March 2014 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

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

Geoscience Technology Finding New Ways To Identify Future Reserves

2014 MARCH МАРТ

p. / стр. 16

Геофизические технологии Новые решения залог роста запасов

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

p. / стр. 36

Skolkovo Energy Tech COO Talks Innovation, Role of Business Angels Олег Перцовский о сколковских инновациях и «бизнес-ангелах»

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Oh, No, GMO or What Does Synthetic Yeast Have to Do With the Ukrainian Crisis? О нет, ГМО! Или какое отношение синтетические дрожжи имеют к украинскому кризису?

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

he BBC pinged my iPhone again this morning – another alert with breaking news from Ukraine. But when I reviewed the headline feed, it was the Science & Environment section that caught my attention. Scientists have created the first synthetic chromosome for yeast, the BBC reported. Did you know that yeast and humans share 2,000 genes? I woke up quickly after reading this on the BBC and I Googled just as quickly to find out how many genes there are in the human genome. It seems that human cells have something like 25,000 genes. So if my math is correct, about 10.2 percent of our genes are the same as the genes that make up yeast. I was offended when I first learned that humans share as much as 99 percent of their genes with chimpanzees. But yeast? Now that’s going a bit too far! Then I had an “aha” moment. We humans have long assumed that the 1 percent or so of our DNA that is unique to us (and not shared with chimpanzees) has to do with higher brain function, language, creativity, things which differentiate Bonzo the Chimp from Mozart. But what if that 1 percent is really yeast? Think about what yeast does. It makes a lot of gas. We use it to make beer – to forget what we’re hearing on television about politics. We use it to make bread because the process of kneading bread relieves stress and we can fantasize that the dough is really somebody’s head. When dough rises as those gas bubbles grow, it’s the gas that’s driving the process. To quote an American saying, we’re all “full of hot air” just like bread and beer. It must be the yeast! Think of today’s 24/7 television news operations, which all too often report serious and complicated news events as if they were a sequence of plays in a football match. Geopolitics is a chess game that advances national interests and it is a chess game that is played out over years, decades, even centuries. Consider today’s trends in oil and gas politics that are writing a new chapter in that millennia-long love-hate relationship between Russia and Ukraine. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

тром я услышала сигнал на моем iPhone – BBC передавала очередную срочную новость из Украины. Но когда я просмотрела заголовки поступивших статей, мое внимание привлек раздел «Наука и окружающая среда». По информации BBC, ученые создали первую синтетическую хромосому дрожжей. Знаете ли вы, что у дрожжей и человека 2 тыс. общих генов? Я быстро проснулась и так же расторопно поискала в Google, сколько генов имеется в геноме человека. Считается, что человеческие клетки содержат около 25 тыс. генов. Так что, если мои подсчеты верны, около 10,2% наших генов совпадают с генами, составляющими дрожжи. Я помню, что оскорбилась, когда впервые узнала, что до 99% человеческих генов совпадают с генами шимпанзе. Но дрожжи? Это уже чересчур! Затем у меня наступил момент прозрения. На протяжении длительного времени мы, люди, считали, что примерно 1% нашей ДНК, принадлежащей только нам (и не разделяемой с шимпанзе), должен относиться к высшей деятельности мозга, языку, творчеству, словом – всему, что отличает шимпанзе Бонзо от Моцарта. Но что, если этот 1% – это дрожжи? Подумайте о том, что делают дрожжи. Они производят большое количество газа. Мы используем их в производстве пива – чтобы забыть то, что слышим по телевизору о политике. Мы используем их в производстве хлеба, так как процесс вымешивания теста снимает стресс, а мы можем фантазировать о том, что тесто – это на самом деле чья-то голова. Когда тесто поднимается по мере роста газовых пузырьков, это происходит благодаря воздействию газа. Как говорят американцы, «нас распирает горячий воздух», подобно хлебу и пиву. Это точно дрожжи! Только подумайте о непрерывных круглосуточных новостных выпусках, в которых слишком часто серьезные и сложные новости представляются так, как если бы они были серией игровых эпизодов в футбольном матче. Геополитика – это игра в шахматы, продвигающая национальные интересы, и эта шахматная партия длится годами, десятилетиями и даже столетиями. Подумайте о сегодняшних тенденциях в нефтегазовой политике, которые формируют новую главу тысячелетней истории любви и ненависти во взаимоотношениях России и Украины. Известно ли вам, что лишь 6% российского газа, поставляемого в Европу, проходит сегодня через Украину? Так о чем здесь беспокоиться? Россия мало заинтересована в Украине, как в транзитере. После того, как в 2009 году Украина перекрыла трубопровод во время последнего резонансного спора с Россией, Кремль предпринял шаги по защите российских интересов. Сначала был проложен газопровод «Северный поток» до Германии, а потом в «Газпроме» начали планировать строительство «Южного потока» в обход Украины. Транзит газа через Белоруссию не представляет проблемы, так как местный трубопровод принадлежит «Газпрому». Тем временем Европа начала предпринимать шаги по защите своих интересов. По мнению экспертов Platts, участвовавших в недавнем онлайн-семинаре, перебои поставок 2009 года были связаны не столько с распрями между Украиной и Россией, сколько с недостаточным инвестированием Европы в собственную инфраструктуру. Сейчас европейская инфраструктура выглядит иначе. Европа строит СПГ-терминалы, а некоторые страны вложили значительные средства в системы реверсной прокачки. Так, например, Словакия может сейчас поставлять газ обратно в Украину. Как это

PUBLISHER’S LETTER

Did you know that only 6 percent of Russian gas supplied to Europe passes through Ukraine today? So what’s the fuss? Russia has little interest in relying on Ukraine as a transit state. After Ukraine shut down the pipeline in 2009 during its last high profile dispute with Russia, the Kremlin moved to protect Russian interests. It built the Nord Stream pipeline to Germany and began to plan a South Stream line to fully bypass Ukraine. Gas transiting Belarus is not a worry since Gazprom owns the pipeline. Europe meanwhile moved to protect its interests. According to Platts experts who participated in a recent webinar I listened to, the disruptions in 2009 had less to do with the tiff between Ukraine and Russia and more to do with Europe’s lack of investment in its own infrastructure. Today Europe’s infrastructure has improved. Europe is building LNG terminals and some countries have invested heavily in reverse flow capacity. Slovakia, for example, can now sell gas back into Ukraine. Ironically, that could even be Russian gas (purchased on the European market and then resold). Such sales will make gas trading ever more interesting as Europe moves away from long-term contracts and towards a spot market. And by the way, Russia filled 30 percent of Europe’s gas demand in 2013. And European demand is rising. It was up 16 percent on 2012. So despite Europe’s moves to diversify sources of supply, its purchases from Russia remain constant. According to Platts, gas supplied via Ukraine is sold primarily to Italy, which is well connected to North Africa. OK, so North Africa is a disaster but, the infrastructure and the commercial relationships do exist to compete to supply southern European markets. Who loses in all of this? I think, Ukraine. It doesn’t supply energy to any other country, least of all itself. And now it will pay more for domestic gas. It is no secret that Ukraine in the aftermath of the Soviet breakup behaved like a teenager who wants his own apartment but wants daddy to pay his rent. If daddy gets overbearing, the teenager yells loudly about how he’s big enough to be independent and do as he wants. That’s OK, it’s a choice and to date Ukraine has more or less succeeded in “sitting on all chairs” (to use a Russian phrase). I’m not passing judgement. Heavens, no! I have Ukrainian friends who see Russia as the eternal “bad guy” and I have Russian friends who see Ukraine as having always been an area (not even a country) whose name means “at the edge” of Russia. Both can back up their point of view by quoting various versions of the last 1,000 years of history and it seems they’re quoting from totally different textbooks. But I do know that if you want to understand, you simply need to follow the money. I spent time in Ukraine in the 1990s and I always remember a conversation I had in Kiev with an executive from Shell. He was promoting a project to reopen Ukraine gas fields that had been in production in Soviet times. These fields, he told me at the time, could satisfy Ukrainian domestic energy demand. But he couldn’t get a deal done because of all the private interests that seemed to be taking precedence over the public good of the country. We all know these private interests run deep in any political system anywhere in the world. In the developed world private interests are very much hidden and candy coated by politically correct speech. They can be uncovered, however, by studying lobbying activities of corporations, labor unions and other interest groups. You can also understand a lot by examining monetary contributions made by special interests to political campaigns. In the less developed world, emerging markets such as Ukraine (which is still “emerging” 22 years after leaving home because daddy still pays the rent) have special interests that are more or less "in your face", and methods of hiding these interests behind high-minded political rhetoric are less sophisticated. Remember, it all goes back to yeast and the various gases it can produce. Let's make some beer!

#3 March 2014

ни парадоксально, это может быть даже российский газ (приобретенный на европейском рынке и затем перепродаваемый). Такие продажи сделают торговлю газом еще более интересной, так как Европа еще более активно будет уходить от долгосрочных контрактов к спотовому рынку. К слову, в 2013 году Россия удовлетворила 30% спроса на газ странами Евросоюза. При этом газопотребление в Старом Свете продолжает расти. В 2012 году оно увеличилось на 16%. Так что, несмотря на шаги Европы по диверсификации источников поставок, закупки сырья в России продолжатся. По информации Platts, поставляемый через Украину российский газ продается преимущественно в Италию, у которой налажены хорошие связи с Северной Африкой. Согласна, Северная Африка находится в катастрофическом положении, но там имеется инфраструктура и коммерческие связи, позволяющие конкурировать в борьбе за рынки на юге Европы. Кто же будет проигравшим здесь? Я думаю, Украина. Она не поставляет энергоносители в другие страны и даже своим потребителям. А сейчас она будет платить больше за газ. Не секрет, что после распада Советского Союза Украина вела себя как подросток, который хочет жить в отдельной квартире, но при этом хочет, чтобы за аренду платил папа. Если папа начинает слишком контролировать ребенка, последний громко кричит о том, что он уже достаточно взрослый, чтобы быть независимым и делать то, что хочет. Хорошо, это вариант выбора, и до сих пор Украине удавалось с переменным успехом, как говорят в России, «усидеть на двух стульях». Я не пытаюсь кого-то осуждать. Боже упаси! У меня есть украинские друзья, которые видят в России злодея, и в тоже время у меня есть друзья в России, рассматривающие Украину, как территорию (даже не страну), определяемую как «окраина» России. И те и другие могут подкрепить свою точку зрения, ссылаясь на различные трактовки исторических событий последней тысячи лет, и при этом кажется, что они читают совершенно разные учебники. Однако я знаю, что если вы хотите что-то понять, необходимо проследить движение денег. Я провела некоторое время в Украине в 1990-е годы и хорошо запомнила разговор с одним из представителей Shell. Он пытался продвинуть проект по возобновлению эксплуатации газовых месторождений Украины, где в советское время велась добыча. Он сказал мне тогда, что эти месторождения могли бы удовлетворить внутренние потребности Украины в энергоносителях. Но он не смог добиться заключения этой сделки из-за множества частных интересов, которые, видимо, доминировали над общественными интересами страны. Мы все знаем, что такие частные интересы глубоко прорастают в любой политической системе во всех регионах мира. В развитом мире частные интересы скрываются очень тщательно и маскируются политкорректными речами. Однако их можно вскрыть, исследуя лоббистскую деятельность корпораций, профсоюзов и других групп, объединенных общими интересами. Можно также многое понять, изучая взносы в избирательные кампании, вносимые на основе особых интересов. В менее развитых частях мира, в подобных Украине странах с формирующимися рынками (где рынок все еще «формируется» 22 года после того, как «ребенок» оторвался от родного дома, а «папа» по-прежнему продолжает платить за квартиру) эти интересы более очевидны, а методы их маскировки за возвышенной политической риторикой не так изысканны. Помните, все связано с дрожжами и различными газами, которые они могут производить.

Oil&GasEURASIA

COM E TO G E T H E R Register Now!

2014 Offshore Technology Conference Ã¢ 0D\ Ã¬ +RXVWRQ 7H[DV 86$ Ã¬ ZZZ RWFQHW RUJ

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА

EXPERT OPINION | ЭКСПЕРТНОЕ МНЕНИЕ

Recovering Tight Oil Geophysicists take the floor

Как извлечь труднодоступную нефть

GEOPHYSICS ГЕОФИЗИКА 16

Слово геофизикам The importance of bringing on stream Russia’s unconventional hydrocarbon resources has been duly recognized by local majors. OGE asked geophysical experts to share their views on how to unlock the vast potential of these formations. Крупнейшие российские компании хорошо понимают важность разработки нетрадиционных запасов углеводородов. НГЕ попросил экспертов в области геофизики рассказать, как реализовать огромный потенциал этих коллекторов.

SEISMIC SURVEY | СЕЙСМОРАЗВЕДКА

Microsiesmic Monitoring & Fracking: Downhole or Surface? Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: скважинный или поверхностный? High-Resolution Seismic for Eastern Siberia

Gazprom Neft Pioneers UniQ Technology in the Chonsky Project

Сейсмика высокого разрешения для Восточной Сибири

В Чонском проекте «Газпром нефти» впервые в России применили технологию UniQ

SPE MEETINGS | СЕМИНАРЫ SPE

Core Analysis Helps Model Bazhenov Formation Deposits

Керновые исследования

помогают моделировать строение отложений баженовской свиты

INVESTMENT | ИНВЕСТИЦИИ

Innovators Seeking Angel Investors Новаторам нужны «ангелы»

Oil&GasEURASIA

#2 February 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

FINANCE | ФИНАНСЫ

Rosneft Rushes to Repay Loans «Роснефть» спешит отдать долги

LNG | СПГ

Yamal Bests Shtokman in Race to Build Russia's 2nd LNG Plant Игра на опережение

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION OILFIELD CHEMICALS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Новые технологии интенсификации добычи нефти и газа от компании Zirax

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

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

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

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 SPECIAL CORRESPONDENT Vladimir Shlychkov COVER ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ Владимир Шлычков 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 Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

www.oilandgaseurasia.com

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

e-mail: info@eurasiapress.com

Beicip-Geo Technologies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 2553 Fax: +7 (499) 678 2554

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

is a Member of:

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 © 2013, 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 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Caterpillar Unveils Cat® Low Emission Caterpillar представляет комплект Engine Upgrade for G3516 LE Petroleum оборудования Cat® для снижения Engines уровня выбросов двигателей

PHOTO / ФОТО: CATERPILLAR

Caterpillar Oil&Gas announced the availability of a Cat® low emission engine upgrade kit for select G3516 LE petroleum engines in gas compression applications. The upgrade kit allows operators to modify existing engines to a lower emission configuration, enabling operation at 0.5 or 1.0 g/bhp-hr NTE NOx levels.

The power rating for the G3516 LE will remain the same at 1340 bhp at 1400 rpm. The upgrade kit utilizes existing technology and proven parts; trained experts at customers’ local Cat dealer are available to bring current engines up to the latest technology level, regardless of where the engine is in its lifecycle. New components in the kit include a twostage aftercooler, venture fuel mixer, turbochargers, oil cooler, air cleaners, gas shutoff valve and software. Existing engines must have the ADEM™ A3 engine control module, Air Fuel Ratio Control (AFRC) and a NOx sensor. Upgrade kits are available to bring engines up to this configuration.

GE Improves Drilling Performance through Real-Time Shock and Vibration Measurement Directional and horizontal well-drilling techniques have led to the production of vast quantities of hydrocarbons from previously uneconomic, hard-to-reach reservoirs. To help customers reduce operational costs and to increase overall productivity, GE has unveiled the Directive™ system, an enhanced version of a key tool in its Measurement While Drilling (MWD) family of downhole drilling equipment. The Directive system adds realtime shock and vibra-

PHOTO / ФОТО: GE

Caterpillar Oil&Gas объявила о выпуске комплекта оборудования Cat® для модернизации с целью снижения токсичности двигателей G3516 LE, работающих на сжиженном нефтяном газе и использующихся в процессах компримирования газа. Этот комплект оборудования позволяет операторам модифицировать существующие двигатели до конфигурации с более низким уровнем выбросов, когда двигатель может работать на уровне не более 0,5 или 1,0 г окислов азота / 1 т.л.с.-час. Такая система модернизации представляет собой экономичное решение с минимальным воздействием на оборудование, сохраняющее первоначальную мощность двигателя и возможность использования того же топлива, но при этом улучшающее досягаемость по высоте и обеспечивающее возможность работы при неполной загрузке. Номинальная мощность двигателя G3516 LE останется на прежнем уровне – 1340 т. л.с./час при 1400 об./мин. Новые компоненты комплекта включают двухступенчатый выходной охладитель, смеситель топлива Вентури, турбокомпрессор, маслоохладитель, воздухоочистители, клапан отключения подачи газа и программное обеспечение. Действующие двигатели должны иметь блок управления ADEM™ A3, регулятор топливного коэффициента и датчик окислов азота. Предлагаемые комплекты оборудования способны довести двигатели до заявляемой конфигурации.

GE улучшает показатели бурения благодаря измерениям ударной нагрузки и вибрации в реальном времени Внедрение методов наклонно-направленного и горизонтального бурения привело к извлечению значительных объемов углеводородов из труднодоступных пластов, разработка которых прежде была экономически нецелесообразной. Чтобы помочь клиентам в сокращении эксплуатационных затрат и повышении общей производительности, GE представляет систему Directive™, усовершенствованную версию основного прибора в семействе скважинного оборудования для измерений в процессе бурения (MWD). Система Directive добавляет возможность измерений в реальном времени ударной нагрузки и вибрации в модуль Tensor Directional Module GE Oil&Gas. Она разработана с

● GE’s Directive™ MWD directional system enables users to detect well vibrations in real time and to take corrective measures quickly ● Система Directive™ компании GE для измерений во время направленного бурения позволяет пользователям выявлять скважинные вибрации в реальном времени и оперативно принимать корректирующие меры

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

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

tion measurement capabilities to GE Oil&Gas’ Tensor Directional Module. It is designed to help customers optimize drilling penetration rates by enabling adjustments and corrections to be made quickly based on real-time data. Moreover, real-time management of downhole vibrations typically reduces equipment damage, thereby helping to avoid potential well-drilling delays and reduce overall costs. Optimal placement of directional and horizontal wells within a reservoir requires knowing the precise location of the drill bit and the orientation of its tool face at every moment during the drilling process. The drill bit’s location is measured by downhole gravity and magnetic sensors, which are used to perform directional surveys that take into account inclination, azimuth and drill bit tool face orientation. The survey information is then transmitted uphole either through mud pulse telemetry or via electromagnetic waves. Directive sensor package provides critical real-time measurements designed to enable the drill bit to be oriented in a preferred direction quickly. The Directive system has a simplified, ruggedized and compact design with fewer components and an improved layout for a long service life at an operating temperature of up to 175 C. Calibration stability of the sensor package under harsh drilling conditions is now engineered for far longer intervals – with the goal of drilling with greater confidence, fewer trips to the shop and lower associated repair costs. The Directive system has greater processing power than the Tensor Directional Module and features a simplified board design, which packs the processor, four channels of detectors, an A/D converter, two MEMS accelerometers and 32 Mbit of memory (for enhanced diagnostics and lifetime events storage) onto a reduced number of boards.

Halliburton Introduces FracHeightsm Service Pinnacle Technologies, a Halliburton service, announced its latest innovation in fracture diagnostics. FracHeightsm service is a hybrid tool that combines fiber optic wireline conveyed microseismic receivers with Pinnacle’s downhole tiltmeter sensors that directly measure the formation movement associated with fracture dilation. While microseismic monitoring has been the primary diagnostic tool for fracture mapping in unconventional reservoirs, determining fracture height can sometimes be a challenge when relying on these measurements alone. For example, in some multistage fractures where shallow microseisms clearly exist, identifying the cause – be it the actual fracture opening, natural fractures, a result of a critically stressed zone shearing, or some other mechanism – requires additional information. By incorporating microdeformation measurements made by downhole tiltmeters, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ целью оптимизации механической скорости бурения и обеспечивает возможность быстро вносить корректировки параметров на основе данных, поступающих в реальном времени. Более того, контроль вибраций в стволе скважины в реальном времени, как правило, способствует предотвращению повреждения скважинного оборудования, что, в свою очередь, помогает избегать возможных задержек в бурении скважин и снижать общие затраты. Для оптимальной проводки наклоннонаправленных и горизонтальных скважин в пласте требуется знать точное местоположение бурового долота и ориентацию торца режущего элемента в каждый момент процесса бурения. Положение бурового долота измеряется скважинными датчиками гравитационного и магнитного поля, которые используются в инклинометрических измерениях, учитывающих наклон, азимут и ориентацию торца режущего элемента. Данные измерений затем передаются наверх, на поверхность, посредством телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, или электромагнитных волн. Сенсорный блок Directive обеспечивает важнейшие измерения в реальном времени, позволяющие быстро ориентировать буровое долото в требующемся направлении. Система Directive характеризуется простой, прочной и компактной конструкцией с меньшим набором компонентов и улучшенной компоновкой, что способствует длительному сроку эксплуатации при рабочих температурах до 175 °C. Сейчас обеспечивается сохранение точности калибровки сенсорного блока в жестких условиях бурения на более длительные сроки – с целью бурения с большей уверенностью, сокращения числа рейсов в ремонтную мастерскую и снижения сопутствующих затрат на ремонт. Система Directive имеет более высокие возможности по обработке данных по сравнению с Tensor Directional Module, имеет упрощенную конструкцию материнской платы, на которой размещается процессор, четыре канала приемников, аналого-цифровой преобразователь, два микроэлектрических акселерометра, 32 Мбит памяти (для расширенной диагностики и бессрочного хранения событий) на уменьшенном числе плат.

Halliburton предлагает технологию FracHeightsm Компания Pinnacle Technologies, входящая в состав Halliburton, объявила об инновационной разработке в области диагностики трещин. Система FracHeightsm service представляет собой комбинированный инструмент, объединяющий спускаемые на оптоволоконном кабеле микросейсмические приемники со скважинными инклинометрами Pinnacle, которые измеряют движение породы, связанное с распространением трещины. При том что основным диагностическим инструментом для картирования трещин в нетрадиционных пластах был и остается микросейсмический мониторинг, определение высоты трещины может представлять проблему, если полагаться только на эти измерения. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

#3 March 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ FracHeightsm service provides definitive evidence of fracture dilation. The result is a service that leads to more accurate fracture mapping by providing insight on actual fracture deformation as a function of depth. In typical unconventional reservoirs where multistage horizontals are common, the data provided by FracHeightsm service offers significant advantages for understanding fracture behavior. The improved knowledge of the subsurface provided by FracHeightsm service allows for optimized asset development and increased completion and fracture efficiency.

