проектирование, подбор и поставку оборудования, монтаж, пуско-налад-

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ку и сервисное обслуживание систем электрообогрева любого уровня сложности. Компания «ССТэнергомонтаж» на протяжении многих лет успешно сотрудничает с крупнейшими российскими и международными корпорациями нефтегазовой отрасли, такими, как «Газпром», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Транснефть», Total. В портфеле реализованных проектов, на которых установлены системы электрообогрева ГК «ССТ»: нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан», ледостойкая стационарная платформа на месторождении им. Ю.Корчагина в Каспийском море, Таманский перегрузочный комплекс сжиженного углеводородного газа, нефти и нефтепродуктов, морской торговый порт Усть-Луга, Заполярное, Бованенковское и Харьягинское месторождения, многие другие объекты. Совокупная протяженность трубопроводов, обогреваемых нашими системами, превышает 20 тыс. км. Проектный отдел компании «ССТэнергомонтаж» фактически представляет собой отраслевой проектный институт. Наши заказчики имеют возможность использовать на своих объектах тысячи типовых проектных и инженерных решений «ССТэнергомонтаж». В составе ГК «ССТ» функционирует отраслевой R&D центр, который разрабатывает материалы, конструкции и решения для всех элементов систем электрообогрева. Безусловно, основная часть разработок связана с нагревательными элементами. В ближайшее время мы планируем вывести на российский рынок свою новую разработку – систему электрообогрева для комплексов по добыче тяжелой и высоковязкой нефти. Отдельное направление исследований и разработок – электроника для управления системами обогрева. ГК «ССТ» – единственный производитель систем электрообогрева, который разрабатывает и производит специальную терморегулирующую аппаратуру промышленного и бытового назначения. Новое направление, которое мы активно развиваем – создание специальных материалов на основе фторопластов и полиолефинов. В ближайшее время мы рассчитываем в этом направлении выйти на стадию серийного производства и представить нашим потребителям системы электрообогрева полностью российского производства. По нашему мнению процесс импортозамещения в сфере систем промышленного электрообогрева не является критичным для потребителей этих решений. Группа компаний «Специальные системы и технологии», один из крупнейших мировых центров разработки и производства систем кабельного электрообогрева для промышленности, готова обеспечить потребности российского рынка отечественными разработками. При этом, ГК «ССТ», как российский производитель, предлагает более выгодные цены и оперативные сроки поставки продукции, а также обладает собственным инжиниринговым центром для реализации проектов «под ключ».

63

ɉɈɅɍɑȺɃɌȿ ɆȺɄɋɂɆȺɅɖɇɍɘ ɉɊɂȻɕɅɖ ɉɊɂ ɆɂɇɂɆȺɅɖɇɕɏ ɁȺɌɊȺɌȺɏ ɂɧɧɨɜɚɰɢɨɧɧɵɟ ɚɩɪɨɛɢɪɨɜɚɧɧɵɟ ɧɟɮɬɟɫɟɪɜɢɫɧɵɟ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɢ ɧɚɲɟ ɫɩɟɰɢɚɥɶɧɨ ɢɡɝɨɬɨɜɥɟɧɧɨɟ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɟ ɜ ɱɚɫɬɧɨɫɬɢ ± ɛɭɪɨɜɵɟ ɭɫɬɚɧɨɜɤɢ ɢ ɭɧɢɤɚɥɶɧɵɟ ɫɤɜɚɠɢɧɧɵɟ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɵ ± ɩɨɡɜɨɥɹɬ ɜɚɦ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨ ɤɨɧɬɪɨɥɢɪɨɜɚɬɶ ɬɪɚɫɭ ɫɬɜɨɥɚ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɬɨɱɧɨ ɥɨɤɚɥɢɡɨɜɚɬɶ ɤɨɥɥɟɤɬɨɪ ɢ ɜɟɫɬɢ ɞɨɛɵɱɭ ɫ ɜɵɫɨɤɨɣ ɫɬɟɩɟɧɶɸ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ .HUXL 3HWUROHXP ± ɷɤɫɩɟɪɬ ɜ ɨɛɥɚɫɬɢ ɧɚɤɥɨɧɧɨ ɧɚɩɪɚɜɥɟɧɧɨɝɨ ɛɭɪɟɧɢɹ Ⱦɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɚɹ ɢɧɮɨɪɦɚɰɢɹ ɧɚ ɫɚɣɬɟ ZZZ NHUXLJURXS FRP UX