SOURCE / ИСТОЧНИК: HALLIBURTON

Так, например, в случае некоторых многоступенчатых трещин, где, очевидно, имеются неглубокие микросейсмические колебания, требуется дополнительная информация для определения причины – будь то фактическое раскрытие трещины, природные трещины, результат сдвига критически напряженной зоны или какой-то иной механизм. Благодаря внедрению измерений микродеформации, проводимых скважинными инклинометрами, технология FracHeightsm окончательно доказывает распространение трещины. Результатом стала услуга, позволяющая проводить более точное картирование трещин, обеспечивая представление о реальной деформации трещин как функции глубины. Для типичных нетрадиционных залежей, где распространено проведение многостадийных ГРП на горизонтальных участках, данные, получаемые с использованием технологии FracHeightsm, обеспечивают значительные преимущества в понимании поведения трещин. Улучшение представления о глубинных пластах, обеспечиваемое технологией FracHeightsm, позволяет оптимизировать разработку активов и повышать эффективность освоения скважин и проведения гидроразрыва.

Schlumberger Introduces New Microseismic Surface Acquisition System

Schlumberger представляет новую наземную микросейсмическую систему

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Schlumberger announced the introduction of the MS Recon high-fidelity microseismic surface acquisition system. This new microseismic system for surface and shallow grid microseismic surveys provides improved imaging of the hydraulic fracture geometry by optimizing the microseismic signal quality. The microseismic system features an industry-first proprietary geophone accelerometer and ultra-low noise electronics to produce the widest range of signal detectability in the industry. The nodal-based wireless acquisition system also provides customers increased flexibility in designing and deploying the surface and near-surface arrays. GPS-synchronized data are acquired continuously and transmitted to a real-time operations support center, providing customers with data processing and expert interpretation. In field trials conducted at an operator wellsite in Texas, the MS Recon system and a conventional system were deployed to monitor hydraulic fracture treatments in a horizontal shale completion. The field data analysis con-

Schlumberger объявила о предложении на рынке высокоточной наземной микросейсмической системы MS Recon. Эта новая система для микросейсмических съемок с поверхностными и приповерхностными сетками обеспечивает улучшенное отображение геометрии трещины гидравлического разрыва за счет оптимизации качества микросейсмического сигнала. Характерной чертой микросейсмической системы является использование абсолютно нового запатентованного геофона, регистрирующего ускорение, и сверхмалошумной электроники для создания широчайшего в промышленности диапазона обнаруживаемости сигнала. Беспроводная узловая сейсморегистрирующая система обеспечивает клиентам повышенную гибкость при планировании и расстановке наземных и приповерхностных групп сейсмоприемников. Данные, синхронизированные с использованием глобальной системы позиционирования (GPS), передаются в работающий в режиме реального времени центр поддержки операций, где клиентам предоставляется обработка данных и экспертная интерпретация. Во время полевых испытаний, проведенных на буровой площадке оператора в Техасе, для мониторинга операции по гидроразрыву в горизонтальном участке ствола в сланцах использовалась как система MS Recon, так и стандартная система. Анализ полевых данных позволил сделать вывод, что микросейсмическая система улучшила чувствительность к более мелким микросейсмическим волнам за

● The MS Recon system produces the widest range of signal detection in surface and shallow grid microseismic operations ● Система MS Recon обеспечивает широчайший диапазон приема сигналов в ходе наземных и неглубоких микросейсмических исследований

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

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

cluded the microseismic system improved the sensitivity to smaller microseismic events by boosting the signal-tonoise ratio more than two-fold compared to the conventional system.

счет увеличения отношения сигнал-помеха более чем в два раза по сравнению со стандартной системой.

«Татнефть» внедряет эффективные технологии ПНП

The technology of controlled carbonate reservoir flooding through combined effects of sedimentation and gel-forming compositions (GEOS-K technology) is being successfully implemented at Tatneft to increase the recovery factor of carbonate reservoirs. The technology developed by TatNIPIneft experts is applied at the late stage of developing deposits represented by permeability-wise heterogeneous carbonate reservoirs. The proposed method combines multiple mechanisms of impact and is carried out by injection into the injection wells of the sedimentation and gelling composition which is a cross-linked cellulose ethers and alkaline/polymer based composition.

SPE Moscow Section Upcoming Meeting April 8, 2014

Ближайший семинар московской секции SPE 08.04.2014

Geomechanics and Fractured Reservoirs: Comforting, Confusing, or Scary?

Геомеханика и трещиноватые пласты: помогает, затрудняет или пугает?

Speaker: Gary D. Couples, Heriot-Watt University

Докладчик: Гэри Д. Каплс, Университет Хериот-Ватт

Location: Congress Center, Russian Chamber of Commerce and Industry 6 Ilyinka St., Moscow

Место проведения: Конгресс-центр ТПП РФ. ул. Ильинка, д. 6, Москва Начало: 19:00

Start: 7 p.m.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: TATNEFT / ФОТО: ТАТНЕФТЬ

Tatneft Implements New Enhanced Oil Recovery Technology

Для повышения коэффициента извлечения нефти карбонатных пластов в «Татнефти» успешно внедряется технология регулирования заводнения карбонатных коллекторов путем комбинированного воздействия осадко- и гелеобразующими композициями (технология ГЕОС-К). Предложенная специалистами «ТатНИПИнефть» технология применяется при разработке месторождений, представленных неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами. Предложенный метод сочетает в себе несколько механизмов воздействия и осуществляется путем закачки в нагнетательные скважины осадко- и гелеобразующей композиции, представляющей собой состав на основе сшитых эфиров целлюлозы и щелочно-полимерной композиции. Для блокирования крупных трещин используется гелеобразующий состав высокой прочности, обладающий выраженной адгезией к породе пласта. Это необходимо для сохранения изолирующих свойств в условиях периодического изменения размеров трещин. После обработки гелеобразующей композицией производится закачка подвижной щелочно-полимерной композиции, поступающей в менее охваченные заводнением пропластки. Наличие щелочного агента приводит к гидрофилизации поверхности пород, что в свою очередь совместно с механизмом внутрипластового образования ПАВ улучшает отделение нефти от породы, повышает ее подвижность. Среди преимуществ разработки отметим применение недорогих реагентов отечественного производства, возможность использования для приготовления композиции как пресной, так и сточной минерализованной воды, а также возможность осуществления в любых климатических условиях, высокая технологическая эффективность. Продолжительность технологического эффекта – до двух лет.

Yokogawa выпустила усовершенствованную версию автономного контроллера с низким потреблением энергии Yokogawa Electric Corporation объявила о выпуске усовершенствованной версии FCN-RTU* автономного контроллера с низким потреблением энергии для сетевой системы управления STARDOM™. Эта новая версия контроллера FCN-RTU была разработана для удовлетворения Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

#3 March 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ The high strength gelling composition with a pronounced adhesion to the reservoir rock is used to block large fractures. This is necessary to preserve the isolating properties under the periodical change of the fractures size. Following the treatment with the gelling composition the injection of the movable alkaline/polymer composition is performed. The presence of an alkaline agent results in hydrophilizing the surface of reservoir rocks, which were earlier not involved in the development. This in turn, together with a mechanism for in-situ formation of a surfactant improves the separation of oil from the rock and improves its mobility. The advantages of the engineering development include the use of inexpensive domestic production reagents, possibility of using both fresh and saline waste water for the preparation of compositions, as well as possibility of implementation in any climatic conditions and high technological efficiency. The technological effect duration is up to two years.

Yokogawa Releases Enhanced Version of Low-power Autonomous Controller Yokogawa Electric Corporation announced the release of an enhanced version of the FCN-RTU* low-power autonomous controller for the STARDOM™ network-based control system. This new version of the FCN-RTU has been developed to meet the requirements of the high-growth upstream oil and gas industries. STARDOM is an open network control system consisting of components with control, operation, and monitoring functionality, and is highly acclaimed as it combines the reliability of a DCS and the versatility and economy of a PLC. The autonomous controllers at the core of STARDOM have the same control and monitoring functions found in a PLC as well as the information distribution functions of a PC. They are widely used as intelligent remote terminal units (RTU) in distributed applications such as natural gas and oil wells. When used in combination, the FCN/FCJ autonomous controllers and FAST/TOOLS SCADA software give increased flexibility in distributed applications.

Product Features Increased number of I/O modules The enhanced FCN-RTU can now accommodate eight I/O modules, up from the previous three, and can thus handle up to 256 input/output signals. This is well within the requirements of the latest unconventional natural gas well monitoring and control applications. Improved environmental resistance An additional 10 STARDOM FCN-RTU I/O modules are now rated for use in temperatures ranging from −20 C to +70 C. These enhanced components are thus well suited for use in the very cold or hot weather conditions that can be encountered at natural gas drilling sites. Support for 64-bit Windows ASTMAC VDS, the STARDOM supervisory control and data acquisition (SCADA) package, as well as all related software, now supports the 64-bit version of Windows 7. All engineering, monitoring, and control functions can be performed on computers running 64-bit Windows 7. *RTU: REMOTE TERMINAL UNIT

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

требований быстроразвивающихся отраслей разведки и добычи нефти и газа. STARDOM – открытая сетевая система управления, состоящая из компонентов с функPHOTO / ФОТО: YOKOGAWA ELECTRIC CORPORATION циональностью управления, функционирования и мониторинга; она получила широкое признание, сочетая надежность распределенной системы управления с разносторонностью и экономичностью программируемого логического контроллера (PLC). Автономные контроллеры в центре системы STARDOM имеют такие же функции управления и мониторинга, что и программируемые логические контроллеры, а также функции распределения информации программируемых контроллеров. Они широко применяются как программируемые дистанционные терминалы (RTU) в распределенных системах, таких как газовые и нефтяные скважины. При использовании сочетания автономных контроллеров FCN/FCJ и программного обеспечения FAST/TOOLS SCADA обеспечивается повышенная гибкость в распределенных системах.

Характеристики продукта Увеличенное число модулей ввода-вывода Усовершенствованный контроллер FCN-RTU может включать восемь модулей ввода-вывода (сравнительно с тремя в предыдущей версии) и, таким образом, может обрабатывать до 256 входных/выходных сигналов. Это вполне соответствует требованиям применения контроллеров для мониторинга и управления нетрадиционными газовыми скважинами. Улучшенная устойчивость к воздействию окружающей среды Дополнительные 10 модулей ввода-вывода STARDOM FCN-RTU рассчитаны на использование при температурах от −20 до +70 °C. Таким образом, эти улучшенные компоненты вполне подходят для использования как в очень холодных, так и в очень жарких условиях, что может встречаться в районах бурения газовых скважин. Поддержка для 64-битовой версии Windows ASTMAC VDS, пакет диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) STARDOM, так же как все соответствующее программное обеспечение, поддерживает 64-битовую версию Windows 7. Все функции инженерных работ, мониторинга и управления могут осуществляться на компьютерах, работающих с 64-битовой версией Windows 7. *RTU: ДИСТАНЦИОННЫЙ ТЕРМИНАЛ

Датчик QuietSeis показывает малошумную работу Как сообщила Sercel, ее последний усовершенствованный цифровой однолучевой датчик QuietSeis™, созданный на основе технологии системы MEMS следующего поколения (Micro Electro-Mechancial System), подтвердил, что оправдывает свое название после того, как во время недавней серии полевых испытаний показал исключительно малошумную работу.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Sercel's QuietSeis Sensor Demonstrates Ultra-quiet Performance Sercel announced that its latest and most advanced digital single-sensor, QuietSeis™, based on nextgeneration MEMS (Micro Electro-Mechancial System) technology, is living up to its name after having demonstrated an outstanding low-noise performance during a recent PHO TO series of field tests. / ФО ТО: SER CEL The sensor’s outstanding low noise floor was demonstrated at the LSBB laboratory, a lownoise underground science and technology center, in the South of France. Tests were conducted in a silo at a depth of 500 meters below a mountain in a rural area with high acoustic shielding close to minimum Earth noise. QuietSeis demonstrated an ultra-quiet performance of below 15ng/√Hz, resulting in a high dynamic range of 128 dB. This extremely low noise level corresponds to the quietest ambient noise detectable anywhere on Earth and is more than three times lower than that of MEMS sensors currently available on the market. Fully integrated with the recently launched Sercel 508XT seismic acquisition system, which offers mega-crews the ability to record up to one million channels in real time, QuietSeis provides the most accurate data for any type of survey. In addition, the single-sensor’s power consumption has been reduced to 85mW, offering optimum deployment and cost benefits for mega-crews conducting high-resolution, high-density surveys.

PNTZ Nanotechnology Provides Five-fold Increase of Tubing Service Life A unique technological process, improving the wearresisting properties of tubing collars, was patented by the Pervouralsky Novotrubny Works (PNТZ, owned by ChTPZ Group). PNW became the first tubing plant in Russia which implemented the technology for thermo-diffusion galvanized zinc coating of tubing collars using zinc powder with nanocrystallized structure of the particle surface. This technology is based on a conceptually new zinc powder for thermo-diffusion galvanizing, particles of which are covered with nanocrystalline oxide film. Application of this powder enabled optimization of the coating structure and crucial improvement of its properties, and, first of all, wear-resistance. “Galvanization of a collar by the new method makes it possible to perform over 100 trips of the tubing in the course of well intervention in oil and gas producing wells; and with respect to the tubing, it PHOTO: PNW / ФОТО: ПНТЗ makes it possible to break out pipes when pulling them out even after several years of operation”, commented ChTPZ Group operations director Denis Prikhodko. Research work and industrial experiments on the new technology were performed during five years. At the research stage, the innovation work was awarded a diploma at the Metal Expo international exhibition.

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

#3 March 2014

Необыкновенно низкий уровень шума датчика был продемонстрирован в лаборатории LSBB, в подземном научнотехнологическом центре с низким уровнем шумов, на юге Франции. Испытания проводились в сельской местности, в с специальной шахте на глубине 500 метров под горой, с противошумовым экраном, обеспечивающ щим минимальные естественные шумы. Датчик QuietSeis продемонстрировал исключительно малошумную работу, ниже 15нг/√Гц, в широком динамическом диапазоне 128дБ. Этот чрезвычайно низкий уровень шума соответствует наиболее низкому внешнему шуму, который может обнаруживаться где-либо на Земле; он в три раза ниже характеристик датчиков MEMS, предлагаемых на рынке в настоящее время. Полностью интегрированный с недавно выпущенной сейсморегистрирующей системой 508XT Sercel (которая предлагает крупным геофизическим партиям возможность записи до миллиона каналов в реальном времени), датчик QuietSeis обеспечивает наиболее точные данные для любого вида исследований. Кроме того, потребление энергии однолучевым датчиком было снижено до 85 мВт, что способствует оптимальному размещению оборудования и повышению эффективности затрат крупных партий, проводящих съемку с высоким разрешением и плотностью.

Нанотехнология ПНТЗ позволяет увеличить срок службы НКТ в пять раз Уникальный технологический процесс, позволяющий добиться повышенной износостойкости муфт насосно-компрессорных труб, запатентован Первоуральским новотрубным заводом (входит в группу ЧТПЗ). ПНТЗ стал первым трубным предприятием России, внедрившим технологию термодиффузионного цинкования муфт к насосно-компрессорным трубам с использованием порошка цинка с нанокристаллизованной структурой поверхности частиц. В основу разработки заложено создание принципиально нового цинкового порошка для термодиффузионного цинкования, частицы которого покрыты нанокристаллической оксидной пленкой. Использование такого порошка позволило оптимизировать структуру покрытия и принципиальным образом улучшить его свойства, в первую очередь, износостойкость. «Оцинкованная новым способом муфта позволяет совершать более 100 спускоподъемных операций с насоснокомпрессорной трубой при проведении ремонтных и технологических работ на нефтегазодобывающих скважинах, а для эксплуатационного фонда позволяет добиться сохранения способности легко отвинчиваться при подъеме труб даже после нескольких лет эксплуатации», – комменирует директор по производству группы ЧТПЗ Денис Приходько. Научные исследования и промышленные эксперименты по разработке новой технологии продолжались в течение пяти лет. На этапе исследований оригинальная разработка была отмечена дипломом международной выставки «Металл-Экспо».

Oil&GasEURASIA

GEOPHYSICS ГЕОФИЗИКА

EXPERT OPINION

Recovering Tight Oil Geophysicists take the floor

Как извлечь труднодоступную нефть Слово геофизикам

he importance of bringing on stream Russia’s unconventional hydrocarbon resources has been duly recognized by local majors. OGE asked geophysical experts to share their views on how to unlock the vast potential of these formations.

Anatoly Tikhonov, BeicipGeoTechnologies general manager Oil&Gas Eurasia: In your opinion, what sort of geophysical investigation is still needed to properly understand the Bazhenov? Аnatoly Tikhonov: I want to note that we need to pay equal amount of attention to Domanik rock as we do to Bazhenov formations. Our leading companies such as Rosneft, Gazprom Neft and LUKOIL have done exactly so. Geophysical survey alone won’t suffice to solve the issue of tight reservoirs study. It’s necessary to collate large volumes of existing geochemical information, including pyrolysis and chloride-bituminate data analysis, as well as survey organic porosity.

рупнейшие российские компании хорошо понимают важность разработки нетрадиционных запасов углеводородов. НГЕ попросил экспертов в области геофизики рассказать, как реализовать огромный потенциал этих коллекторов.

Анатолий Тихонов, генеральный директор BeicipGeoTechnologies «Нефть и газ Евразия»: Какого рода геофизические исследования, по вашему мнению, необходимы для лучшего изучения залежей баженовской свиты? Анатолий Тихонов: Сразу оговорюсь, что, наряду с отложениями бажена, в не меньшей степени нужно обратить внимание и на нефтематеринские породы доманика. Что и сделали наши ведущие компании, такие, например, как «Роснефть», «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ». При решении вопроса об изучении плотных коллекторов только геофизических исследований явно недостаточно. Необходимо провести обобщение большого объема имеющейся геохимической информации, в частности, данных по пиролизу и хлор-битумоидному анализу. Выполнить исследования по изучению органической пористости. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

One should pay special attention to delineation and study of locations of the socalled “anomalous Bazhenov deposits,” since these zones are characterized by a strong sand seepage of the Bazhenov suite, and, consequently, improved reservoir properties. Geochemistry should by all means be backed up by petrophysical survey. In addition to traditional information on porosity, permeability and saturation, the complex petrophysical survey should reveal the condition of hydrocarbons and the total content of organic matter. Today, such technology is available in the service market. Thus, traditional methods of geological exploration, such as geochemistry, petrophysics and seismic exploration are challenged by their unconventional use and complexity when studying Bazhenov and Domanik deposits. The key issue is the use of technology of modeling hydrocarbon systems and basins in an effort to assess the resource potential of oilbearing suites. An example of such survey is Gazprom Neft’s hydrocarbon systems modeling at Salym field, conducted in an effort to assess the potential of Bazhenov deposits.

OGE:

ЭКСПЕРТНОЕ МНЕНИЕ ● Fig. 1.

● Рис. 1.

Detecting perspective areas based on seismic data Обнаружение перспективных зон по данным сейсморазведки

● Organic content ● Содержание органики

НГЕ: Необходимо ли применять разные подходы к разным частям залежей баженовской свиты? Тихонов: Конечно же, исследования должны проектироваться адресно, в зависимости от степени изученности и, в первую очередь, быть нацелены на регионы существующей нефтедобычи с развитой инфраструктурой и большим объемом геологогеофизической информации. Вопросом № 1 при проектировании является экономическая эффективность исследований, учитывающая решения по последующей разработке запасов. В регионах с подтвержденной перспективой по ресурсам бажена и доманика необходима подготовка интегрированных пилотных проектов с оценкой затрат и добавленной стоимости на каждом этапе. ● Intensity of fracture ● Интенсивность трещиноватости

Would different approaches be taken to different parts of the Bazhenov? Tikhonov: Of course, survey design should be made based on the depth of previous geological knowledge and primarily target oil-producing regions with developed infrastructure and large volumes of geological and geophysical data. Issue #1 in designing is the economic efficiency of survey, which takes into account subsequent decisions on reserves development. In the regions where Bazhenov and Domanik prospects have ● Pressure distribution been confirmed, it’s necessary ● Распределение напряжений to prepare integrated pilot Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Особое внимание уделить оконтуриванию и изучению зон распространения так называемого «аномального бажена», поскольку для этих зон характерно сильное опесчанивание баженовской свиты, и, в связи с этим, улучшение ее коллекторских свойств. Геохимия должна в обязательном порядке подкрепляться петрофизическими исследованиями. Причем помимо традиционной информации по пористости, проницаемости и насыщению, комплекс петрофизических исследований должен дать ответ о состоянии углеводородов и об общем содержании органического вещества. Такие технологии существуют сегодня на сервисном рынке. Таким образом для традиционных методов ГРР – геохимии, петрофизики, сейсморазведки – явно просматриваются вызовы: нестандартное их использование и комплексирование при решении задач изучения бажена и доманика. Принципиальным моментом является использование технологий моделирования углеводородных систем и бассейнов с целью оценки ресурсного потенциала нефтематеринских свит. Примером такого исследования является моделирование углеводородной системы на Салымском месторождении с целью оценки ресурсного потенциала бажена, проведенное «Газпром нефтью».

НГЕ: 3D сейсмика выполнена в достаточных объемах? Если нет, где именно ее нужно выполнять больше? Тихонов: Очевидно, что регионы существующей нефтедобычи, особенно зрелые месторождения, где наиболее актуально стоит вопрос о разработке плотных коллекторов, в значительной мере покрыты стандартными сейсмическими съемками. Задача сейсмических методов на текущем этапе при доизучении бажена архисложная – дать информацию по внутренней структуре и упругим свойствам слагающих баженовскую свиту отложений с целью оценки перспектив ГРР и разработки. Для этого необходимо в условиях развитой поверхностной инфраструктуры собрать широкоазимутальные, высокоплотные сейсмические данные, с достаточной для изучения внутренней структуры бажена разрешающей способностью. При условии сбора качественных данных и использования передовых технологий обработки данных (например, азимутальная сейсмическая инверсия) можно получить

EXPERT OPINION ● Fig. 2. ● Рис. 2.

Frac design based on the reservoir’s natural fracture Проектирование ГРП с учетом естественной трещиноватости коллектора

● Precise frac modeling that takes into account the properties of natural fracture allows to forecast changes of hydrodynamic properties of the reservoir during a fracking operation ● Точное моделирование процесса гидроразрыва с учетом характеристик природной трещиноватости позволяет предсказать изменение гидродинамических характеристик пласта в процессе ГРП

#3 March 2014

ценную информацию о расположении наиболее благоприятных участков для разработки и об их геомеханических характеристиках, как показано на рис. 1.

НГЕ: Используется ли микросейсмика для изучения баженовских и ачимовских залежей? Какой самый оптимальный способ ее применения? Тихонов: Данные микросейсмических наблюдений дают ценную информацию по геомеханическим свойствам разрабатываемых пластов, что позволяет оптимизировать параметры многостадийного ГРП – основного инструмента разработки плотных коллекторов. Однако, как показывает анализ разработки существующих сланцевых месторождений в США и Канаде, объем микросейсмического мониторинга ГРП не превышает 3% от всего количества операций. Причина – высокая стоимость наблюдений. Микросейсмический мониторинг проводится при размещении приемных датчиков (сейсмической антенны) в одной или нескольких соседних со стволом ГРП скважинах. Размещение датчиков на поверхности, как правило, не оправдано, в силу малой энергии микрособытий ГРП. Достоверные примеры микросейсмического мониторинга по Западной Сибири, когда предоставляются не только результаты позиционирования микрособытий, но и записи сейсмических сигналов, по которым эти события идентифицированы, в профессиональных изданиях не публиковались. В большинстве опытных работ, которые были проведены в Западной Сибири, не удалось надежно выявить и прокоррелировать по сейсмической записи продольные и поперечные волны, связанные с микрособытием. На какомто этапе, по-видимому, стоит привлечь компании имеющие опыт микросейсмического мониторинга на интенсивно разрабатываемых сланцевых месторождениях. НГЕ: Какие еще методы могут оказаться полезными? Тихонов: Как уже отмечалось, полезно выполнить

● Pressure measurement during fracking operations and microseismic data facilitate calibration of a fracture model and help run the fracking process en route to creating the optimum development design ● Замеры давления при ГРП и данные микросейсмики позволяют калибровать модель трещиноватости и управлять процессом ГРП для создания наиболее оптимальной схемы разработки

projects with an assessment of costs and added value at each stage.

OGE: Is there sufficient 3D seismic? If not, where should more 3D seismic be shot? Tikhonov: It’s obvious that the regions with existing production, particularly mature fields, where the issue of developing tight reservoirs is the most relevant, are fairly well covered by standard seismic mapping. The seismic survey challenge during additional appraisal of Bazhenov oil is paramount – it needs to provide information on interior structure and elastic properties of layers that are part of the Bazhenov suite, in an effort to assess prospects

высокоплотную широко-азимутальную сейсмическую съемку с единичными датчиками с целью получения высокоразрешенных изображений и атрибутов, характеризующих внутреннюю структуру и упругие свойства плотного коллектора. Обязательным условием является изучение минерального состава породы, поскольку заводнение пласта при ППД, может привести к изменению текстуры породы за счет увеличения объема глинистых минералов и, соответственно, к снижению ее проницаемости. Полезным является выполнение комплекса каротажных исследований для определения общего содержания органического вещества (ТОС). Для изучения структуры порово-трещинного пространства рекомендуется выполнить микроскопический анализ и томографические исследования керна. На сегодня существуют способы построения трехмерной цифровой модели порового пространства, которая является основой для моделирования и проектирования способов разработки плотных коллекторов, осложненных системами природных трещин. Необходимо развивать и использовать методы масштабирования результатов исследования на керне с целью переноса результатов на месторождение в целом. Если останавливаться на вопросах разработки плотных коллекторов, то здесь несомненной инновацией является проектирование гидроразрыва пласта с учетом его природной трещиноватости. В большинстве своем резервуары характеризуются наличием систем естественной трещиноватости. В этом случае ГРП реализует в первую Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

ЭКСПЕРТНОЕ МНЕНИЕ

for geological exploration and development. With developed above-ground infrastructure in place, this requires gathering wide-azimuth, high-density seismic data with the mapping resolution sufficient to survey interior structure of Bazhenov formations. The gathering of quality data and use of advanced data processing technology (azimuth seismic inversion, for instance) helps acquire valuable information that locates most favorable blocks for development and their geomechanical properties, as shown in Fig. 1.

очередь не создание новых трещин в пласте, а активацию – раскрытие существующих, что отражается в расположении микросейсмических очагов и в поведении кривой давления, замеряемой в ходе ГРП. Естественно, эти феномены должны учитываться при проектировании ГРП, что на сегодня не делается в стандартных реализациях проектирования ГРП. Пример того, как естественная трещиноватость может быть учтена при дизайне ГРП показан на рис.2.

OGE: Is microseismic investigation of use in the Bazhenov or Achimov? How is it best applied? Tikhonov: Microseismic monitoring data provide valuable information on geomechanic properties of developed reservoirs, which allows to optimize parameters of a multistage frac, the key instrument in producing tight reservoirs. However, as shown by the analysis of development of existing shale plays in the United States and Canada, the volume of microseismic monitoring of hydraulic fracturing doesn’t exceed 3 percent of the total number of operations, the reason being the high cost of survey. Microseimic monitoring is conducted by placing receiving sensors (seismic aerial) in one or several wells close to the frac wellbore. The placement of sensors on

НГЕ: Достаточно ли средств выделяют российские добывающие компании на геофизические исследования? Если нет, почему? Тихонов: Сегодня изучение бажена и доманика, что называется «в тренде» и ведущие российские энергетические компании обращают серьезное внимание на финансирование подобных исследований. Вопрос заключается не в инвестировании в существующие геофизические технологии, а инвестировании в создание новых технологий геологоразведки и разработки плотных коллекторов. Наиболее яркий пример представляет «Роснефть», которая совместно с ExxonMobil создала совместное предприятие для изучения ачимовских и баженовских залежей, а совместно сo Statoil отложений доманиковой формации. «Роснефть» также поддерживает наукоемкие исследования по плотным коллекторам, выполняемые в МГУ.

Andrei Bezhenstev, Tigress Ingeoservice managing director

Андрей Беженцев, управляющий директор Tigress Ingeoservice

Oil&Gas Eurasia: In your opinion, what sort of geophysical investigation is still needed to properly understand the Bazhenov? Andrei Bezhentsev: Detecting reservoirs in the Bazhenov suite requires the use of methods that enhance seismic data resolution, such as BE® technology by Geotrace. These methods are applicable both for summarized data and for CDP seismograms to improve quality of seismic routes at distant angles and the subsequent AVA inversion.

«Нефть и газ Евразия»: Какого рода геофизические исследования, по вашему мнению, необходимы для лучшего изучения залежей баженовской свиты? Андрей Беженцев: Для выделения коллекторов в пределах баженовской свиты прежде всего необходимо использовать методы повышения разрешающей способности данных сейсморазведки, такие как технология BE® компании Geotrace. Эти методы применимы как для суммарных данных, так и для сейсмограмм ОГТ для повышения качества сейсмических трасс на дальних углах и последующей AVA инверсии.

OGE: Would different approaches be taken to different parts of the Bazhenov? Bezhentsev: The Bazhenov suite spreads throughout regions and its elastic properties are fairly good. On the most difficult blocks it is recommended to use the 3C multicomponent survey technology in addition to standard 3D seismic. OGE: Is there sufficient 3D seismic? If not, where should more 3D seismic be shot? Bezhentsev: As a rule, 3D seismic is conducted at the fields that are being developed and its total mapping coverage is definitely insufficient as many traps might be missed even within the boundaries of existing fields. In order to construct wells with greater precision, it is necessary to perform 3D survey in prepared areas as early as appraisal and exploration stage. OGE: Given the fact that the shale layers are often not very deep – producing layers may be as little as 3 meters – is even 3D seismic enough? What sort of additional visualization techniques are necessary? Bezhentsev: Seismic survey should by all means be used together with well data: logging info, core sample analysis. Without these it’s difficult to assess the porosity and permeability properties of the rock even at small depths. As regards visualization tools, currently there are many available in the market. Mostly, these are the tools that provide for three-dimensional seismic data visualization.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Необходимо ли применять разные подходы к разным частям залежей баженовской свиты? Беженцев: Баженовская свита имеет региональное распространение и ее упругие характеристики достаточно выдержаны. На наиболее сложных участках, наряду со стандартными методами 3D сейсморазведки, рекомендуется использовать технологию многокомпонентной съемки 3С. НГЕ: 3D сейсмика выполнена в достаточных объемах? Если нет, где именно ее нужно выполнять больше? Беженцев: Как правило, 3D сейсморазведка проводится на месторождениях, находящихся в разработке и ее суммарное покрытие явно недостаточно, многие ловушки могут быть пропущены даже в пределах существующих месторождений. Необходимо проводить 3D исследования также на стадии поисков и разведки на подготовленных структурах для более точного заложения скважин. НГЕ: Учитывая, что сланцевые залежи обычно находятся не очень глубоко – продуктивные пласты залегают даже на глубине 3 м – можно ли здесь обойтись одной 3D сейсмикой? Какие дополнительные средства визуализации могут потребоваться? Беженцев: Сейсморазведка обязательно должна использоваться совместно со скважинными данными: каротаж, анализы керна. Без этого даже на малых глубинах трудно оценить фильтрационно-емкостные свойства пород. Что касается средств визуализации, то в настоящее время на рынке их достаточно много, в основном это средства, позволяющие визуализировать данные 3D сейсморазведки в объемном виде.

EXPERT OPINION

Yuri Solovyov, Schlumberger WL Geophysics Domain champion, Russia and Central Asia Microseismic investigation is in use in the Bazhenov and Achimov. At the end of 2013, Schlumberger conducted microseismic monitoring to test control of fracture development during multistage fracking in a horizontal well. The customer was one of Russia’s oil majors with Bazhenov suite identified as the target horizon. An array of 12 geophone accelerometer sensors set apart 30 meters from each other (360 meters total) had been placed into a vertical well, located 342 meters from the nearest injection well entry. The lower tool was placed near the bottomhole of the observation well. The initial velocity model was received by using the broadband acoustic logging data from neighboring wells. Three-component sensors in the well were oriented by means of a primacord squib blast in a neighboring well at a depth matching that of the Bazhenov suite top. Knowing the direction of first arrivals of seismic wavefield, threecomponent sensors on each of the 12 tools were oriented as per the algorithm of hodogram rotation. After that the velocity model was calibrated in the following way. The blast of the squib generates longitudinal and converted shear waves. Knowing the time of arrival of longitudinal and shear waves and the precise distance between the exciters of seismic activity and sensors, it’s easy to calculate calibrated velocity parameters. We need to add that microseismic events had been registered continuously. First arrivals of longitudinal and shear waves were registered by each tool, affixed by pressure devices to the observation well opposite the reservoir. Further on, we used the resection method and the calibrated velocity model to determine the actual location of registered microseismic events in space factoring in the set signal-to-noise ratio. The necessary condition for successful work was to maintain acoustic silence in the work area, both on the surface and in the neighboring wells. Processing and interpretation of acquired data helped determine with high precision the azimuth and location of fractures during the first-stage frac. Further work was halted due to the reasons unrelated to microseismic monitoring. The main goal was to confirm expected geometry and azimuth of fractures in order to either support or rectify the selected strategy for development of a pilot block. The results of observation suggested the following conclusions: ●

The registered azimuth and geometry of fractures confirm that the direc-

tion of drilling the horizontal wellbore was selected properly. ●

Microseismic events precisely determine the location of fracturing ports

in the borehole of a horizontall well. ●

Microseismic events with a signal-to-noise ration over 2 are easily reg-

istered at a distance up to 600 meters from geophone accelerometer sensors in the Bazhenov suite. The work we performed had proven that microseismic survey is a quality, significant tool to determine geometry, development dynamics in time and fracturing design complexity, which in itself is a finished product. In order to use microseismic data to its maximum, it is recommended to perform comprehensive interpretation jointly with geomechanical and field development data.

#3 March 2014

Юрий Соловьев, главный геофизик Schlumberger WL Россия и Центральная Азия Для изучения баженовских и ачимовских залежей используется микросейсмика. В конце 2013 года Schlumberger провела исследования по контролю за развитием трещин во время проведения многосадийного гидроразрыва пласта в горизинтальной скважине методом микросейсмического мониторинга. Заказчиком выступала одна из ведущих российских нефтяных компаний, целевой горизонт – Баженовская свита. Для проведения исследований в вертикальную скважину находящуюся на расстоянии 342 м от ближайшего порта нагнетательной скважины была помещена коса из 12 геофонов – аккселерометров, разнесенных через 30 м, общей длиной 360 м. Нижний прибор находился в районе забоя наблюдательной скважины. Начальная скоростная модель была получена с использованием данных широкополосного акустического каротажа в близлежащих скважинах. Трехкомпонентные приборы в скважине были сориентированы путем подрыва шнуровой торпеды в близлежащей скважине на глубине, соответствующей глубине залегания кровли Баженовской свиты. Зная направление прихода первых вступлений сейсмических колебаний, трехкомпонентные датчики каждого из 12 скважинных приборов были сориентированы по алгоритму вращения годограмм. Затем скоростная модель была откалибрована следующим образом. Во время подрыва торпеды происходит генерация продольных и конвертированных поперечных волн. Зная время прихода продольной и поперечной волны и точное расстояние между источниками возбуждения сейсмических сигналов и приемниками, легко рассчитать калиброванные скорости. При этом регистрация микросейсмических событий производилась непрерывно. Первые вступления продольных и поперечных волн регистрировались каждым из приборов, закрепленных прижимными устройствами в наблюдательной скважине напротив пласта-коллектора. Далее, используя метод засечек и откалиброванную скоростную модель, определялось реальное положение зарегистрированных микросейсмических событий в пространстве с учетом заданного отношения сигнала к уровню помех. Необходимым условием успешного проведения работ являлось соблюдение акустической тишины в районе проведения работ как на поверхности, так и в близлежащих скважинах. В результате обработки и интерпретации полученных данных азимут и положение трещин в пространстве по первой стадии ГРП были определены с высокой точностью. Дальнейшие работы были приостановлены по причинам, не связанным с микросейсмическим мониторингом. Основной задачей являлось подтверждение ожидаемой геометрии и азимута трещин, для подтверждения или корректировки выбранной стратегии разработки пилотного участка. По результатам наблюдений были сделаны следующие выводы: ● зарегистрированные азимут и геометрия трещин подтверждают правильность выбора направления бурения горизонтального ствола скважины; ● микросейсмические события точно определяют положение портов для инициирования трещин в стволе горизонтальной скважины; ● микросейсмические события, с соотношением «сигнал-помеха» более 2, уверенно регистрируются на расстоянии до 600 м от геофонов-акселерометров в Баженовской свите. Проведенная работа доказала, что микросейсмика является качественным и существенным инструментом определения геометрии, динамики развития во времени и сложности строения трещин, что само по себе является конечным продуктом. Для извлечения максимальной пользы из микросейсмических данных, рекомендуется их комплексная интерпретация совместно с данными геомеханики и разработки месторождений.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

ЭКСПЕРТНОЕ МНЕНИЕ

the surface is not justified, as a rule, because of the scarce energy of microevents of the frac. Valid examples of microseismic monitoring in West Siberia, which include not only the results of microevents positioning, but also the recordings of seismic signals, haven't been published yet in trade magazines. The greater part of tests that were conducted in West Siberia couldn’t reliably disclose and correlate on the basis of seismic recordings longitudinal and shear waves linked to a microevent. Evidently, the companies experienced in microseismic monitoring at intensively developed shale plays should be hired at a certain point to perform this task.

OGE: What other techniques are useful? Tikhonov: As noted earlier, it’s useful to conduct high-density wide-azimuth seismic survey with individual sensors in an effort to obtain high resolution imaging and attributes that characterize interior structure and elastic properties of a tight reservoir. It is necessary to study the mineral structure of the rock as flooding during maintenance of reservoir pressure could cause changes in rock texture due to growth of volume of clay minerals and, accordingly, reduced permeability. It is useful to perform a set of logging tests to determine the total quantity of organic matter. In order to study the structure of the fractured-porous space, it is recommended to perform microscopic analysis and tomographic survey of core samples. Today, there are many ways of creating a 3D digital model of the porous space, which serves as the base for modeling and designing solutions to develop tight reservoirs that have been more difficult to produce due to natural fractures. It is necessary to develop and use the methods of scaling results of core samples and transpose them on a field as a whole. If we focus on issues related to development of tight reservoirs, doubtless innovation is the frac design that takes into account a reservoir’s natural fractures. The majority of reservoirs have them and in this case the frac should be targeting to expand the existing fractures, not to create new ones. This is reflected in location of microseismic focuses and the pressure curve measured during the fracking operation. Naturally, these phenomena should be factored in when designing a frac, which is not being done today in standard frac designing. An example of factoring in natural fractures when designing a frac is shown in Fig. 2.

OGE: Has investment by Russian production companies into geophysical investigation been sufficient? If not, why not? Tikhonov: Today, the study of Bazhenov and Domanik deposits is “trendy” and Russia’s leading energy companies pay a great deal of attention to financing such activities. At issue here is investment into creation of new technology of geological exploration and tight reservoir development instead of spending funds on existing geophysical technology. The brightest example is Rosneft’s JV with ExxonMobil, which has been tasked to study Achimov and Bazhenov deposits. Meanwhile, Rosneft’s other joint venture with Statoil will perform the same type of work on Domanik formations. Rosneft also supports scientific research on tight reservoirs, conducted at the Moscow State University.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GEOPHYSICS ГЕОФИЗИКА

SEISMIC SURVEY

Microsiesmic Monitoring & Fracking: Downhole or Surface? Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: скважинный или поверхностный? Sergei Alexandrov, Viktor Mishin, Dmitry Burov

Сергей Александров, Виктор Мишин, Дмитрий Буров

rowth in global energy demand encourages oil and gas companies to use secondary oil recovery methods for higher production rates – in particular, hydraulic fracturing. The efficiency of stimulation, especially in terms of ensuring high oil production rate, depends on the quality of EOR operations, on conformity of the actual fissure zone geometry and achieved filtration mode to the model parameters as set out by frac design. Undoubtedly, such “aggressive” stimulation techniques as fracking have to be monitored to make sure the process is under control. Taking into account the most common problems oil producers face when performing a frac, these are the key monitoring tasks: ● Identifying discrepancy between the frac design and the factual geometry and size of the fracture zone (including detection of frac asymmetry) ● Anticipating negative scenarios of fracture expanding beyond the target reservoir (including the area of neighboring water-saturated horizons) ● Identifying the causes of premature emergency pumping stops ● In situ control of fissure filtration properties ● Getting the data for instant correction of subsequent operations in multi-fracking projects ● Possibility of dynamic 3D visualization of the reservoir and development of the fissure zone in real time ● Fracturing quality diagnostics

ост мирового спроса на энергоресурсы побуждает нефтегазодобывающие компании применять вторичные методы добычи с увеличением нефтеотдачи пластов, в частности, интенсификацию добычи методом гидроразрыва пласта (ГРП). При этом эффективность стимуляции, особенно с точки зрения обеспечения высокой конечной нефтеотдачи, напрямую зависит от качества выполнения EOR-операций, от соответствия фактической геометрии трещинной зоны и достигнутого фильтрационного режима модельным параметрам, запланированным по дизайну ГРП. Поэтому не возникает сомнений, что такие «агрессивные» методы воздействия на коллектор, как операции ГРП, должны обязательно сопровождаться процедурами контроля – мониторингом. Учитывая проблемы, с которыми чаще всего сталкиваются нефтяники при проведении ГРП, наиболее актуальными задачами мониторинга являются: ● обнаружение несоответствия дизайна ГРП фактической геометрии и размерам трещинной зоны (в т.ч., асимметрия разрыва); ● прогноз негативных сценариев распространения трещин за пределы целевого пласта (включая область соседних водонасыщенных горизонтов); ● выявление причин преждевременных аварийных остановок закачки («стопов»); ● контроль фильтрационных свойств трещины in situ; ● получение данных для оперативной коррекции дизайна последующих операций при многостадийном ГРП; ● возможность динамической 3D визуализации процессов образования и развития трещинной зоны ГРП в реальном времени; ● диагностика качества операции ГРП.

Microseismic Technology Microseismic monitoring is the best bet here, judging from the experience of oilfield services providers who develop monitoring technologies for fracking. This

Сергей Александров – заместитель генерального директора по науке ООО «Викосейс», доктор физико-математических наук, академик РАЕН Виктор Мишин – генеральный директор ООО «Викосейс», кандидат технических наук Дмитрий Буров – начальник Управления полевой геофизики ООО «Газпром георесурс» Sergei Alexandrov, Vikoseis deputy general director, Ph.D. in Physics & Mathematics, member of Russian Academy of Natural Sciences; Viktor Mishin, Vikoseis general director, candidate of Science* Dmitry Burov, head of Field Geophysics Division, Gazprom Georesurs *A Russian academic title. In the United States the Doctor of Sciences and Candidate of Sciences degrees in mathematics, physics, chemistry, biology, and other sciences may be recognized by some universities as an equivalent to Ph.D.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

Treatment well Рабочая скважина

СЕЙСМОРАЗВЕДКА

Observation well Наблюдательная скважина

О микросейсмической технологии

Из опыта нефтегазовых сервисных компаний, разрабатывающих технологии контроля ГРП, в настоящее время наиболее успешно эта задача решается с помощью микросейсмического мониторинга (в таблиSeismic 3C це приведены данные, позволяющие сравreceivers нить различные методы инструментального Трехкомпонентные контроля геометрии ГРП). Микросейсмика сейсмоприемники позволяет определять геометрию гидроразрыва пласта на достаточно больших расстояниях от места наблюдения (в скважинах или на поверхности), а также получать диагностические 3D изображения в процессе образования и развития разрыва. Этим она существенно отличается от акустических методов, Reservoir / Пласт например, кросс-дипольного каротажа, применяемых для оценки азимута разрыва только Microseismic Pumping area вблизи ствола скважины ГРП. Таким образом, event Зона закачки микросейсмические технологии обладают Микросейсмическое событие определенными преимуществами, заключа● Fig. 1 General framework of observing the downhole microseismic hydrofrac ющимися в более высокой надежности опреmonitoring деления большинства геометрических пара● Рис. 1 Общая схема наблюдений скважинного микросейсмического метров. мониторинга ГРП Суть микросейсмического мониторинга заключается в регистрации сейсмоэмиссионных процессов, сопровождающих образоваis confirmed by comparing different sensor monitoring ние трещинной зоны ГРП. Технология основана на испольmethods for hydrofrac geometry (Table 1). Microseismics зовании специальных средств – методики непрерывных provide the operators with a long-distance tool for defin- наблюдений, оборудования и программного обеспечения. ing the fracturing geometry (downhole or on the sur- В нефтегазовой отрасли она успешно применяется более face) and for receiving diagnostic 3D imaging in the pro- 20 лет, позволяя получать данные для оперативной коррекcess of fissure formation and development. This under- ции дизайна ГРП, минимизировать риски и оптимизироlines the distinction between this method and acoustic вать увеличение отбора углеводородов при вовлечении в techniques such as cross-dipole shear imaging used to разработку трудноизвлекаемых запасов. Существуют различные технологии скважинного и estimate fissure azimuth only near the wellbore. The key advantage of microseismic monitoring is its higher reli- поверхностного микросейсмического мониторинга, базиability in determination of most geometrical parameters, рующиеся, соответственно, на регистрации глубинного therefore any research work on microseismic monitoring микросейсмического излучения как непосредственно в скважине ГРП, так и в соседних наблюдательных скважиfor hydrofrac is important. The technology is based on registering seismic нах или на поверхности при помощи площадных сейсмиprocesses that follow the formation of the fissure zone ческих расстановок. Учитывая различные цели и результаand uses some special tools, such as continuous moni- тивность мониторинга, технологические риски и разницу toring, tailored equipment and software. In the oil and в стоимости подобных работ нефтяник часто стоит перед gas industry, it has been successfully used for over 20 непростым выбором подходящего инструмента для конyears, providing reliable data for real-time correction of троля выполняемых им операций ГРП. Ниже рассматриваhydrofrac design while minimizing risks and optimizing ются особенности и возможности этих технологий, а также необходимые условия их успешного применения. the production rate on difficult deposits. Принципиальные системы наблюдений показаны There are various technologies of downhole and surface microseismic monitoring based on registering соответственно на рис. 1 и 2 (для скважинной технологии deep microseismic waves both directly in the fractured мы ограничимся стандартной техникой наблюдений, т.к. well and in neighboring monitoring wells, or on the малоканальное оборудование для наблюдений непосредsurface using areal seismic setups. Given the different ственно в скважине ГРП в настоящее время пока не предоobjectives and efficiency of monitoring, the technologi- ставляет достаточно полных результатов). Для наземных cal risks and difference in the cost of such operations, наблюдений обычно применяются стандартные группы the producer often faces the difficult choice of a suit- приборов с записью вертикальной компоненты, а для скваable tool for monitoring the hydrofrac operations. This жинных наблюдений – трехкомпонентные многоточечarticle discusses the features and capabilities of these ные цифровые зонды с управляемым прижимом. technologies, as well as the conditions required for their successful application. Технологические риски скважинного Concepts for monitoring systems are shown in мониторинга ГРП Fig. 1 and 2 (for downhole technology, we would use only the standard monitoring technique as low-trafПри планировании работ по технологии скважинного fic equipment for direct monitoring of the frac well микросейсмического мониторинга ГРП предварительно Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SEISMIC SURVEY

#3 March 2014

currently provides insufficient volume of data). For surface monitoring, companies commonly use standard toolsets with option of vertical intensity survey, for downhole monitoring – three-component multipoint digital probes with a controlled hold-down.

следует оценить следующие факторы: ● Наличие больших дистанций между зоной ГРП и интервалом регистрации в выделенных наблюдательных скважинах-кандидатах, а также малых дистанций между устьями скважин - наблюдательной и ГРП. ● Высокий уровень вибрации обсадной колонны. Technological Risks of Неблагоприятные условия Downhole Hydrofrac приема приводят к возникноMonitoring вению резонансных явлений на горизонтальных сейсмоWhen planning the приемниках зонда (особенно downhole microseismic на компоненте, поперечной hydrofrac monitoring, the по отношению к прижимноfollowing factors should be ● Fig. 2 General framework of surface microseismic frac monitorму рычагу приемного модуля). considered: ing; next to the hydrofrac zone – a cluster of registered microseisДля слабых микросейсмиче● Large distances mic sources ских сигналов это приводит between the frac zone and ● Рис. 2 Общая схема наблюдений наземного микросейсмик существенному искажению the sensing interval in wells ческого мониторинга ГРП; в окрестности зоны ГРП показан азимутов эмиссионных собыselected as monitoring canрой зарегистрированных микросейсмических источников тий и, как следствие, к погрешdidates, as well as the small ностям в определении гориdistances between the зонтальных размеров трещинmouths of monitoring and ной зоны (из-за «размазывания» роя зарегистрированных frac wells. ● High levels of casing vibration. Adverse reception микросейсмических источников). Иногда этот негативный conditions result in resonance phenomena on hori- фактор вынуждает использовать несколько наблюдательzontal seismic sensors of the probe (especially on the ных скважин вместо одиночной, что вызывает удорожание component that is transversal to the hold-down lever работ. of the receiving unit). For weak microseismic signals, ● Использование в качестве наблюдательных скважин this means significant distortion of azimuths for emis- из старого фонда. Условия установки зонда и приема сейсsion events and, consequently, errors in determining мических колебаний в таких скважинах обычно неблагоthe horizontal dimensions of the fissure zone due to приятные. Кроме того, в случае наблюдений в эксплуатациthe “blurring” of the cluster of registered microseismic онных скважинах или в скважинах, где ранее проводилось sources. Sometimes this negative factor forces the pro- ГРП, расстояние по сейсмическим лучам обычно сущеducer to use several monitoring wells instead of a single ственно больше расстояния по пласту из-за необходимости one, boosting the cost of the project. размещения зонда выше целевого пласта и может дости● Using wells of the old stock as monitoring wells. гать более 1 км. В этом случае для локализации глубинных Generally, such wells have unfavorable environment микросейсмических источников необходимо применение for setting the probe and receiving seismic waves. специальных методов, обладающих достаточной разрешаFurthermore, monitoring in production wells or post- ющей способностью на больших дистанциях. frac wells means that the probe must be placed much ● Наличие работающих интервалов в наблюдатель– 1 kilometer and more – higher than the target for- ной скважине. В этих случаях необходимо изолирование mation (as seismic ray distance is usually much larger работающих интервалов в наблюдательной скважине при than the distance through the formation). In this case, помощи установки отсекающего пакера. localization of deep microseismic sources requires spe- ● Шумы в соседних скважинах. Необходима приостаcial methods that provide sufficient resolution at large новка бурения скважин и других шумных работ в окрестноdistances. сти объекта ГРП. Ненадлежащее выполнение этого условия ● Presence of operating segments in the monitoring может привести к серьезному осложнению интерпретации well. In these cases, the cutoff packer must be used to данных ПСМ, т.к. изучаемая область может быть сильно маскирована техногенными помехами, например, трубныisolate operating segments in the monitoring well. ● Noise in adjacent wells. It is necessary to suspend ми волнами, вторичными шумовыми источниками, интенdrilling and other noisy operations near the hydrofrac сивными гармоническими и другими помехами. well. Improper compliance with this rule could lead ● Влияние между устьями наблюдательной скважины и to serious complications in interpretation of passive скважины ГРП. Для ослабления фона помех, связанного с microseismic monitoring data – the study area may работой тяжелой техники на устье нагнетательной скважиhave a thick cloak of man-made interferences such as ны ГРП, необходимо в качестве наблюдательной выбирать tube-wave noise, secondary noise sources, intensive har- скважину, пробуренную из другого куста (если применяетmonics and other interference. ся технология кустового бурения). И если, в случае больших удалений по пластопересече● Distortion between the mouths of the monitoring well and hydrofrac well. To reduce the background noise нию между скважиной ГРП и наблюдательной скважиной

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

of heavy equipment running at mouth of frac injection well, it is necessary to choose monitoring well from the different cluster (if the producer uses cluster drilling technology). And though in the case of a large offset (by layer intersection) between the frac well and monitoring well it is often possible to expand the operation distance, for example, by placing sensors at the formation level next to lower-permeability layers (i.e. waveguides), the high vibration of the casing in the sensing interval forces the operator either to seek other intervals with more favorable conditions for sensing, or to make a decision stating high-precision monitoring is not viable. Regretfully, a definitive answer to this question available only through calibration by perforation gun shots, during test calibration on sources with known coordinates.

Technological Risks of Surface Hydrofrac Monitoring In Russia, the companies usually use the cheaper, surface monitoring systems requiring areal seismic spreads with a large aperture and plenty of receivers (up to 1,500). High multiplicity of accumulation and special modelling methods that involve algorithms for high-resolution seismic emission imaging ensure high degree of confidence in highlighting weak microseismic signals from the deep frac zones on the background of intensive surface noise. Such monitoring systems were used for monitoring the hydrofrac reservoirs of Upper Neocomian zones and Achimov reservoirs on Western Siberia oil and gas fields. The problems include the following: ● weather and seasonal factors ● influence of natural landscape conditions on installation of the tools (swamps, lakes, etc.) ● placing the receiver points near the sources of powerful technological interference (engineering structures, power lines, roads, pipelines, etc.) ● presence of imaginary and false sources ● restrictions on receiving aperture To improve setup conditions, operators must embed the equipment, including in small wells. Imaginary sources appear due to waves (from anthropogenic surface sources) that were reflected at the boundary located at a depth equal to half the depth of the hydrofrac target formation. During hydrofrac in the vertical wells, they appear in the center of the fracturing zone. False sources are the variety of imaginary sources; they are observed in frac operations in deviated wells and usually form an intense loop directed towards the fall of the drill string. Often, this loop masks useful target sources. For rejection of the imaginary and false sources, operators use special algorithms with simultaneous positioning of sources and calculation of corresponding optimal velocity model: the effective speed for imaginary sources would be lower than for the targeted emission sources (because the reflected waves spread through upper, low-speed part of the formation). This paves the way for automatic rejection of false solutions. The last mentioned issue happens because the optimum aperture is usually chosen as about double of the target horizon depth – which means that for the deep horizons, for example, for Achimovsky collectors, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЕЙСМОРАЗВЕДКА часто удается достичь увеличения дистанции работоспособности метода, например, располагая приборы на уровне пласта в окрестности слоев с пониженной скоростью (т.е. в волноводах), то высокая вибрация обсадной колонны в интервале приема вынуждает искать другие интервалы с более благоприятными условиями приема или принять решение о невозможности высокоточных наблюдений. К сожалению, окончательный ответ на этот вопрос можно получить только во время калибровки по выстрелам перфоратора, когда производится пробная пристрелка по источникам с известными координатами.

Технологические риски наземного мониторинга ГРП В России наибольшее распространение получили более дешевые наземные наблюдения с использованием площадных сейсмических расстановок с большой апертурой и большим количеством приемников (до 1500). Высокая кратность накапливания и специальные приемы обработки по алгоритмам сейсмоэмиссионной томографии высокого разрешения позволяют уверенно выделять слабые глубинные микросейсмические сигналы из зоны ГРП на фоне интенсивных поверхностных помех. Такие системы наблюдений были использованы при мониторинге ГРП коллекторов углеводородов верхненеокомского комплекса и ачимовских коллекторов на нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири. В числе проблем отметим следующие: ● погодный и сезонный факторы; ● влияние природно-ландшафтных условий на условия установки приборов (болота, озера и др.); ● размещение пунктов приема в окрестности мощных поверхностных техногенных помех (инженерно-технические сооружения, ЛЭП, дороги, трубопроводы и др.); ● наличие мнимых и ложных источников; ● ограничения по апертуре приема. Для улучшения условий установки необходимо заглубление приборов, в том числе в мелких скважинах. Мнимые источники обусловлены волнами от поверхностных техногенных источников, претерпевшими отражения на границе, залегающей на глубине, равной половине глубины целевого пласта ГРП. Они проявляются в центре зоны ГРП при гидроразрыве в вертикальных скважинах. Ложные источники являются разновидностью мнимых и наблюдаются при ГРП в наклонных скважинах, обычно формируют интенсивный шлейф по направлению падения буровой колонны. Часто этот шлейф маскирует полезные искомые источники. Для отбраковки мнимых и ложных источников применяются специальные алгоритмы с одновременным определением координат источников и соответствующей им оптимальной скоростной модели: для мнимых источников эффективная скорость будет меньше, чем для искомых эмиссионных источников (т.к. отраженные волны распространяются в верхней более низкоскоростной части разреза), что и позволит произвести автоматическую отбраковку ложных решений. Последняя проблема из отмеченных в списке вызвана тем, что оптимальная апертура обычно подбирается из условия ее соизмеримости с двойной глубиной целевого горизонта, и для глубоких горизонтов, например, ачимовских коллекторов, сигналы при регистрации калибровочных выстрелов перфоратора ГРП не прослеживаются по всей длине профилей расстановки. Последнее не позволяет произвести полную калибровку, включая коррекцию стати-

#3 March 2014

SEISMIC SURVEY Different frac monitoring methods compared Сравнение различных методов контроля операций ГРП Controlled fracture parameters / Контролируемые параметры трещины Diagnostic method / Метод диагностики Azimuth / Азимут

Height / Высота

Asymmetry / Асимметрия

Range / Диапазон

Downhole microseismic monitoring Скважинный микросейсмический мониторинг

Distant / Дальний

Surface microseismic monitoring Наземный микросейсмический мониторинг

Distant / Дальний

Tiltmeters / Наклономеры

Near-wellbore / Приствольный

Cross-dipole shear imaging (Cross-DSI) Кросс-дипольный акустический каротаж

Near-wellbore / Приствольный

Isotope marker / Изотопный маркер

Near-wellbore / Приствольный

Temperature well logging / Термокаротаж

Near-wellbore / Приствольный

Dynamic well test / ГДИС

Distant / Дальний

Tracer survey / Трейсерные исследования

Distant / Дальний

High reliability Высокая достоверность

Medium reliability Средняя достоверность

the signals of calibration shots from frac perforation gun cannot be traced over the whole length of seismic points. This prohibits a full calibration, including correction of statics for all geophone points, forcing to reduce the aperture thereby reducing optical resolution of the method. Notably, large amount of data (one to two orders of magnitude higher compared to the downhole monitoring) handicaps the real-time processing options.

Conclusions Obviously, the choice of optimal microseismic frac monitoring technology requires consideration of all the mentioned factors and the price-quality ratio. For example, well-monitoring technology is feasible for the deep target formations where the priority task is to monitor the vertical development of the fissure zone for forecasting the fissure breakthrough to the neighboring water-saturated horizons – if there are suitable wells for monitoring. Notably, simultaneous monitoring via two or more wells, even if they are not the old fund, is the safest solution for pilot projects. If the main task is to solve the standard problem of defining the trend, sizes, and assessing the filtration properties of the frac fissure zone – in many cases, the best choice is the surface monitoring, which would also mean significant savings.

Length / Длина

Low reliability Низкая достоверность

Impossible to define Невозможно определить

ческих поправок для всех пунктов приема, и вынуждает уменьшать апертуру, снижая тем самым оптическую разрешающую способность метода. Отметим также, что из-за большого объема данных (на один-два порядка по сравнению со скважинным мониторингом) возможность обработки в режиме реального времени практически не реализуется.

Выводы Очевидно, выбор оптимальной технологии микросейсмического мониторинга ГРП должен определяться с учетом всех отмеченных факторов и соотношения ценакачество. Например, для глубокозалегающих целевых пластов и приоритетом задачи контроля развития трещинной зоны ГРП по высоте с целью прогноза прорыва трещины в соседние водонасыщенные горизонты целесообразно привлечь скважинную технологию, если имеются подходящие скважины-кандидаты для наблюдений. Следует отметить, что для пилотных проектов надежным решением является синхронное наблюдение в двух и более скважинах, даже если они не принадлежат старому фонду. Если основное назначение работ заключается в решении стандартной задачи по определению простирания, размеров и в оценке фильтрационных свойств трещинной зоны ГРП, то во многих случаях оптимальным выбором является наземный мониторинг, позволяющий сэкономить существенные средства.

Oil&GasEURASIA

• Крупнейший геолого-геофизический форум России • Более 1000 делегатов со всего мира • Научная программа, охватывающая все направления наук о Земле • Представительная выставка

Геонауки — инвестиции в будущее

Окончание предварительной регистрации 15 марта 2014 г.

6-я международная геолого-геофизическая конференция и выставка www.eage.org www.eage.ru

7-10 апреля 2014 г. г. Санкт-Петербург, Россия

GEOPHYSICS ГЕОФИЗИКА

SEISMIC SURVEY

High-Resolution Seismic for Eastern Siberia Gazprom Neft Pioneers UniQ Technology in the Chonsky Project PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМНЕФТЬ

Сейсмика высокого разрешения для Восточной Сибири В Чонском проекте «Газпром нефти» впервые в России применили технологию UniQ

Elena Zhuk

ompared to West Siberia, Russia’s traditional oil production region, operators in East Siberia, which hasn’t been that well explored, have a harder time producing under complex geological conditions. Here, pay zones are often covered by volcanic rock and salt layers that complicate pinpointing of perspective areas, which justifies the need for new exploration methods. Factoring in these nuances, Russian operators in East Siberia tend to apply the latest seismic technology. A bright example is Gazprom Neft’s use of UniQ 3D seismic survey at the Chonsky group of fields. Schlumberger developed this technology in 2008 and it is currently implemented in the Chonsky project by GEOTEK Holding service company on the basis of a license agreement with the developer. Three fields of the Chonsky group (operated by Gazpromneft Angara) are located on the border of the Irkutsk region and the province of Sakha (Yakutia). In 2005, the company obtained a license for Tympuchikanskoye field, in 2007 – for Ignyalinskoye and Vakunaiskoye fields. Their total hydrocarbon reserves are estimated at 125 million tons of oil and 225 billion cubic meters of natural gas.

Елена Жук

сравнении с традиционным регионом добычи углеводородов, Западной Сибирью, в малоосвоенной Восточной Сибири их залежи расположены в более сложных геологических условиях. Продуктивные пласты здесь часто перекрыты вулканическими породами и соляными слоями, затрудняющими определение перспективных участков, и необходимость новых методов поиска вполне оправдана. Учитывая эти нюансы, работающие в регионе российские компании-операторы стараются применять самые современные технологии в области сейсмики. Один из ярких примеров – использование «Газпром нефтью» на месторождениях Чонской группы технологии трехмерной сейсморазведки UniQ. Она была разработана в 2008 году Schlumberger, а ее внедрение в рамках Чонского проекта осуществляет сервисная компания «ГЕОТЕК Холдинг» на основании лицензионного соглашения с разработчиком. Три месторождения Чонской группы (недропользователь – «Газпромнефть-Ангара») расположены на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия). Лицензия на Тымпучиканское месторождение получена в 2005 году, Игнялинское и Вакунайское – в 2007-м. Суммарные запасы углеводородов оцениваются в 125 млн т нефти и 225 млрд м³ газа. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

СЕЙСМОРАЗВЕДКА

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМНЕФТЬ

Российско-японская связка

● ЈОGMEC executive director Hironori Wasada, left, and Gazprom Neft first deputy general director Vadim Yakovlev sign an agreement in June 2012 on joint geological exploration of oil reserves at the Ignyalinsky license block ● Исполнительный директор японской JOGMEC Хиронори Васада (слева) и первый заместитель гендиректора ОАО «Газпром нефть» Вадим Яковлев подписывают в июне 2012 года соглашение о совместном геологическом изучении компаниями нефтяных запасов Игнялинского лицензионного участка

Russian-Japanese Cooperation In June 2012, Gazprom Neft invited Japan’s JOGMEC to jointly explore the Ignyalinsky block. The approved program included mapping out at least 450 square kilometers with 3D seismic surveys by the end of 2013, testing two already drilled wells and drilling two new wells. According to the agreement, JOGMEC was expected to provide the bulk of the $100 million investment in exploration. “Joint study of the Ignyalinsky block will help us better understand and assess productive potential of the field, and make necessary investment decisions in the future,” Gazprom Neft first deputy general director Vadim Yakovlev said at the time. “Last year we started shooting on the Ignyalinsky block, and plan to continue this year. We applied standard 3D seismic technology using imported seismostations,” GEOTEК Holding chief geophysicist Vladislav Votsalevsky told OGE. According to Votsalevsky, Russian companies today most often use Sercel seismostations, though other manufacturers’ equipment – including local makes – is also present in the market albeit in a smaller proportion. A c c o rd i n g to Votsalevsky, the Chonsky fields were previously sur- ● GEOTEК Holding chief geophysiveyed mainly by 2D seis- cist Vladislav Votsalevsky mic, some profiles had ● Главный геофизик ЗАО been done in the years «ГЕОТЕК Холдинг» Владислав preceding the breakup of Воцалевский Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В июне 2012 года «Газпром нефть» пригласила японскую JOGMEC для совместного изучения Игнялинского участка. Согласованная программа предусматривала проведение до конца 2013 года сейсмических исследований 3D на территории не менее 450 км², испытание двух уже пробуренных скважин и бурение двух новых. Предполагалось, что JOGMEC понесет большую часть затрат по проекту, в рамках которого на геологоразведку планировалось потратить $100 млн. «Совместное изучение запасов Игнялинского участка позволит нам лучше понять и оценить перспективы разработки этого месторождения, а в дальнейшем принять необходимые инвестиционные решения», – отметил тогда первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев. «В прошлом году мы начали исследования на Игнялинском участке, в этом году они будут продолжены. Работы проводились по стандартной технологии 3D с применением сейсмостанций зарубежного производства», – рассказал НГЕ Владислав Воцалевский, главный геофизик ЗАО «ГЕОТЕК Холдинг» – подрядчика по проведению сейсморазведки на месторождениях Чонской группы. По словам Воцалевского, чаще всего сегодня на российском рынке используются сейсмостанции производства Sercel, хотя в меньшей доле представлено и оборудование других зарубежных производителей, включая небольшое количество сейсмостанций российского производства. Как рассказал Воцалевский, ранее на месторождениях Чонской группы проводилась в основном сейсморазведка 2D, часть профилей была выполнена в рамках региональных работ в последние годы существования СССР, часть работ – относительно недавно. Но по информативности, отмечает специалист, 2D для Восточной Сибири подходит только для базовой оценки. «Раньше 3D сейсморазведки по Восточной Сибири проводилось мало, потому что логистика и инфраструктура здесь намного хуже, чем в Западной Сибири, и только в последние годы началось бурное развитие этих работ», – добавил Воцалевский. Если в Западной Сибири стандартные технологии сейсморазведки себя неплохо зарекомендовали, то для Восточной Сибири их потенциал, как правило, довольно ограничен. В итоге коэффициент успешности бурения в Восточной Сибири намного ниже, чем в Западной. Соответственно, для получения данных повышенной точности необходимо использовать более мощные средства исследования.

Преимущества UniQ В декабре 2012 года «ГЕОТЕК Холдинг» и «Газпром нефть» подписали договор на проведение сейсморазведочных работ на Вакунайском лицензионном участке в течение трех полевых сезонов. За это время предполагалось охватить высокоразрешающей сейсморазведкой 1 125 км² лицензионного участка. При этом впервые в России для разведки углеводородов решили использовать разработанную Schlumberger технологию высокоразрешающей сейсмосъемки UniQ. Ранее сейсморазведка 3D на Вакунайском и Тымпучиканском участках не проводилась. Выбор сопредельных территорий Тымпучиканского и Вакунайского месторождений для внедрения технологии UniQ был обусловлен сочетанием сразу нескольких факторов, ограничивающих возможности однозначного определения точек заложения скважин. К трапповому магматизму, характерному для всего региона, здесь добавляется спец-

SEISMIC SURVEY

#3 March 2014

The Chonsky Group of Fields Чонская группа месторождений

the Soviet Union and some are relatively recent. For East Siberia, 2D study suffices only for basic assessment, he adds. “Earlier, operators didn’t perform much 3D seismic in East Siberia as logistics and infrastructure were far worse than in West Siberia, but in recent years the situation has changed, this sector is now developing rapidly,” says Votsalevsky. While standard seismic tech has performed rather well in West Siberia, its potential in the east has been fairly limited. Accordingly, drilling success rate in East Siberia is much lower than in West Siberia. Consequently, in order to obtain high accuracy data companies have to use more powerful exploration tools.

UniQ Advantages In December 2012, GEOTEK Holding signed a threeyear contract with Gazprom Neft to perform seismic survey on the Vakunaisky block. According to the contract over this period, the company is to use its highresolution seismic tools to survey 1,125 square kilometers of the licensed area. The effort marks the first-ever application of UniQ high-resolution seismic technology in Russia. This is also the first time 3D seismic will be performed at Vakunaisky and Tympuchikansky blocks. GEOTEK Holding’s choice to use UniQ at the two neighboring fields was based on a combination of factors that limited the possibility of determining the spots for well construction. The influence of trap magmatism, which is characteristic of the entire region, is exacerbated by the specific property of the blocks and adjacent territories, a complex block structure with large vertical and lateral variability of facies composition and reservoir features. “We looked at what’s available in the market and realized that there is virtually nothing except UniQ to solve our geological problems in a full-blown, integrated business proposal,” explains Alexei Vashkevich, head

ифическая особенность площади работ и прилегающих территорий – сложное блоковое строение с большой вертикальной и латеральной изменчивостью фациального состава продуктивных пластов и их коллекторских свойств. «Мы посмотрели, что есть на рынке и поняли, что для решения наших геологических задач кроме UniQ, как комплексного коммерческого предложения, других практически не существует», – пояснил выбор руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич. «Технология UniQ крайне высокопроизводительна, оптимизирована под работу с большим количеством информации, – считает Рустам Рахматулин, старший вицепрезидент по продажам и маркетингу «ГЕОТЕК Холдинг». – Для качественной регистрации сигнала требуется не только высокая точность датчиков, но и огромная скорость передачи регистрируемых данных по оптоволоконным каналам. В UniQ это все оптимизировано практически на пределе технических возможностей человека». В первый полевой сезон 3D сейсмикой UniQ было охвачено 350 км² территории Тымпучиканского и Вакунайского участков. Но дело не только в размере охваченной площади, главным достижением специалисты считают получение в 16 раз большего количества данных в сравнении с обычной практикой. Ведь от других технологий, используемых в последние годы, UniQ отличает, прежде всего, повышенная плотность датчиков для сбора информации. Помимо количества и качества информации, в условиях полевых сезонов (декабрь-апрель) важна и скорость ее получения. «С технологией UniQ на Тымпучиканском и Вакунайском участках плотность точек сбора данных и плотность точек возбуждения сигнала достигают 400 на 1 км². Даже в сравнении с самыми мощными методиками исследования подземного строения, как на Игналинском участке, где плотность 100 точек на1 км² по пунктам приема и 100 точек на 1 км² по пунктам взрыва, здесь мы региOil&GasEURASIA

№3 Март 2014

Striving for More GEOTEK Holding is still processing and interpreting last season’s field data gathered by UniQ sensors and it even enlisted the help of Schlumberger specialists as gigantic amounts of collected data require massive computing resources, while the high level of detail demands more careful interpretation in order to highlight the data that is of particular interest to the operator. Meanwhile, GEOTEK Holding field teams are gearing up for the new season – this year, they need to survey an additional 600 square kilometers of Tympuchikanskoye and Vakunaiskoye fields with 3D seismic. Last year, 3D seismic covered 500 square kilometers of the Chonsky group’s fields and this year the target is 900 square kilometers, according to Gazprom Neft. The total volume of electric exploration will be increased from 2,500 linear kilometers last year to 4,500 linear kilometers in 2014. In 2013, the company drilled four exploration wells and tested again four wells drilled earlier. This year, the program envisions drilling five exploration wells, retesting a previously drilled well and the launch of a pilot operation on two wells. In 2014, Gazprom Neft’s priorities for the Chonsky group of fields, which is located some 80 kilometers from the East Siberia – Pacific Ocean oil pipeline, include continuing exploration and readying the fields for pilot development. The company has already developed the concept of onsite infrastructure and plans to begin the installation of basic facilities. In 2016, Gazprom Neft and JOGMEC will start joint oil production, Gazprom Neft head Alexander Dyukov told journalists in mid-2013. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● А digital geophone accelerometer ● Цифровой сейсмоприемник-акселерометр

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМНЕФТЬ

of the Resource Base and Exploration Directorate at Gazprom Neft. “UniQ technology is highly productive and optimized to work with massive data feeds,” says Rustam Rakhmatulin, GEOTEK Holding’s senior vice president, sales and marketing. “Optimum signal reception requires high precision sensors and great speed of captured data transfer via optical fiber cable. UniQ optimizes all of this, virtually on the edge of human capability,” he adds. In the first field season, UniQ mapped out 350 square kilometers of Tympuchikanskoye and Vakunaiskoye fields using 3D seismic. But even more important than the covered ground is the availability of a 16 times larger data feed compared to conventional methods, experts say. After all, the key features that distinguish UniQ from other technologies used in recent years are precisely the increased density of data collection sensors. During the December-April field season, the speed of data feed is as important as its quantity and quality. “UniQ technology ensured data and source position density at Tympuchikanskoye and Vakunaiskoye fields at 400 points per square kilometer. Even compared to the best methods of survey of underground layers, like those used at the Ignalinskoye field, with a density of 100 geophones and 100 shot points per square kilometer, here we register 16 times more data within the same environment,” says Votsalevsky. “Accordingly, during the subsequent modelling we’re able to highlight much finer details and get a much more reliable picture of the underground layers. The next step is data interpretation – we can build a model of the underground structure that will ensure minimal errors and emergencies in drilling deep wells,” he adds.

СЕЙСМОРАЗВЕДКА

стрируем в 16 раз больше информации на той же самой площадке среды», – говорит Воцалевский. «Соответственно, при обработке математическим аппаратом мы выделяем намного более мелкие детали и получаем намного более достоверное изображение подземного строения среды. Следующий этап – это интерпретация данных, и можно построить модель подземного строения таким образом, чтобы минимизировать ошибки и аварийные ситуации при заложении глубоких скважин», – добавляет он.

Дальше – больше Обработка и интерпретация данных, полученных по технологии UniQ в результате полевых работ прошлого сезона, еще продолжается при участии специалистов Schlumberger, ведь гигантский объем полученных данных требует больших вычислительных ресурсов; кроме того, высокая детализация требует более внимательной интерпретации для выделения параметров, интересных добывающей компании. Полевые партии «ГЕОТЕК Холдинг» готовятся к новому сезону – в этом году трехмерной сейсморазведкой предстоит покрыть площадь в 600 км² на Тымпучиканском и Вакунайском участках. По данным «Газпром нефти», в 2013 году на трех месторождениях Чонской группы 3D сейсмика была выполнена на площади в 500 км², а в этом году планируется покрыть еще 900 км². Объем электроразведочных работ будет увеличен с 2 500 погонных км в прошлом году до 4 500 погонных км в этом. Всего на месторождениях группы в 2013 году было пробурено четыре поисково-разведочных скважины, проведено повторное испытание четырех ранее пробуренных скважин. В этом году запланировано бурение пяти поисково-разведочных скважин, повторное испытание одной ранее пробуренной и начало опытно-промышленной эксплуатации двух скважин. Приоритетной задачей «Газпром нефти» по месторождениям Чонской группы, расположенной приблизительно в 80 км от ВСТО, в этом году является продолжение исследований и подготовка запасов к опытно-промышленной разработке. Уже разработана концепция наземного обустройства проекта, и в этом году начнутся работы по подготовке к строительству основных объектов. В 2016 году «Газпром нефть» и JOGMEC совместно начнут добывать нефть, сообщил Александр Дюков журналистам в середине прошлого года.

SPE MEETINGS

Core Analysis Helps Model Bazhenov Formation Deposits

Керновые исследования помогают моделировать строение отложений баженовской свиты Elena Zhuk

he “Shale Revolution” turned Russian oil producers’ attention to Bazhenov suite resources, estimated by various industry sources to range from 2 to 22 billion tons. However, in order to better understand the prospects of developing Bazhenov formations, Russian oil companies need a more detailed examination of oil occurrence in these reservoirs. The key differences between Russia’s Bazhenov and the U.S. Bakken formations are the thickness of reservoir layers and their position within the strata, Varvara Nemova, head of research group on shale formations productivity at the All-Russian Research Geological Oil Institute (VNIGNI), said in her speech at the November 2012 meeting of the SPE’s Moscow Section. At the time, research suggested that the relevant U.S. production technology could be used in Russia, but it had to be adapted to work with dissociated reservoirs, scattered across the section of the Bazhenov formation. VNIGNI continues the research on productivity of shale formations by studying core samples. “We’ve achieved a breakthrough in our studies linking interpretation of seismic data with the core research,” Nemova told OGE after delivering a presentation at the March 11 SPE meeting in Moscow. “This year, we have worked on several projects that entailed sizeable interpretation of seismic data and the testing of a huge number of interconnections. On the basis of dependencies identified in cores, we produced

Speaker’s Bio Varvara Nemova heads the research group for shale formations productivity at the All-Russian Research Geological Oil Institute (VNIGNI). She graduated from the Moscow State University and holds a Ph.D. in Geology and Mineralogy. She is the author/co-author of a number of scientific articles and she has participated in many international scientific and practical conferences on unconventional oil resources. Nemova co-authored production reports on generation and monitoring models of natural reservoirs in West Siberia on the basis of detailed core analysis and seismic data interpretation. Nemova manages projects that comprehensively study Bazhenov suite resources including reservoir models generation based on seismic exploration data, using results of complex lithological, petrophysical and geochemical core studies. She conducts experimental work on optimization of complex laboratory core studies of the Bazhenov suite for the purpose of increasing reliability and information value of the results.

Елена Жук

«С

ланцевая революция» обратила внимание российских добывающих компаний на залежи нефти в баженовской свите, ресурсы которой по оценкам различных отраслевых источников колеблются от 2 до 22 млрд т. Однако, для лучшего понимания перспектив освоения этих ресурсов предстоит более детально изучить условия залегания нефти в «бажене». В ноябре 2012 года руководитель группы исследований продуктивности сланцевых формаций ФГУП «ВНИГНИ» Варвара Немова на семинаре Московской секции SPE среди существенных различий между российским «баженом» и американским «баккеном» выделила толщину коллекторских прослоев и их положение в разрезе толщ. Вывод исследований заключался в том, что соответствующие американские технологии добычи в России использовать можно, но необходимо адаптировать их к работе с разобщенными резервуарами, разбросанными по разрезу баженовской свиты. Сегодня во ВНИГНИ продолжают исследования продуктивности сланцевых формаций, в основе которых лежит изучение керна. «Продвижение в наших исследованиях произошло в области увязки интерпретации данных сейсморазведки с керновыми исследованиями», – рассказала Немова НГЕ после выступления с докладом на очередном семинаре московской секции SPE 11 марта. «В этом году мы работали над несколькими проектами, в которых была проведена мощная интерпретация сейсмики, протестировано

Биография докладчика Варвара Немова является руководителем группы исследований продуктивности сланцевых формаций ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ВНИГНИ). Выпускница геологического факультета Московского государственного университета, кандидат геологоминералогических наук. Автор/соавтор ряда научный статей, участник международных научно-практических конференций в области трудноизвлекаемых запасов нефти. Соавтор ряда производственных отчетов по созданию и мониторингу геологических моделей природных резервуаров Западной Сибири на основе анализа керна и интерпретации данных сейсморазведки. Руководит проектами комплексного изучения отложений баженовской свиты, включающего построение интерпретационных геологических моделей на основе данных сейсморазведки с привлечением результатов комплексных литологических, петрофизических и геохимических исследований керна. Проводит экспериментальные работы по оптимизации комплекса лабораторных исследований керна баженовской свиты с целью повышения достоверности и информативности результатов.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

quality models that have already been confirmed by drilling,” added Nemova, commenting on the new results of research. VNIGNI’s research experience suggests that extrapolation of knowledge about reservoir modeling of the most studied fields in West Siberia cannot be used for qualitative modeling of Bazhenov formations. Here, core studies provide invaluable assistance in creating high-quality models of these deposits. Core study can provide a detailed insight into lithological variability of the layers, reservoir structure and the difference between a container rock and deposit layer at a specific field. According to Nemova, over a long period of time the abnormally high reservoir pressure in Bazhenov formation thwarted the scientists’ plans to study the selected core due to its very poor condition. As a result, the research was marked by a great deal of uncertainty. In recent years the situation has changed – a number of production companies started to eye up the Bazhenov formation. “It is important that new wells are drilled for downhole logging that targets selection of flushing intervals, for sampling fine isolated core, for complex laboratory tests on this core, for study of various interpretation methods of data and seismic,” says Nemova. She noted that an average field slated for development of the Bazhenov formation usually features two to three wells drilled in the past five years, in addition to plenty of old exploration wells. The new wells are equipped with front-end well logging tools and produce core samples from almost the entire range of the Bazhenov suite. “Our task is to use the data from these wells to study the

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЕМИНАРЫ SPE огромное количество взаимосвязей, и, исходя из зависимостей, выявленных по керну, были получены качественные модели, которые уже подтверждаются результатами бурения», – прокомментировала новые результаты исследований Немова. Опыт проведенных ВНИГНИ исследований подсказывает, что для качественного моделирования строения отложений баженовской свиты нельзя использовать экстраполяционные представления о строении, принятые по аналогии с наиболее изученными месторождениями Западной Сибири. В создании качественных моделей этих отложений неоценимую помощь оказывают керновые исследования. На основе изучения керна можно получить детальные представления о литологической изменчивости отложений, строении коллекторов и отличии вмещающих пород и пород, содержащих коллекторы на конкретном месторождении. Как рассказала Немова, на протяжении длительного периода времени из-за аномально высокого пластового давления в баженовской свите отобранный керн был в очень плохом состоянии, и изучить коллекторы на таком материале не представлялось возможным. В результате в исследованиях возникала большая степень неопределенности. В последние годы ситуация изменилась в связи с тем, что ряд добывающих компаний приступил к целенаправленному изучению баженовской свиты. «Очень важно, что бурятся новые скважины, в которых проводятся промысловые геофизические исследования, направленные на выделение приточных интервалов, отбирается изолированный керн с очень хорошей сохранностью, проводятся комплексные лабораторные исследования этого керна,

#3 March 2014

SPE MEETINGS

изучаются различные методы интерпретации данных ГИС и сейсморазведки», – отметила Немова. Она рассказала, что на среднестатистическом месторождении, где планируется разработка баженовской свиты, наряду с большим количеством старых разведочных скважин, обычно имеется две-три скважины, пробуренные в последние пять лет. В новых скважинах присутствует расширенный комплекс ГИС и керн отобран практически из всего интервала баженовской свиты. «Наша задача – использовать данные по этим скважинам для изучения отложений баженовской свиты, а затем постараться интерпретировать менее представительные данные по старым разведочным скважинам», – объясняет она. Литология, характер вторичных преобразований породколлекторов, тектонический, структурный факторы – далеко не полный перечень факторов, выявление которых влияет на качество прогноза свойств отложений баженовской свиты в межскважинном пространстве. С помощью керна можно уточнить, где проходит граница между баженовской и Абалакской свитами. «Проводя целенаправленные исследования органического вещества по образцам, мы выделили значение в 4% Сорг. Там, где содержание органического вещества меньше этого значения, начинается Абалакская свита», – говорит Немова. О многом может рассказать и состав керна. С переходом к Абалакской свите часто встречается минерал глауконит, а также значительно увеличивается глинистость пород. Особую сложность в работе с «баженом» представляет выявление интервалов притока, которые чаще всего связывают с трещиноватостью. В группе исследований продуктивности сланцевых формаций ВНИГНИ считают, что помимо трещиноватости большое значение имеет поровое емкостное пространство породы. «Не всегда зоны разломов, особенно крупных, связаны с высокими притоками, и притоками в целом», – говорит Немова. В докладе приводились примеры сейсмогеологического моделирования строения природных резервуаров баженовской свиты, различных видов сейсмического прогноза. Тем не менее, примеры строения и свойств баженовской свиты взяты с разных месторождений и результаты могут значительно отличаться и даже противоречить друг другу из-за высокой литологической неоднородности толщи. Поэтому использовать результаты, показанные в примерах, для интерпретации данных сейсморазведки на других месторождениях считается методически неверным. Высокая изменчивость, низкая степень изученности отложений баженовской свиты заставляет проводить керновые исследования на каждом месторождении, индивидуально составлять программу работ и подбирать методы интерпретации данных ГИС и сейсморазведки в зависимости от типа разреза и имеющейся информации.

Variability of Bazhenov suite section in area Изменчивость разреза баженовской свиты на площади

Bazhenov deposits, and then attempt to interpret the less representative data on the old wells,” explains the scientist. Lithology, the nature of secondary transformation of reservoir rock, tectonic and structural factors are just some of the factors that influence the quality of forecasting of the properties of Bazhenov deposits in the space between wells. The core samples can help determine the border between Bazhenov and Abalak formations. “Through targeted research of organic matter we identified the value of 4 percent organic carbon content. The Abalak formation begins where organic carbon content is below this value,” says Nemova. Core composition also has much to tell. Transition to Abalak formation is often indicated by glauconite mineral and much higher clay content. Recognition of inflow intervals, which are often associated with fractures, is particularly challenging when assessing the Bazhenov formation. According to VNIGNI experts, in this case parameters of the pore-filled storage volume provide extra data on top of fracture values. “The fracture zones, especially large ones, are not always associated with high, or, for that matter, any inflows,” says Nemova. The presentation cited examples of seismic and geological structure modeling of natural Bazhenov reservoirs, various types of seismic forecast. However, examples of the structure and properties of the Bazhenov formation have been taken from different fields, so results may differ and even contradict one another because of the high lithologic heterogeneity. Therefore, it would be methodologically incorrect to use the results outlined in the examples for interpretation of seismic data on other fields. High volatility and low level of knowledge about the Bazhenov formation deposits force producers to run tailored core research at each field, to set up individual evaluation program and select interpretation methods for seismic and logging data according to the type of fracture and the information available.

Oil&GasEURASIA

Oﬀshore Technology Conference 5-8 мая 2014 года, Хьюстон, Техас, США Новые партнеры ждут Вас! Торговое представительство США в Москве совместно с официальным партнером Коммерческой службы Министерства торговли США, компанией Oil&Gas Eurasia Media & Marketing Solutions, приглашают представителей российских нефтегазовых компаний, а также компаний, занимающихся поставками оборудования и услуг для нефтегазового сектора российской экономики, стать участниками официальной российской делегации на Offshore Technology Conference (OTC) – главной нефтегазовой выставке США. OTC – это крупнейшая конференция, посвященная проблемам освоения прибрежной зоны, в частности, вопросам бурения, разведки и добычи полезных ископаемых на шельфе, а также защиты окружающей среды. Одновременно с конференцией проводится выставка, демонстрирующая последние достижения в области нефте- и газодобычи.

Более подробную информацию о мероприятии Вы найдете на сайте http://www.otcnet.org/2014

Выставка OTC была выбрана Министерством торговли США для участия в программе «Международный покупатель», в рамках которой Коммерческая служба Министерства торговли США оказывает поддержку международным посетителям в установлении личных контактов с ключевыми представителями и ведущими специалистами отрасли. Организаторы выставки предоставляют международным посетителям широкий диапазон услуг.

Oil&Gas Eurasia Media & Marketing Solutions предлагает:

• Публикацию краткого описания и логотип компании в каталоге участников официальной российской делегации – бесплатно. • Размещение рекламы компании в каталоге и в прилагающемся специальном выпуске – с 15% скидкой. • Поездку на завод по производству оборудования для механизированной добычи (3,5 часа езды от Хьюстона), посещение цеха по производству насосных установок и R&D центра, круглый стол по проблемам организации производства – от $500 за человека. Для подачи заявок на участие, а также для получения дополнительной информации о проекте обращайтесь, пожалуйста, к коммерческому специалисту Торгпредства США в Москве Гульнаре Кенжебулатовой по эл. почте: Gulnara.Kenzhebulatova@trade.gov, телефону: +7 495 728 5405 или факсу: +7 495 728 5585

• Поездку в Корпус-Кристи (2,5 часа езды от Хьюстона), посещение базы оборудования для освоения шельфа, встречи с компаниямипроизводителями оборудования – от $500 за человека.

• Посещение местных компаний, занимающихся производством буровых установок, подъемного оборудования, оборудования для ГРП, погружного или поверхностного оборудования – от $300 за человека.

• Посещение интересующей Вас компании – от $200 за встречу. Для получения дополнительной информации по вопросам организации деловых встреч и знакомств, выпуска печатной и цифровой продукции, продвижения бренда и участия в организуемых НГЕ обучающих турах на территории США, обращайтесь к Патриции Шимчак по электронной почте: p.szymczak@eurasiapress.com или по телефону +7 925 518 4441

Для информации: www.oilandgaseurasia.com

INNOVATIONS

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Innovators Seeking Angel Investors

Новаторам нужны «ангелы» Bojan Šoć

Боян Шоч

ussia’s drive to boost energy efficiency, kick-started four years ago by Dmitry Medvedev and backed up by a federal law, requires substantial investment to develop technology that would help maximize the country’s energy potential. While a modern science city is under construction in the town of Skolkovo outside Moscow, the foundation of the same name could already be labeled Russia’s main stage for promoting innovative ideas. Supporting innovation and breakthrough technology that targets reduction of energy consumption by industrial, utilities and municipal infrastructure facilities has been identified as one of the chief tasks of the Energy Efficient Technology Cluster (EETC) of the Skolkovo Foundation. How the cluster and its partners are going to pursue these goals OGE asked EETC’s chief operating officer Oleg Pertsovsky.

урс на повышение энергетической эффективности, определенный Дмитрием Медведевым четыре года назад и нашедший свое отражение в федеральном законе, предполагает существенные инвестиции в разработку технологий, которые позволят максимально реализовать энергетический потенциал России. И пока в подмосковном Сколково продолжается строительство современного наукограда, одноименный фонд уже сегодня можно назвать центральной площадкой страны для продвижения новаторских идей. Поддержка инноваций и прорывных технологий, нацеленных на сокращение энергопотребления объектами промышленности, ЖКХ и муниципальной инфраструктуры – так сформулированы основные задачи кластера энергоэффективных технологий (КЭЭТ) фонда «Сколково». Как на практике сотрудники кластера и их партнеры добиваются намеченных целей НГЕ попросил рассказать директора по операционной деятельности КЭЭТ Олега Перцовского.

Oil & Gas Eurasia: What does the Еnergy Еfficient Тechnology Cluster of the Skolkovo Foundation represent today? Oleg Pertsovsky: It’s one of the five clusters of the foundation, it was set up in 2011. Our staff is compact numbering only 11 employees. Actually, it would make more sense to talk not so much about the cluster as a functional unit of the foundation, as about the energy efficiency segment within the foundation’s full scope of activities. This segment

«Нефть и газ Евразия»: Что сегодня представляет собой кластер энергоэффективных технологий фонда «Сколково»? Олег Перцовский: Это один из пяти кластеров фонда, он был создан еще в 2011 году. Штат небольшой – 11 сотрудников. На самом деле, наверное, правильнее говорить не Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

ИННОВАЦИИ

includes several elements, and the cluster’s key role is to coordinate their development and interaction.

OGE: Tell us a bit more about the structure of this segment. Pertsovsky: Start-ups are the first element. Today, the cluster already includes 266 companies that are developing rapidly and employ a total of over 2,500 employees. In the past year alone, these businesses received more than 100 patents for their products and submitted over 200 applications for new patents. Our key partners are the second element. As of today, we have signed agreements with 14 energy companies to set up R&D centers. These are very specific agreements that determine the areas of study, staff numbers, size of facilities, etc… Some of these companies will rent the facilities, which will be built by the Skolkovo Foundation, and others will build their own facilities on the land plots allocated for this very purpose. The private venture funds, accredited by the Skolkovo Foundation, are the third element. Today, there are 70 domestic and foreign venture companies accredited by Skolkovo with soft investment obligations amounting to almost 25 billion rubles. So far, 15 of those venture funds have invested in the energy sector firms that have already been given the status of Skolkovo participants. It’s logical that venture capital traditionally makes an easier entry into other industry sectors, such as IT, that’s why 15 funds committing to invest in Skolkovo isn’t a bad result at all.

OGE: And then there is also the Skolkovo Institute of Science and Technology, the popular Skoltech, once labeled by Skolkovo Foundation President Viktor Vekselberg “the heart of the ecosystem, of the innovative field of Skolkovo.” What role does it play? Pertsovsky: That’s right, Skoltech is an additional element, standing apart to some extent. The Institute has a number of research fields related to the energy sector. Currently, they are setting up priority laboratories, in which scientists will be performing various research studies. Skoltech held tenders

Applicants, participants and grantees in 2011–2013 Заявители, участники и грантополучатели в 2011–2013 Grants: 1.95 billion rubles 4 percent of participant applications

SOURCE: SKOLKOVO FOUNDATION / ИСТОЧНИК: ФОНД СКОЛКОВО

Гранты: 1,95 млрд рублей 4% от числа заявок на статус

approved grants / грантов одобрено

266 participants/участников

Over 1,250 applicants Более 1 250 заявителей

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Each fifth participant receives a grant 1 из 5 участников получает грант

Each fifth applicant becomes a participant 1 из 5 получает статус участника

столько о кластере как о функциональном подразделении фонда, сколько о направлении энергоэффективности в рамках деятельности фонда в целом. Это направление состоит из нескольких элементов, а ключевая роль кластера заключается в координации их развития и взаимодействия.

НГЕ: Расскажите, пожалуйста, подробнее про структуру этого направления. Перцовский: Первый элемент – это стартапы. Сегодня в составе кластера уже 266 активно развивающихся компаний, чья суммарная численность штатов превышает 2 500 сотруд-

266

companies have become participants of the Energy Efficiency Technology Cluster at Skolkovo so far компаний уже получили статус участников кластера энергоэффективных технологий фонда «Сколково» ников. Только в прошлом году эти компании получили более 100 патентов на разработки и подали более 200 заявок на новые патенты. Второй элемент – наши ключевые партнеры. На сегодня у нас подписаны соглашения об открытии НИОКР центров уже с 14 компаниями, работающими в сфере энергетики. Соглашения достаточно конкретные, в них описаны направления исследований, определено количество сотрудников, площади… К слову, часть этих компаний будут арендовать площади, которые построит фонд, другая часть возведет собственные здания и получит под них землю. Третий элемент – аккредитованные при фонде «Сколково» частные венчурные фонды. Сейчас при фонде аккредитовано 70 российских и зарубежных венчурных компаний с общим объемом мягких обязательств по инвестициям на сумму почти 25 млрд рублей. Из них 15 фондов уже осуществили инвестиции в компании-участников «Сколково» в энергетическом секторе. Понятно, что венчурным фондам традиционно легче идти в другие секторы, такие как IT, поэтому на нынешнем этапе развития 15 фондов – не такой уж плохой результат.

НГЕ: Кроме того, есть еще и Сколковский институт науки и технологий, популярный Сколтех, который президент фонда Виктор Вексельберг как-то назвал «сердцем экосистемы, инновационного поля Сколково». Какова его роль? Перцовский: Да, Сколтех – это дополнительный элемент, который стоит немного особняком. В институте существует целый ряд исследовательских направлений, связанных с энергетикой. Они сейчас находятся на стадии формирования приоритетных лабораторий, в которых ученые будут заниматься различного рода исследованиями. Сколтех проводил конкурсы по всему миру, привлекая ведущих мировых ученых по всем пяти направлениям, и две лаборатории, связанные с энергетикой, сейчас уже начинают функционировать – в одной будут заниматься научной работой в области нефтедобычи, во второй – в области «умных» сетей энергоснабжения (Smart Grid). Также запланировано открытие исследовательской лаборатории по направлению накопителей энергии. Лаборатории Сколтеха будут заниматься

INNOVATIONS

#3 March 2014

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

● Energy Efficient Technology Cluster COO Oleg Pertsovsky in the Skolkovo Foundation's Moscow office ● Директор по операционной деятельностии кластера энергоэффективных технологий Олег Перцовский в московском офисе фонда «Сколково»

around the world trying to recruit leading scientists in all five areas, and two laboratories related to the energy sector are starting to operate – one will be used for research of oil production and the other for Smart Grid study. We also plan to open a lab for research of energy storage. Skoltech laboratories will be involved in more fundamental research and will start creating spinoffs at a certain stage. These will be taken care by the Skolkovo Foundation, which is going to help them produce specific, competitive products that have a market potential. Finally, the main task of Skoltech as an educational institution is to train highly-skilled specialists in professions related to the energy sector within the framework of masters and postgraduate training programs.

OGE: You said that over 200 companies received the status of the cluster participants. What is the formal procedure for this starting from the first contact with an applicant company to assigning it the participant status? Pertsovsky: Actually, there are two standard options. The first one is when a company itself approaches Skolkovo. The applicant can register on our site and file an online application, which will be directed to our external experts for evaluation, ensuring maximum transparency in the selection process. After submission, it takes approximately a month to assess the application and eventually assign the participant status. We believe that’s rather quick. Formal evaluation takes approximately a week, it is performed by Skolkovo’s own services, particularly our legal department. After that, another two weeks are required for an external expert study. It takes a few more days to settle technical issues and various formalities related to the official announcement of the results of expert voting, entering a new participant in the books, etc. Approximately after a

проектами на более фундаментальной стадии исследований и в какой-то момент начнут создавать спин-оффы, которыми будет заниматься уже фонд «Сколково» – он поможет с созданием уже конкретного конкурентоспособного продукта, обладающего рыночным потенциалом. Ну и конечно, основной задачей Сколтеха, как образовательного учреждения, является подготовка высококвалифицированных специалистов по профильным специальностям в области энергетики в рамках программ обучения магистров и аспирантов.

НГЕ: Вы сказали, что статус участника кластера присвоен уже более 200 компаниям. Каков формальный путь обретения этого статуса, начиная с первого контакта компании-заявителя с фондом и заканчивая оформлением его «прописки» в качестве участника? Перцовский: На самом деле существуют два стандартных варианта. Первый – когда компания приходит в фонд сама. Соискатель может зарегистрироваться на нашем сайте и там же подать заявку в электронной форме, которая будет направлена на внешнюю экспертизу, гарантирующую максимальную прозрачность отбора. На рассмотрение заявки с момента ее подачи и до получения заявителем статуса участника уходит примерно месяц, что, на наш взгляд, очень быстро. Около недели занимает формальная экспертиза, которую проводят внутренние службы фонда, в частности – наш юридический департамент, после чего еще две недели требуются на проведение экспертизы внешними экспертами. Еще несколько дней уходит на улаживание технических вопросов и разного рода формальностей, связанных с официальным объявлением итогов голосования экспертов, внесением в реестр участников и так далее. Примерно через месяц заявитель получает ответ, прошел он экспертизу или нет. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

month, the candidate will receive a reply whether his bid was successful or not. The second option is when we find a project at a conference or during our visits to educational institutions or institutes of the Academy of Sciences, at meetings held in technology parks... In this case a lot depends on the potential participant as an additional phase appears – as a rule, the company knows nothing about Skolkovo, so we tell their representatives about cooperation opportunities and they think whether these are worth pursuing... Sometimes we need several rounds of interaction to explain how we could be useful to them. After that they submit an application and proceed as per the same procedure I described already. The only difference here is the extra stage that precedes the preparation of an application. All in all, the whole process can take several months depending on how well our colleagues understand the potential effect of our interaction and how vigorously they are preparing an application. Additionally, there could also be legal nuances, for example, a clause in the applicant company’s Articles of Association stipulating that it’s strictly involved in research activity. If some other types of activity are listed there, such as trade, for instance, the applicant must set up a new company or amend the current Articles of Association accordingly.

OGE: What benefits does the participant status bring? Pertsovsky: Unique tax benefits and access to all supplementary services offered by the Skolkovo Foundation and Skolkovo Technology Park that are related to various support instruments. There is a separate system of grants, for which participant companies can apply.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИННОВАЦИИ Второй вариант – когда мы сами находим проект на какой-то конференции или во время поездок по учебным заведениям или институтам Академии наук, на встречах в технопарках... Здесь многое зависит от потенциального участника, поскольку появляется дополнительный этап – компания о фонде изначально не знала, мы рассказываем ее представителям о возможностях сотрудничества, они думают насколько им это интересно... Иногда приходится делать несколько итераций, чтобы объяснить, как мы можем быть им полезны. После этого они подают заявку и вышеупомянутая процедура повторяется. Единственное отличие – вот этот дополнительный этап, предшествующий подготовке заявки. В итоге весь процесс может занять и несколько месяцев, в зависимости от того насколько четко коллеги понимают потенциальный эффект нашего с ними взаимодействия и активны в подготовке заявки. Кроме того, есть и юридические нюансы, к примеру, наличие в уставе компании-заявителя пункта об осуществлении именно исследовательской деятельности. Если там прописаны еще какие-то другие виды деятельности, как, например, торговля, то заявитель должен создать новую компанию или скорректировать существующий устав.

НГЕ: Что дает компаниям статус участника? Перцовский: Получение уникальных налоговых льгот и доступ ко всем сервисам, которые дополнительно предлагают фонд «Сколково» и технопарк «Сколково», связанные с различными инструментами поддержки. Отдельно существует система грантов, за которыми могут обратиться компании, уже получившие статус участника.

INNOVATIONS

#3 March 2014

OGE: What’s unique about the tax benefits you mentioned? ● "Unique tax benefits present one of Pertsovsky: It's 0 percent the biggest advantages at Skolkovo," profit tax, 0 percent property says Oleg Pertsovsky tax, VAT exemption, and prob● «Уникальные налоговые льготы ably the most important ben– одно из крупнейших преимуществ efit for research companies are сколковского проекта», – подчеркнул the benefits on contributions to Олег Перцовский social funds, which, according to Russian legislation, are calculated on the basis of salary fund. Instead of 30 percent, our participants pay 14 percent to these funds. At early stages of research R&D companies usually have no profit or it’s minimal, that is why these social contributions benefits, probably, matter most to them since a researcher’s salary is the main cost item for these businesses. Additionally, Skolkovo participants are entitled to reimbursement of custom duty payments made when importing PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ research equipment. This set of benefits is the same for all Skolkovo participants. НГЕ: Чем уникальны налоговые льготы? Перцовский: Это 0% налога на прибыль, 0% налога на имущество, освобождение от уплаты НДС, и, наверное, самое OGE: How is the project funding regulated? Pertsovsky: We don’t fund all of participants’ projects. главное для исследовательских компаний – это льготы по The criteria here are much stricter, especially in regard to отчислениям в социальные фонды, которые по законодательpotential commercialization of projects screened by external ству осуществляются от фонда оплаты труда. Вместо 30% наши experts. When we talk about awarding grants, it is essential участники платят в эти фонды 14%. У компаний, занимающихthat the participant clearly understands who his potential cus- ся исследованиями, как правило, прибыли еще нет или она tomers and counterparts are. As a rule, grant-seeking partici- минимальна на ранних стадиях, зато льготы по отчислениям от pants submit certain agreements of intent or letters of interest фонда оплаты труда – самая важная, наверно, ставка, поскольку from their potential consumers. This is important since we зарплата исследователя – это основная статья расходов для award grants to the companies that have recognizable long- таких компаний. Помимо того, участникам компенсируют расterm commercial potential. Grant financing never provides ходы на оплату таможенных пошлин при приобретении зару100 percent of required funds, we always require co-financing, бежного исследовательского оборудования. Этот набор льгот which in our cluster accounts for approximately 50 percent одинаков для всех компаний, получивших статус участника on average. «Сколково».

OGE: Who acts as a co-investor most often? Pertsovsky: It differs. Some companies approach us

НГЕ: Как регламентировано финансирование проектов? Перцовский: Мы финансируем далеко не все проекты

with a co-investor, and for some others we help find one ourselves. There can be various kinds of co-investors: energy sector firms, portfolio investors or venture funds accredited by Skolkovo. There is also a separate, but not less significant group of financiers – angel investors. We have started to develop this initiative by setting up an angel investors’ club at Skolkovo, as venture funds aren’t ready to step in at early project stages despite rather small amounts of required investments that usually range from $100,000 to $300,000. In these cases involvement of angel investors is really essential. Sometimes they play the role of mentors and help project developers understand the way market works and the methods of entry. That is why we intend to develop the mentoring initiative, and our first step will involve the mentors from the Houston Technology Center (HTC). We have reached an agreement with HTC to send their experts over to visit our StartUp Village event, which will take place in early June. We will provide them in advance with a long list of projects, then jointly select 15 of those and assign a personal HTC mentor to each, so they can help them enter international markets.

участников. Здесь критерии более жесткие, особенно в отношении перспектив коммерциализации проектов, рассматриваемых внешними экспертами. Когда мы говорим про получение гранта, то здесь принципиально важно, чтобы участник действительно четко понимал, кто его возможные потребители, контрагенты. Как правило, приходящие за грантами участники представляют какие-то соглашения о намерениях или просто письма, подтверждающие заинтересованность потенциальных потребителей. Это важно, поскольку гранты мы даем тем компаниям, за которыми видим большой коммерческий потенциал в перспективе. При этом грантовое финансирование никогда не бывает 100%-м, мы всегда требуем софинансирования, средняя доля которого по кластеру составляет около 50%.

НГЕ: Кто чаще всего выступает в роли соинвестора? Перцовский: По-разному. Кто-то приходит уже с соинвестором, кому-то мы помогаем найти его. Соинвесторы могут быть разные: отраслевые компании, портфельные инвесторы или же аккредитованные при «Сколково» венчурные фонды. Есть еще отдельная, но ничуть не менее важная группа инвеOil&GasEURASIA

№3 Март 2014

OGE: While the science city of Skolkovo is still being built, are the participants based locally? Pertsovsky: Yes, construction is still under way, and only one building, the Hypercube, has been completed so far, so presently our participants are working mostly at their local facilities. However, according to a special federal law, all participants will have to move to Skolkovo by Jan. 1, 2016. The first office building with an area of over 20,000 square meters will be commissioned in the third quarter of this year, and then our companies will start moving in. Construction of the main building of the tech park will be completed in 2015. It will feature both office space and laboratory facilities for research. OGE: How many participants are already based in Skolkovo?

Pertsovsky: Between 20 and 30, including several representatives of our cluster. By the end of the year we expect that number to rise sharply. Many participants eye relocation, understanding the advantages of working side by side. Even now, despite being located in different places, the representatives of our start-ups get to know each other at Skolkovo events, for instance, and start communicating. When they all move, this interaction is going to intensify. OGE: However, not all of Skolkovo participants eventually receive grants. What are your selection criteria and how many projects get rejected? Pertsovsky: Presently, grant agreements have been signed with 42 of 266 participant companies. In other words, grants are provided to 15-20 percent of participants. Awarding the participant status is an automated process, and if external experts (there can be up to 10 of them) reply affirmatively to

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИННОВАЦИИ сторов – «бизнес-ангелы». Мы начинаем развивать эту тему, уже создали при Сколково клуб «бизнес-ангелов», поскольку на ранних стадиях проекта те же венчурные фонды еще не готовы входить, несмотря на то, что инвестиции, как правило, требуются небольшие – $100 000-300 000. В таких случаях привлечение «бизнес-ангелов» очень актуально, иногда они одновременно выступают и в роли менторов, помогающих разработчикам проекта разобраться в устройстве рынка и методах выхода на него. Поэтому тему менторства мы тоже собираемся развивать, первый шаг в этом направлении сделаем с зарубежными менторами в лице специалистов Хьюстонского технологического центра (HTC) – уже есть договоренность, что коллеги из HTC приедут на наше мероприятие StartUp Village, которое пройдет в начале июня. Предварительно мы направим им широкий перечень проектов и совместно выберем 15 из них, которые в дальнейшем получат индивидуальных менторов со стороны HTC, а те, в свою очередь, будут помогать им в выходе на международные рынки.

НГЕ: Пока наукоград строится, участники фонда работают у себя на местах? Перцовский: Да, строительство продолжается, пока полностью завершено только одно здание – «Гиперкуб», поэтому сегодня участники, в основном, находятся на тех же местах, где и работали. При этом, согласно федеральному закону, к 1 января 2016 года все участники обязаны переехать в Сколково. Первое офисное здание площадью более 20 тыс. м2 будет сдано уже в третьем квартале этого года, после чего наши компании начнут туда переезжать. В 2015 году закончится строительство основного здания технопарка, в котором будут не только офисные, но и лабора-

#3 March 2014

INNOVATIONS

Participant growth in the Energy Efficient Technology Cluster at Skolkovo Динамика роста численности участников ЭЭТ кластера «Сколково» по годам

SOURCE: SKOLKOVO FOUNDATION / ИСТОЧНИК: ФОНД СКОЛКОВО

the questions regarding the competitiveness of the proposed product/technology in comparison to global counterparts, its commercialization prospects and the project team’s potential for achieving set goals, the company automatically passes the external expert evaluation, leaving only legal and technical issues to be settled. When it comes to grants, the procedure is multi-staged. The applicant interacts with us first, and we pay more attention to commercial prospects of the project, try to figure out competitive environment, potential market, key consumers, and if we recognize the project’s potential, we forward it to external experts for evaluation. This one is much more detailed compared to expert evaluation for the participant status. Experts have to answer more questions, including those regarding the project budget. Upon its completion, the final decision is made by the Grant Committee, which includes representatives of Skolkovo’s top management, Russia’s academic elite, other development institutions and private venture funds.

OGE: How quickly are grants awarded? Pertsovsky: If everything goes smoothly, and the applicant’s paperwork doesn’t require significant tweaking, it takes between three and four months from preparing the grant memorandum and submitting it for expert evaluation to actually awarding it to the applicant. According to our data, it is still much quicker compared to many other development institutions in Russia and abroad. The external expert evaluation takes approximately a month (the Grant Committee holds sessions once or twice a month, depending on the actual month). After that, everything depends on fulfillment of suspensive conditions, such as, for instance, provision of external co-financing, additional testing, hiring extra specialists, etc. We allocate money after the co-investor transfers funds to the company’s account. Funds always cover a particular project stage, which is divided into phases stretching from 6 to 12 months. Upon completing each phase, experts evaluate results, and a decision on further financing is made.

OGE: Can you cite an example of good interaction between Skolkovo and its participant? Pertsovsky: We’ve had certain “handmade” projects such as the creation of Unikat Center for Applied Studies. The center conducts a number of projects pursuing energy efficiency enhancement in oil refining. Unikat is a joint project of

торные помещения, где наши участники смогут проводить исследования.

НГЕ: Сколько участников базируется в Сколково уже сейчас?

Перцовский: В общей сложности – пара-тройка десятков, включая нескольких представителей нашего кластера. Мы рассчитываем, что их количество к концу года резко возрастет. Многие участники проявляют интерес к переезду, понимая преимущества от нахождения на одной территории. Даже сейчас, несмотря на то, что территориально все находятся в разных местах, уже есть ряд прецедентов, когда представители наших стартапов, познакомившись на одном из мероприятий фонда, начинают сами общаться друг с другом. Когда они будут физически располагаться в одном месте, это взаимодействие только усилится. НГЕ: Однако, далеко не все участники становятся в итоге грантополучателями. Каковы критерии отбора и сколь высок процент «отсеянных» проектов? Перцовский: Сейчас из числа 266 компаний-участников грантовые соглашения заключены с 42. Иными словами, грантополучателями становятся 15-20% участников. Получение статуса участника автоматизировано, и, если внешние эксперты (их число может достигать десяти) отвечают «да» на вопросы о наличии конкурентных преимуществ заявленного продукта/технологии перед мировыми аналогами, о хороших перспективах коммерциализации продукта и потенциале самой команды для достижения проектных целей, компания автоматически проходит внешнюю экспертизу, остаются только юридические и технические вопросы. Если же говорим про гранты, то здесь процедура многоступенчатая. Сначала заявитель общается с нами, больше внимания уделяем коммерческим перспективам проекта, пытаемся разобраться с конкурентным окружением, потенциальным рынком, ключевыми потребителями и, если понимаем, что потенциал у проекта есть, направляем его на внешнюю экспертизу. Она гораздо более подробная, чем экспертиза на статус участника. Эксперты отвечают на большее количество вопросов, включая вопросы по смете проекта. По ее завершении окончательное решение о выделении или об отказе в выделении гранта принимает грантовый комитет, в состав которого входят представители руководства фонда, научной элиты страны, других институтов развития и частных венчурных фондов. НГЕ: Как быстро выделяются гранты? Перцовский: Если все проходит благополучно и не приходится проводить значительную доработку поданных заявителем материалов, с момента подготовки грантового меморандума и его ухода на экспертизу до фактического получения участником гранта проходят три-четыре месяца. По нашим данным, это все равно значительно быстрее, чем у многих других институтов развития как в России, так и за рубежом. Примерно месяц длится внешняя экспертиза (заседания грантового комитета в разные месяцы проходят по-разному – один или два раза в месяц), а дальше все зависит от выполнения отлагательных условий, к примеру, внесения внешнего софинансирования, проведения дополнительного тестирования, привлечения дополнительных специалистов и т.д. Мы выделяем деньги после того, как увидим на счету компании средства соинвестора. Кстати, финансирование всегда выделяется на определенную стадию проекта, которая разбита на этапы. Их продолжительность – от 6 до 12 месяцев, по окончании кажOil&GasEURASIA

№3 Март 2014

the Catalysis Institute of the Siberian Division of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk State University and Imperial College of London. BP is a co-investor. We should note that the participant retains intellectual property and ВР is only entitled to non-exclusive rights of use in exchange for its investment.

OGE: Can we talk already about a particular product? Pertsovsky: It's a three-year project and it’s been under way for only a year. During that time several areas of activity were specified. Year 1 is mostly about research, and Years 2 and 3 – about actual production and product commercialization. As we speak (the interview was conducted on March 12 – OGE) my colleagues are in London, where the managing committee convened yesterday and introduced certain amendments in the project plan for Year 2. Another project which wе assisted to put together is a project of the Innovation Center of the General Physics Institute of the Russian Academy of Sciences, which is involved in research of solid oxide fuel cells. We helped integrate the efforts of two institutes of the Academy of Sciences that are solving complementary tasks – one deals with electrolytes, and the other with cathodic-anodic materials... Finally, we formulated an integrated project, which will facilitate manufacturing of a whole product – a fuel cell – instead of its parts, whose commercialization would be uncertain. Regarding specific products for the oil and gas industry, one of the striking examples is the story of the Moscow-based Novas company, which designed plasma-pulse technology to enhance oil and gas recovery. Last year, this product helped Novas win the Chairman’s Innovation Honorable Mention Award at the Total Energy USA conference in Houston. It also

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИННОВАЦИИ дого этапа проводится экспертиза достигнутых результатов, и принимается решение о целесообразности дальнейшего финансирования проекта.

НГЕ: Можете привести пример хорошего взаимодействия фонда и участника? Перцовский: Есть проекты, которые мы собирали практически вручную, к примеру – создание Центра прикладных исследований «Уникат», который занимается сразу целым рядом проектов в области повышения энергоэффективности процессов нефтепереработки. «Уникат» – это совместный проект Института катализа сибирского отделения Академии наук, Новосибирского государственного университета и Imperial College of London. Соинвестором выступает британская ВР. Здесь нужно подчеркнуть, что интеллектуальная собственность остается у участника, ВР в обмен на свои инвестиции получает только неэксклюзивные права на использование. НГЕ: Можно ли уже говорить и о конкретном продукте? Перцовский: Проект рассчитан на три года, пока прошел только один, сформулировано несколько направлений. Первый год больше связан с научной разработкой, а второй и третий – с созданием конкретно продукта и его коммерциализацией. Вот сейчас (беседа проходила 12 марта – НГЕ) мои коллеги как раз находятся в Лондоне, там вчера прошло заседание управляющего комитета, в рамках которого вносились коррективы на второй год развития проекта. Еще один проект, который тоже был собран при нашем участии – это проект Инновационного центра Института общей физики РАН, который занимается твердооксидными топливными элементами. Мы помогли объединиться двум

#3 March 2014

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

INNOVATIONS helped Novas attract foreign investment, it’s a unique success story.

OGE: How difficult is it to find co-investors? Do problems related to their search affect the pace of proposed projects’ implementation? Pertsovsky: Finding a co-investor is undoubtedly one of the serious problems. Projects in early stages involve rather serious market and technological risks, and not many inves● According to Pertsovsky, tors are ready to undertake “angels investors” may help them. One of our tasks is resolvе the issue of co-investment to share these risks with a ● По мнению Перцовского, в co-investor. Majors usually софинансировании проектов want to see the final prodмогут помочь «бизнес-ангелы» uct and often aren’t ready to get involved in tweaking it. Venture funds, which are still fewer in Russia than in some other countries, aren’t ready to invest early on as well. Ultimately, this produces a paradox – required investment that is too small often becomes a hurdle, as majors and venture funds aren’t interested in small projects because of their own complicated bureaucratic procedures. That’s why late last year we came up with an idea to attract angel investors. It’s too early to talk about the results, but the community of these investors is expanding. OGE: A couple of months ago, Novas general manager Nikita Ageyev said the process of adopting a technology, which foreign companies complete in a few months, can take up to three years in Russia due to the heavily bureaucratized procedure of obtaining approvals. Moreover, it’s more profitable to market innovations abroad as, according to his words, “in our country subsoil tax eats up almost 80 percent of the cost of oil.” Don’t these problems scare away innovators who would like to work at Skolkovo? Pertsovsky: I wouldn’t like to generalize, let me answer part by part. In regard to tax benefits it’s important to understand that they are granted to participants and they aren’t oil producers. Consequently, the subsoil tax doesn’t affect them, it affects their clients. Tax systems differ from country to country and influence technological priorities, but I don’t think that our tax system hinders innovation. We could rather talk about certain inertia on the part of Russian majors. Every now and then we actually see that small- and medium-size foreign companies are more flexible, while large companies both in Russia and abroad behave more or less in a similar way – they all want to see the final product, already tested and implemented, and only then will they be ready to adopt it themselves. That is why I’d rather not generalize anything, there could be different situations, and we know certain cases when major Russian oil companies were ready to provide pilot sites for technology or product testing and purchase them on the basis of test results. Compared to the United States, Russia’s oil and gas sector has fewer midsize companies, which are traditionally more flexible. Probably, this creates an impression of slower implementation of innovations here. However, it can be different in

институтам Академии наук, которые решают дополняющие друг друга задачи – один занимается электролитом, другой – катодно-анодными материалами... В итоге сформулировали единый проект, который позволит создать готовый продукт – топливный элемент, а не только отдельные его части, чья последующая коммерциализация была бы не совсем понятна. Если же говорить о проектах для нефтегазовой отрасли, у которых уже есть конкретный продукт, один из ярких примеров – история московской компании «Новас», разработавшей генератор плазменно-импульсного воздействия на пласт для интенсификации добычи нефти и газа. С этим продуктом ей в прошлом году удалось получить премию «За выдающиеся достижения в области инноваций» на конференции Total Energy USA в Хьюстоне и привлечь зарубежные инвестиции, это уникальный случай.

НГЕ: Насколько трудно найти соинвесторов? Влияют ли трудности, сопряженные с их поиском, на динамику реализации заявленных проектов? Перцовский: Поиск соинвестора, безусловно, – одна из серьезных проблем. Проекты на ранней стадии несут в себе достаточно серьезные рыночные и технологические риски, и далеко не все инвесторы готовы брать их на себя. Одна из задач фонда «Сколково» – разделение этих рисков с соинвестором. Крупные компании, как правило, хотят увидеть уже готовый продукт и далеко не всегда готовы заниматься его доработкой. Венчурные же фонды, число которых в России пока меньше, чем в некоторых зарубежных странах, на самих ранних стадиях проектов тоже не готовы инвестировать. В итоге получается парадокс – слишком маленький объем необходимых инвестиций часто становится барьером, поскольку на фоне сложных бюрократических процедур, которые характерны для крупных компаний и крупных венчурных фондов, им просто неинтересно заниматься мелкими проектами. Именно поэтому у нас в конце прошлого года и возникла идея привлечь «бизнес-ангелов». Про результаты пока говорить рано, но такое сообщество уже активно формируется. НГЕ: Руководитель того же «Новаса» Никита Агеев пару месяцев назад заявил, что в результате слишком забюрократизированной процедуры внедрения технологий, согласования, на которые зарубежные компании тратят несколько месяцев, в России занимают до трех лет. Кроме того, внедрять инновации в нефтегазовом секторе за рубежом выгоднее, поскольку, по его словам, «у нас в стране НДПИ съедает почти 80% стоимости нефти». Такие сложности не отпугивают новаторов, которые хотели бы работать в Сколково? Перцовский: Я бы не стал обобщать, отвечу тоже по частям. Если говорить про налоговые льготы, то важно понять, что это льготы компании-участнику, которая не является нефтедобывающей компанией, и, соответственно, НДПИ имеет непосредственное отношение не к ней, а к потребителям ее технологий. Налоговая система в разных странах различается и влияет, в том числе, на определение технологических приоритетов, но я не думаю, что наша налоговая система не позволяет внедрять инновации. Скорее можно говорить о некой инерционности крупных российских компаний. Время от времени мы действительно видим, что малые и средние зарубежные компании более гибки, тогда как крупные компании, как в России, так и за рубежом, ведут себя примерно одинаково – все они хотят видеть готовый продукт, где-то уже протестированный, внедренный, и только после этого готовы внедрять его сами. Поэтому не буду обобщать, ситуации бывают разные, и у нас есть преOil&GasEURASIA

№3 Март 2014

ИННОВАЦИИ

each particular case. Novas succeeded with implementation of its product abroad, and in the U.S. its partners are mostly small producers, whose each well is “worth its weight in gold.” Meanwhile, Novas is introducing its products in Russia, too, and the success it has enjoyed in promoting its technology abroad will undoubtedly help the company establish itself in the domestic market.

OGE: Last December, you held the finals of Skolkovo’s contest featuring innovative projects for the energy sector. Are you satisfied with the results? Pertsovsky: Holding these contests is a very important contributor toward creating our ecosystem, since the concept was to discuss the needs of major companies directly with them. In other words, we began not by looking at what start-ups could offer to the market, but by looking at various issues that majors couldn’t resolve. We jointly formulated the tasks and challenged our innovators to solve them. It was our first experience, we succeeded in certain areas and failed in others. Of course, we’d like to see more projects; perhaps, we narrowed the topics too much in some areas, however, we received several dozen applications, picked 13 finalists and five eventually claimed victory. It’s important that Skolkovo employees didn’t sit on the jury, the representatives of major companies did, the same businesses that specified the tasks. This year, we plan to hold the contest again, we will make certain corrections to attract as many companies as possible, and it isn’t necessary that somebody comes and puts a finished product on the table. It’s much more important to find the teams that are able to create such a product. OGE: Could you mention at least a couple of tasks the competitors had to cope with? Pertsovsky: One of the widest topics is the technology for processing associated gas. Presently, significant amounts of it are flared, though there are various options for its utilization that involve gas chemicals, liquefaction, power generation… Among narrower topics we can mention, for example, downhole reactive power compensators, and anti-turbulent agents. Though the last topic is rather narrow, we managed to find two interesting relevant projects. Ultimately, one designing

цеденты когда крупные российские нефтекомпании готовы предоставлять пилотные площадки для тестирования технологий или продукции и приобретать их по результатам этих тестирований. Просто в нефтегазовом секторе России гораздо меньше компаний среднего размера, чем в тех же США, а они традиционно более гибкие, и, наверное, это создает ощущение замедления внедрения инноваций. Тем не менее, ситуация может отличаться от случая к случаю. У «Новаса» внедрение действительно активнее пошло за рубежом, причем в США ее партнерами стали, в основном, мелкие компании с небольшими объемами добычи, у которых каждая скважина на вес золота. Но у «Новаса» есть внедрение и в России, и успехи в продвижении технологии за рубежом, несомненно, помогут компании зарекомендовать себя и на внутреннем рынке.

НГЕ: В декабре прошлого года прошел финал конкурсного отбора инновационных проектов для энергетики. Вы довольны его итогами? Перцовский: Проведение таких конкурсов – очень важный элемент формирования нашей экосистемы, потому что идеей конкурса было обсуждение с крупными компаниями их потребностей. Иными словами, мы отталкивались не от того, что стартапы могут предложить рынку, а от самих проблем, с которыми пока не могут справиться крупные компании. Совместно с ними мы сформулировали эти задачи и поставили их перед инновационным сообществом. Мы делали это впервые, что-то удалось, чтото – нет. Конечно, нам хотелось увидеть больше проектов, может быть, где-то мы слишком сузили тематики, но, тем не менее, мы получили несколько десятков заявок, выбрали 13 финалистов, пять из которых стали победителями. Важный момент – в состав жюри вошли не сотрудники фонда, а представители тех самых компаний, озвучивших задачи. В этом году такую практику повторим, что-то подкорректируем, чтобы привлечь как можно больше компаний, и совсем необязательно, чтобы кто-то пришел и выложил на стол готовый продукт. Гораздо важнее найти команды, которые в состоянии создать такой продукт.

Area of activity / Направление деятельности

Number of participants / Участники

Awarded grants / Выдано грантов

Oil and gas sector: production / Нефтегазовый сектор: добыча

Oil and gas sector: refining and petrochemicals / Нефтегазовый сектор: переработка и нефтехимия

Industrial energy efficiency / Энергоэффективность в промышленности

Renewable energy sources / Возобновляемые источники энергии

New materials and coatings / Новые материалы и покрытия

Energy efficiency in public utilities sector / Энергоэффективность в ЖКХ

Energy transfer and distribution / Передача и распределение энергии

Energy storage units / Накопители энергии

Fuel generation / Топливная генерация

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Other / Прочее

Total / Всего

262

SOURCE: SKOLKOVO FOUNDATION / ИСТОЧНИК: ФОНД СКОЛКОВО

Key Figures on Skolkovo’s Energy Efficient Technology Cluster in 2013 Кластер энергоэффективных технологий «Сколково» в цифрах (2013 год)

INNOVATIONS company became our participant, and another one is about to acquire that status.

OGE: Were developers of oil and gas technology among the winners?

Pertsovsky: One of the winning projects dealt with composite plastic pipes for the water supply system, which could be also used in the oil and gas sector. They are rather strong, resistant to corrosion and serve longer than steel pipes. OGE: Last year, the reputation of the entire Skolkovo project was dealt a serious blow when details of a corruption scandal emerged. How did this affect day-to-day operations of your cluster? Did your partners, including foreign companies, change their attitude toward the project? Pertsovsky: Since the Skolkovo Foundation is still in the development stage and it’s financed by the government, it’s normal that we’re being audited, there’s nothing extraordinary about it. In regard to those issues that had been raised, you know that eventually all of them were resolved, and this is very important for us. Moreover, I’m not aware of any cases of investors abandoning the projects because of the audits. Regarding day-to-day operations of the cluster, I can’t say that we felt any audit-related consequences. Certainly, at that moment our partners started asking questions about the situation at Skolkovo, its future and prospects, and we understood their concerns. But in spite of this, the number of participants in our cluster increased last year by approximately 30 percent – in early 2013 it was close to 200, and by the end of the year their number reached 264. At the same time, we started to expulse those participants who weren’t involved in core activities or violated the rules in some other way. For example, there were companies that failed to find a co-investor and ceased their activity. The managers of some of these firms submitted notices stating they had to relinquish the participant status. It does not mean, though, that these firms can’t rejoin Skolkovo, but we don’t want any dormant participants to blow up our numbers and do nothing.

percent of funds to finance Skolkovo participants’ projects are provided through co-financing процентов средств, направляемых на финансирование проектов участников фонда «Сколково», обеспечивается за счет софинансирования Our major partners remained confident in Skolkovo: last year we signed a number of agreements including those with foreign companies, such as Schneider Electric, Аccenture, Dаnfoss, Samsung and others. An agreement with Siemens was signed earlier and last year they opened a research lab in Russia as part of this agreement. In spite of the above-mentioned events, interest in the cluster’s operations increased significantly compared to 2012. While initially many foreign companies were sceptical and considered Russia only as a sales market, now the situation is changing – many companies are considering a possibility of setting up their own R&D centers in Skolkovo.

#3 March 2014

НГЕ: Навскидку назовете хотя бы пару задач, которые ставили перед конкурсантами? Перцовский: Очень широкая тема – технологии переработки нефтяного попутного газа. Сейчас значительная его часть просто сжигается, хотя существуют разные возможности его использования, связанные с газохимией, сжижением, энергетикой… Среди более узких тем можно выделить, к примеру, внутрискважинные компенсаторы реактивной мощности, противотурбулентные присадки. Кстати, несмотря на узость последней темы, мы нашли два интересных проекта по ней – один из разработчиков уже наш участник, второй готовится им стать. НГЕ: Среди призеров оказались разработчики технологий для нефтегазовой отрасли? Перцовский: Одним из победителей стал проект по композитным трубам для водоснабжения, которые, кстати, могут использоваться и в нефтегазовом секторе. Они отличаются высокими прочностными характеристиками, не подвержены коррозии, срок службы у них дольше, чем у стальных труб. НГЕ: В прошлом году весь проект понес значительные репутационные потери в результате разгоревшегося коррупционного скандала. Как он сказался непосредственно на работе вашего кластера, повлиял ли в какой-то мере на отношения к проекту ваших партнеров, в том числе – иностранных компаний? Перцовский: С учетом того, что фонд еще находится на стадии роста и его финансирование осуществляется из бюджетных средств, это нормально когда нас проверяют, в этом нет ничего необычного. Что касается вопросов, которые поднимались, вы знаете, что в итоге все они были сняты, и это для нас очень важно. Более того, за время проверок мне не известно ни одного случая выхода инвесторов из проектов. Что касается повседневной деятельности кластера, не могу сказать, что мы резко почувствовали какие-то последствия проверок. Наши партнеры, конечно, в тот момент начали задавать вопросы что происходит с фондом, каково будущее, перспективы, и их можно понять. Но, несмотря на это, количество участников в нашем кластере в прошлом году выросло примерно на 30% – в начале года их было около двухсот, а в конце их число достигло уже 264. И это при том, что мы параллельно начали отчислять тех, кто не занимается профильной деятельностью или какимто иным образом нарушает правила. Были, к примеру, компании, которые не смогли найти соинвестора и прекратили свою деятельность. Руководители некоторых из них сами написали заявления, что вынуждены отказаться от статуса участника. Это не значит, что такая компания не имеет права вернуться, но мы просто не хотим иметь «мертвый груз», чтобы такие участники искусственно раздували нам количественные показатели и при этом ничего не делали. Доверие крупных партнеров сохранилось – в прошлом году мы подписали целый ряд соглашений, в том числе, с зарубежными компаниями, такими как Schneider Electric, Аccenture, Dаnfoss, Samsung и рядом других. Еще раньше был подписан договор c Siemens, а в прошлом году они, в рамках его выполнения, открыли исследовательскую лабораторию в России. Несмотря на упомянутые события, интерес к кластеру стал намного больше по сравнению с позапрошлым годом. Если в начале многие зарубежные компании были настроены скептически и рассматривали Россию только как рынок сбыта, то сейчас ситуация меняется – многие компании теперь рассматривают возможность развертывания собственных R&D центров именно в Сколково. Oil&GasEURASIA

FINANCE

«Роснефть» спешит отдать долги

Rosneft Rushes to Repay Loans

Ivan Shlygin

How heavy is Rosneft’s debt burden resulting from last year’s acquisition of TNK-BP? How long will it take Russia’s largest oil company to pay off the gigantic loans? Would Rosneft be able to service them without additional financial instruments? Opinions of the financial experts interviewed by OGE differ.

Иван Шлыгин

Насколько долговое бремя, образовавшееся в результате прошлогодней покупки ТНК-ВР «Роснефтью», тяготит сегодня крупнейшую российскую нефтекомпанию? Как быстро ей удастся ликвидировать гигантский долг и сумеет ли «Роснефть» обслуживать его без привлечения дополнительных финансовых инструментов? Мнения на этот счет финансовых экспертов, опрошенных корреспондентом НГЕ, разделились.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

ФИНАНСЫ

окупка «Роснефтью» ТНК-ВР за 1,767 трлн рублей еще долго будет предметом пристального внимания инвесторов, аналитиков и журналистов. Наверное, основным вопросом, который всех интересует, является погашение чистого долга в размере 1,86 трлн рублей по состоянию на конец 2013 года. В этом контексте интересна позиция главы «Роснефти» Игоря Сечина, который в своем комментарии результатов работы компании по МСФО в 2013 году заявил, что «Роснефть» будет добиваться снижения уровня чистого долга к EBITDA до 1,3x по сравнению с нынешним показателем в 1,96х. Сечин также добавил, что для достижения этой цели авансы по контрактам «Роснефти» на поставку «черного золота» будут направляться на финансирование стратегических проектов, а не на погашение задолженности.

Структура сделки Покупка «Роснефтью» ТНК-BP в марте прошлого года у ее бывших совладельцев, одного из мировых лидеров – BP и консорциума AAР (учрежден «Альфа-Групп», Access Industries и ГК «Ренова»), за $61 млрд стала крупнейшей в мире сделкой на рынке слияний и поглощений в 2013 году (второе место в рейтинге заняли Glencore International и Xstrata, чье слияние обошлось в $45,5 млрд).

$31

billion млрд

Тhe total amount of loans raised by Rosnfet to finance the acquisition of TNK-BP Общая сумма кредитов, полученных «Роснефтью» для финансирования покупки ТНК-ВР

PHOTO: ROSNEFT / ФОТО: РОСНЕФТЬ

osneft’s acquisition of TNK-BP for 1.767 trillion rubles continues to generate interest among investors, analysts and journalists. The main issue is how Rosneft is going to repay its net debt of 1.86 trillion rubles as of the end of 2013. In this context it is interesting to hear the comments of Rosneft head Igor Sechin, who, speaking about his company’s performance results in 2013 as per IFRS, said that Rosneft would target to reduce the net debt-to-EBITDA ratio from the current 1.96x to 1.3x. In order to reach this goal, Sechin added, Rosneft would use the down payments for oil supply contracts to finance strategic projects rather than to pay off debt.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Свою 50%-ю долю в ТНК-ВР британцы продали «Роснефти» за 16,65 млрд, получив впридачу и 12,84% акций госкомпании. Остальные 50%, принадлежавших AAР, «Роснефть» приобрела за $27,73 млрд. Бывшие владельцы также получили право на дивиденды, из которых порядка $400 млн досталось BP, а $700 млн – AAР. «Роснефти» для финансирования сделки потребовалось привлечь кредиты у целого ряда зарубежных банков (Bank of America Merrill Lynch, Barclays Bank, BNP Paribas, BTMU, Citibank, Credit Agricole, ING Bank, Intesa Sanpaolo Banking Group, J.P. Morgan, Mizuho Corporate Bank, Natixis, Nordea Bank, SMBC, Societe Generale and Unicredit Bank) на общую сумму порядка $31 млрд сроками от двух до пяти лет. Еще $10 млрд компания Игоря Сечина получила в результате заключения сделки предэкспортного финансирования с нефтетрейдерами Glencore и Vitol, а также за счет размещения еврооблигаций на $3 млрд и рублевых облигаций, выпущенных рекордным в 2013 году объемом в 110 млрд рублей. Долговая стратегия «Роснефти» предполагает рефинансирование 70% кредитов облигациями и замену краткосрочных займов более продолжительными, на 5-10 лет. В рамках этой стратегии «Роснефть» разместила 18 фев-

#3 March 2014

FINANCE

Deal Structure

PHOTO / ФОТО: BP

раля на Московской бирже десятилетние облигации на 35 млрд рублей. Rosneft’s acquisition of TNKВ декабре прошлого года «Роснефть» BP from its former owners, BP and сообщила о досрочном погашении кредита AAR consortium (established by в размере $5,1 млрд, полученного под покупAlfa-Group, Access Industries and ку ТНК-ВР, тогда как сумма выплат, направRenova) for $61 billion last March ленных на погашение общего долга компаwas the largest deal in the global нии составила 341 млрд рублей. Наибольшие M&A market in 2013, followed by выплаты по долгу – свыше 700 млрд рублей the merger of Glencore International – «Роснефти» придется произвести в 2014 и and Xstrata that bore a price tag of 2018 годах. Третья же по величине выплата $45.5 billion. размером чуть меньше 600 млрд рублей заплаThe British major sold its нирована на 2015 год. 50-percent stake in TNK-BP to Аналитики «Газпромбанка», выдавшего в Rosneft for $16.65 billion and 12.84 прошлому году «Роснефти» кредит на 184,4 percent of its stock. Rosneft dished млрд рублей и организовавшего совместно с out an additional $27.73 billion to другими банками размещение облигаций и buy the remaining, AAR-owned half евробондов нефтяной компании, в качестве of the company. Former owners also ● BP Group, led by CEO Bob Dudley, наиболее важного индикатора оценки качеretained the right to dividends – BP received both cash and Rosneft stock ства долга «Роснефти» называют соотношение eventually received around $400 mil- as part of the deal to sell its 50-per«обеспеченный долг/EBITDA». По их оценке, lion in dividend payments, AAR – cent share in TNK-BP ● В рамках сделки по продаже он сейчас составляет 1,0x, сохраняя существенabout $700 million. ный запас до достижения уровня в 2,0х, после To finance the deal, Rosneft 50% акций ТНК-ВР, BP Group, которого рейтинговое агентство Fitch видит raised two- and five-year loans from возглавляемая исполнительным риски для держателей необеспеченного долга a group of foreign banks (Bank of директором Бобом Дадли, получила компании. «В то же время получение первоAmerica Merrill Lynch, Barclays Bank, не только деньги, но и бумаги го транша предоплаты от китайской CNPC в BNP Paribas, BTMU, Citibank, Credit «Роснефти» размере $20 млрд повышает степень финансоAgricole, ING Bank, Intesa Sanpaolo вой гибкости в вопросах рефинансирования Banking Group, JP Morgan, Mizuho Corporate Bank, Natixis, Nordea Bank, SMBC, Societe долга, а также снижает необходимость в активном размеGenerale and Unicredit Bank) totaling about $31 billion. щении облигаций», – считают эксперты «Газпромбанка». «При текущей цене на нефть „Роснефть“ может обслуRosneft secured an additional $10 billion through longterm trade finance deals with the world’s largest oil traders, живать свой долг и даже снижать долговую нагрузку», – Glencore and Vitol, and $3 billion more via the placement of рассказал НГЕ директор аналитического отдела «ТКБ БНП Eurobonds. It also issued bonds worth 110 billion rubles – the Париба Инвестмент Партнерс» Геннадий Суханов (банк top issue by a Russian company in 2013. Its debt strategy rests BNP Paribas участвовал в предоставлении 15 иностранon refinancing 70 percent of loans by bonds and replacing ными банками синдицированного кредита для финансиshort-term loans with longer, five- to 10-year loans. On Feb. рования покупки ТНК-BP). По его расчетам, свободный 18, as part of this strategy, Rosneft placed 10-year bonds for 35 денежный поток «Роснефти» после оплаты процентов и осуществления инвестиций в поддержание уровня добычи billion rubles on the Moscow Stock Exchange. составил в 2013 году более $3 млрд. «Это те деньги, которые можно направить на снижение долговой нагрузки», – поясThe current oil price allows Rosneft to service its debt нил Суханов. and even reduce the debt burden Он также добавил, что «Роснефти» для обеспечения оптимальных финансовых показателей будет вполне При текущей цене на нефть «Роснефть» может достаточно текущих мощностей по добыче и переработке обслуживать свой долг и даже снижать долговую нефти и газа. В то же время, подчеркнул аналитик, компании нужно будет ежегодно инвестировать примерно $18-20 нагрузку млрд для поддержания существующих объемов добычи и продолжения модернизации НПЗ. «Привлечение партнеLast December, Rosneft said it had repaid ahead of ров в совместную разработку новых месторождений помоschedule the $5.1 billion loan raised to fund the acquisi- жет „Роснефти“ снизить свои инвестиции и нарастить объtion of TNK-BP. It finished the year repaying 341 billion емы добычи», – считает Суханов. По его мнению, маловероятно, что «Роснефть» будет rubles of the total corporate debt. Rosneft’s largest debt payments, topping 700 billion rubles per annum, are прибегать в ближайшем будущем к размещению рублеscheduled for 2014 and 2018. The third-largest pay- вых облигаций или евробондов и, тем более, собственных ment, which is slightly less than 600 billion rubles, is акций. Наиболее дешевым по цене инструментом, как считает эксперт, в данном случае являются товарные кредиты, pending in 2015. According to the analysts of Gazprombank, the bank предоставленные Китаем. Аналитики же Raiffeisenbank не согласны с такой позиthat in 2013 loaned 184.4 billion rubles to Rosneft and organized jointly with other banks the placement of its цией и считают, что «Роснефть» продолжит использовать bonds and Eurobonds, the key indicator of the company’s долговые рынки, в том числе и рынок евробондов, для debt quality is the secured debt-to-EBITDA ratio. Currently, оптимизации долгового портфеля и рефинансирования it’s 1.0x, Gazprombank analysts say, and there is a sig- задолженности, тем более, если компания не планирует Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

PHOTO: KONSTANTIN ANDRUKHIN / ФОТО: КОНСТАНТИН АНДРЮХИН

ФИНАНСЫ

● According to Igor Sechin, down payments from oil supply contracts will be used to finance strategic projects ● По словам Игоря Сечина, авансы по контрактам «Роснефти» на поставку нефти будут направляться на финансирование стратегических проектов

nificant margin before it hits the 2.0x level – the red line beyond which the holders of unsecured debt should start to worry, according to Fitch. “At the same time, receiving the first $20-billion tranche of down payment from China’s CNPC improves Rosneft’s financial flexibility in terms of debt refinancing and reduces the need for active placement of bonds,” add Gazprombank analysts. “The current oil price allows Rosneft to service its debt and even reduce the debt burden,” Gennady Sukhanov, director of the analytical department at TKB BNP Paribas Investment Partners (BNP Paribas was among the 15 foreign banks that provided a syndicated loan to finance Rosneft’s purchase of TNK-BP) told OGE. According to his calculations, after paying the interest and investing in sustainment of the current oil output, Rosneft’s free cash flow in 2013 topped $3 billion. “This money could be used to reduce the debt burden,” says Sukhanov. He adds that Rosneft’s existing upstream and downstream assets suffice to ensure optimum financial performance. At the same time, the company needs to invest about $18-20 billion each year to maintain current output figures and continue to upgrade its refineries, says Sukhanov. “Involving partners in joint development of new fields will help Rosneft reduce its own investments and boost output,” says Sukhanov. In his opinion, it is unlikely that Rosneft will resort to placement of ruble bonds or Eurobonds or float its own stock in the near future. In this particular case the cheapest available instrument are commodity loans from China, he says. Raiffeisenbank analysts disagree and maintain that Rosneft will continue to use debt markets, including the Eurobond market, to optimize its debt portfolio and control debt refinancing, especially if the company has no plans to slash the debt by using down payments on oil supply contracts. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

снижать ее за счет авансов по контрактам на поставку нефти. Схожей точки зрения придерживается и руководитель направления «Акции» инвестиционной компании «Третий Рим» Алексей Дебелов. По его словам, в случае падения цен на нефть или иной причины сокращения EBITDA, стоимость заимствования для компании может существенно вырасти, особенно на западных рынках, что может

15 foreign banks provided loans to Rosneft when it needed cash to purchase TNK-BP иностранных банков кредитовали «Роснефть» на стадии приобретения ТНК-ВР

вынудить менеджмент «Роснефти» переключиться на кредиты государственных банков. «Приватизация акций не поможет улучшить финансовое положение компании, так как продавцом будет выступать государство», – считает Дебелов. Компания, на его взгляд, теоретически могла бы поменять структуру размещения в свою пользу, но вряд ли правительство, нуждающееся в пополнении бюджета, пойдет ей на уступки. «Имеющиеся и вводящиеся в следующие несколько лет мощности „Роснефти“ достаточны для поддержания EBITDA на текущем высоком уровне и для постепенного погашения долговой нагрузки», – рассказывает предста-

#3 March 2014

PHOTO: CHARLIE FONG / ФОТО: ЧАРЛИ ФОНГ

FINANCE

● China’s CNPC (its Beijing headquarters pictured in the photo) aims to strengthen cooperation with Rosneft ● Китайская CNPC (на фото – штаб-квартира компании в Пекине) нацелена на углубление сотрудничества с «Роснефтью»

Alexei Debelov, head of the Stock Dept. at the Third Rome investment company, shares a similar view. According to him, if EBITDA falls under pressure of tumbling oil prices or due to any other reason, the cost of borrowing for the company may grow significantly, especially in the Western markets, which may force Rosneft management to switch to state banks’ loans. “Offering its stock to the public won’t improve the company’s financial standing with the government in the seller’s role,” thinks Debelov. Theoretically, Rosneft could change the stock flotation structure in its favor, but it is unlikely that the government needing continued cash injections in the budget would make concessions. “Rosneft’s available assets and facilities that will be brought on stream over the next few years are sufficient to maintain EBITDA at the current high level and to gradually repay the debt,” says Debelov. In his opinion, expansion of

By 2020, Rosneft plans to boost gas production to 100 billion cubic meters per year К 2020 году «Роснефть» планирует увеличить добычу газа до 100 млрд м3 в год the investment program is unlikely to help boost profits significantly: the economics of new fields is deteriorating, while growing complexity of refining is not stimulated by existing taxes and duties. Following the peak of capital construction, adds Debelov, Rosneft could increase its free cash flow by reducing costs and boost revenues. This process will be hampered by the growing cost of maintaining output at depleting fields. Ideally, capital expenditures will be halved, with an annual 1-2 percent output drop at mature assets. Under such scenario, Rosneft would have a free cash flow of about $10-12 billion a year, which could then be spent to service the debt. “In this case, it would take about four years

витель ИК «Третий Рим». По его мнению, разворачивание инвестиционной программы вряд ли существенно поможет увеличить показатели прибыли: экономика новых месторождений ухудшается, а увеличение сложности переработки не стимулируется существующей системой налогов и пошлин. После прохождения пика капитального строительства, как считает Дебелов, можно ожидать рост свободного денежного потока «Роснефти» за счет уменьшения затрат и роста выручки. Мешать же этому процессу будет рост стоимости поддержания добычи на истощающихся месторождениях. В идеале капитальные затраты сократятся вдвое, а падение добычи на таких месторождениях составит 1-2% в год. В таком случае бизнес «Роснефти» будет давать свободный денежный поток в районе $10-12 млрд в год, которые можно будет направить на ликвидацию задолженности. «Погашение долга за покупку ТНК-ВР займет в этом сценарии около четырех лет, всего долга – около семи лет», – отмечает Дебелов. К сожалению, по его мнению, реальность, как правило, хуже идеального сценария, так как любая новая инициатива руководства компании по консолидации активов или наращиванию производства будет отодвигать срок погашения задолженности.

Китайский акцент Важным источником доходов «Роснефти» от экспорта сырья в настоящее время является Китай. С партнерами в Поднебесной заключены уже три контракта на поставку нефти. В 2011 году было подписано первое соглашение с CNPC на поставку 15 млн т сырья в год в течение 20 лет по трубопроводу «Сковородино – Мохэ». Второе, на общую сумму в $270 млрд, предусматривающее отгрузку 365 млн т в течение 25 лет, стороны подписали в июне прошлого года в рамках экономического форума в Санкт-Петербурге. В середине января китайский партнер перечислил «Роснефти» первый авансовый платеж по этому контракту в размере $20 млрд, а к середине 2015 года ожидается, что CNPC выплатит российской госкомпании примерно 50% от общей суммы контракта. Третье соглашение глава «Роснефти» подписал с руководством китайской Sinopec в октябре прошлого года. Согласно контракту, «Роснефть» в течение 10 лет будет поставлять 10 млн т нефти в год на общую сумму в $85 млрд, 25-30% от которой Sinopec перечислит авансом. К слову, по условиям контракта «Роснефть» может поставлять Sinopec не только нефть, но и нефтепродукты. С учетом новых контрактов получается, что «Роснефть» после закрытия сделки по покупке ТНК-ВР удвоила экспорт нефти в Китай и он теперь составит примерно 30-31 млн т нефти в год. Очевидно, что «Роснефти» для увеличения доходов потребуется расширять географию своего присутствия, усиливать конкуренцию с другими участниками рынка, и укреплять позиции не только в нефтяной, но и в газовой отрасли. Позиции «Газпрома» сегодня выглядят незыблемыми, но «Роснефть» планирует интенсивно наращивать добычу «голубого топлива». Международным инвесторам об этом рассказала вице-президент компании Влада Русакова, заявившая на конференции в Лондоне в апреле прошлого года, что «Роснефть» к 2020 году планирует увеличить добычу газа до 100 млрд м³ в год. В 2013-м компания уже сделала резкий скачок, добыв 38,17 млрд м³ газа, что более чем в два раза превышает показатель 2012 года, когда было добыто 16,39 млрд м³. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

Chinese Accent For Rosneft, oil exports to China are currently one of the key revenue sources. The company already signed three supply contracts with Chinese partners. In 2011, Rosneft and CNPC inked the first agreement for annual supply of 15 million tons of crude via the SkovorodinoMohe pipeline over 20 years. The second agreement worth $270 billion for the supply of 365 million tons over 25 years was signed last June at the Economic Forum in St. Petersburg. In mid-January, CNPC furnished the first $20-billion down payment under this contract, and by mid-2015 the Chinese company is expected to pay about half of the total amount of the contract. The third agreement was signed last October with China’s Sinopec. According to the $85 billion contract, Rosneft will supply 10 million tons of oil annually over a 10-year period. Sinopec pledged to furnish a down payment totaling about 25-30 percent of the contract amount. Under the deal, Rosneft can supply both crude oil and oil products to Sinopec. New contracts suggest that, after closing the TNK-BP purchase, Rosneft’s oil exports to China will double to about 30-31 million tons per year. Obviously, Rosneft’s drive to boost revenues would require expansion of its operations, stronger competition

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

to repay the loans raised for the TNK-BP purchase, and Rosneft’s total debt could be paid out in about seven years,” notes Debelov. Unfortunately, adds the expert, reality, as a rule, hardly follows the ideal script as any new initiative to consolidate assets or ramp up oil output would delay the final liquidation of the debt.

ФИНАНСЫ

● Rosneft President Igor Sechin, left, and Sinopec chief Fu Chengyu

during their talks in Beijing last February ● Президент «Роснефти» Игорь Сечин (слева) и глава Sinopec Фу

Чэнюй во время встречи в Пекине в феврале прошлого года Планам «Роснефти» по развитию газового бизнеса на руку идет и закон о либерализации экспорта сжиженного природного газа (СПГ), вступивший в силу 1 декабря 2013 года. Ранее монопольным правом на экспорт СПГ обладал «Газпром». Теперь это право есть и у пользователей недр,

#3 March 2014

FINANCE with other market players and build-up of the company’s positions in the gas market, too. Gazprom will undoubtedly retain the dominating role, but Rosneft plans to step up significantly its gas production. Speaking to an audience of international investors at a London conference last April, Rosneft Vice President Vlada Rusakova said that by 2020 the Russian giant planned to increase gas production to 100 billion cubic meters per year. In 2013, the company’s natural gas production surged to 38.17 billion cubic meters, surpassing the 2012 figure of 16.39 billion cubic meters more than twice. Rosneft’s plans to develop the gas business have been aided by the new law liberalizing LNG exports, which went into effect on Dec. 1, 2013. Previously, Gazprom held a monopoly on LNG exports, but now this right is granted to producers whose licenses on Jan. 1, 2013 included commitment to build an LNG plant, as well as the lessees with at least 50-percent state ownership, developing offshore fields within internal maritime waters, territorial sea and on the continental shelf (including the Black and Azov Seas). Taking advantage of this opportunity, Rosneft and its U.S. partner, ExxonMobil, have already selected contractors to design the first stage of the project to build an LNG plant on Sakhalin. Construction will start in the first half of 2015, with the plant slated for commissioning in 2018. The project cost is estimated at $15 billion. The plant’s initial processing capacity will be 5 million tons of LNG per annum, with a possibility to boost it in the future. The facility will process natural gas produced at Rosneft’s fields in the Far East and from Sakhalin-based gas resources. The sales will target the Asia-Pacific region, especially Japan and China.

Оver the next two to three years, Rosneft will sustain the current level of capital investment, which will then start to decline В течение ближайших двух-трех лет капвложения останутся на сопоставимом уровне, а затем начнут снижаться

Hard Currency for State Coffers Russia’s federal budget substantially depends on Rosneft’s export revenues – last year the company became the country’s biggest taxpayer, contributing 2.72 trillion rubles to state coffers. This year, according to Sechin, Rosneft’s tax payments will top 3 trillion rubles. Prior to 2013, Gazprom was the longtime taxpaying leader, paying 1.9 trillion rubles in taxes in 2012 against Rosneft’s payments of 1.7 trillion rubles. The Rosneft chief denies that his company is competing with Gazprom, but the facts suggest otherwise. A report by Sweden’s Lundin Petroleum said that in the first half of 2014 Rosneft might close the deal on acquiring 51 percent in Petroresurs, the owner of an exploration license for Lagansky block in the Caspian. The block includes Laganskaya, Morskaya and Petrovskaya areas, with total recoverable resources of 110-450 million tons of oil, according to Lundin Petroleum’s estimates from 2008). The Swedish company heralded the impending deal in early October

● Over the next quarter of a century Rosneft will supply to China at least

765 million tons of oil ● На ближайшие 25 лет «Роснефть» уже законтрактовала поставки

нефти в Китай в объеме 765 млн т

чьи лицензии по состоянию на 1 января 2013 года предусматривают строительство завода по сжижению природного газа, а также у компаний с долей участия государства более 50%, являющихся пользователями недр, которые расположены в границах внутренних морских вод, территориального моря, континентального шельфа, включая Черное и Азовское моря. Для реализации этой возможности «Роснефть» совместно с американской ExxonMobil уже выбрали подрядчиков на проектирование первой стадии проекта строительства завода СПГ на Сахалине. Строительство запланировано на первую половину 2015 года, а ввод в эксплуатацию на 2018 год. Стоимость проекта оценивается в $15 млрд. Проектная мощность завода – 5 млн т СПГ в год с возможным увеличением в будущем. Ресурсной базой для завода будет служить природный газ, поступающий с месторождений «Роснефти» на Дальнем Востоке и других газовых ресурсов Сахалина. Сбыт будет ориентирован на АзиатскоТихоокеанский регион, в первую очередь Японию и Китай.

Валюта для казны От экспортных успехов в «Роснефти» напрямую зависит и формирование федерального бюджета – в прошлом году компания стала крупнейшим налогоплательщиком страны, перечислив в бюджет 2,72 трлн рублей, а в этом, по словам Игоря Сечина, ее налоговые отчисления и вовсе превысят 3 трлн рублей. До этого лидером в наполнении доходной части бюджета был «Газпром», в 2012 году перечисливший в казну 1,9 трлн рублей против 1,7 трлн рублей «Роснефти». Между тем, глава «Роснефти» конкуренцию с «Газпромом» отрицает, но факты говорят об обратном. В отчете шведской компании Lundin Petroleum говорится, что «Роснефть» в первом полугодии 2014 года может закрыть сделку по покупке 51%-й доли в ООО «Петроресурс», владеющем лицензией на геологическое изучение Лаганского участка на шельфе Каспия. На участке расположены Лаганская, Морская и Петровская структуры, шесть лет назад его валовые извлекаемые ресурсы оценивались Lundin Petroleum в 110-450 млн т нефти. О грядущей сделке стало известно в начале октября 2013 года. Lundin Petroleum – один из совладельцев актива, ей принадлежит 70%, оставшиеся 30% контролирует нефтетрейдер Gunvor. Примечательно, что у Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

2013. Lundin Petroleum is a co-owner of Petroresurs with a 70-percent share, while the remaining 30 percent is held by Gunvor. Gazprom did have the opportunity to buy the controlling stake in the project, but decided to pass up on it, and Rosneft eventually bought into Petroresurs. Getting back to the issue of oil supply, we recall the efforts of Igor Sechin to make Rosneft the sole crude supplier to Belarus via the status of “special importer.” The initiative produced mixed reactions: Belarus President Alexander Lukashenko welcomed it last September, but it irked LUKOIL President Vagit Alekperov (read more in OGE October 2013 issue). Unrest in Ukraine puts a question mark on Rosneft’s relaunch of the Lisichansk refinery in July. In spring 2012, TNK-BP halted the plant’s operation. Earlier, Sechin was quoted as saying that the Lisichansk refinery was old, almost non-operative and required substantial investment for putting it back into order. The plant in Lisichansk is Ukraine’s second-largest refinery, it can refine up to 16 million tons of crude per annum. According to Gazprombank analysts, this year’s average 25-percent increase of Rosneft’s capital investments to 700 billion rubles is due to the rollover of last year’s projects into 2014. “Over the next two to three years, the current level of capital investment will be sustained and afterwards it will start to decline,” the analysts say. This year, Rosneft is also scheduled to pay dividends, which could potentially amount to 136 billion rubles, representing a 60-percent increase over the 85 billion rubles paid to shareholders in 2013. All these costs, including payments on short-term loans, will motivate the company to place new bonds and Eurobonds, conclude Gazprombank analysts.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ФИНАНСЫ «Газпрома» была возможность воспользоваться опционом на покупку контрольной доли в этом проекте, но он отказался, а «Роснефть» не стала упускать такую возможность. Если же вернуться к поставкам нефти, то следует также вспомнить усилия Сечина, направленные на то, чтобы стать единственным поставщиком в Белоруссию, получив статус «специмпортера». Эта инициатива в сентябре 2013 года встретила понимание президента Белоруссии Александра Лукашенко, но очень не понравилась главе «ЛУКОЙЛа» Вагиту Алекперову (см. № 10 НГЕ за 2013 год). Из-за волнений на Украине под вопросом может оказаться перезапуск «Роснефтью» в июле этого года Лисичанского нефтеперерабатывающего завода. Работа этого предприятия была приостановлена весной 2012 года по инициативе ТНК-ВР. Сечин ранее говорил, что Лисичанский завод был старым, практически не работал и требовал существенных инвестиций для приведения в порядок. Он является вторым по мощности НПЗ на Украине, может перерабатывать 16 млн т нефти в год. По оценке аналитиков «Газпромбанка», увеличение капитальных вложений в среднем на 25% до 700 млрд рублей в 2014 году было вызвано переносом проектов с 2013 года. «В течение ближайших 2-3 лет они останутся на сопоставимом уровне, а затем начнут снижаться», – считают эксперты банка. Помимо капзатрат, в 2014 году компании также предстоит выплатить дивиденды, размер которых может составить 136 млрд рублей, что на 60% больше 85 млрд рублей, которые были перечислены акционерам за 2013 год. Все эти затраты, включая выплаты по краткосрочным долговым обязательствам, будут мотивировать компанию к новым размещениям облигаций и евробондов, считают в «Газпромбанке».

LNG

Yamal Bests Shtokman in Race to Build Russia's 2nd LNG Plant Игра на опережение Svetlana Kristalinskaya

Светлана Кристалинская

The cost of construction of Russia’s second LNG plant has gone up some 50 to 60 percent against initial estimates, reaching the investment level of Gazprom’s Shtokman gas condensate field development project, which the monopoly delayed indefinitely. The Yamal LNG joint venture’s concept of a relationship with a foreign partner provides more opportunity for its participants to succeed than the one used for Shtokman.

Стоимость второго в России проекта по строительству завода по сжижению природного газа, «Ямал СПГ», выросла на 50-60% от первоначальных оценок, достигнув величины, в которую был оценен проект освоения Штокмановского нефтегазоконденсатного месторождения, отложенный «Газпромом» на неопределенное время. Схема взаимоотношений с иностранным инвестором в «Ямал СПГ» дает больше шансов на реализацию, чем в Штокмане.

n Dec. 18, 2013, Yamal LNG stakeholders – Russia’s second largest gas producer NOVATEK (owner 80 percent in the venture at the time, sold a 20-percent stake to China’s CNPC in early 2014) and Total (20 percent) – announced the final investment decision (FID) on the project. The project’s cost had skyrocketed from the original estimate of $18-20 billion to $27 billion of which $2.6 billion has already been invested. As a consequence, the project’s total cost is closing in on the $30 billion mark, nearly replicating the price tag of the first phase of the giant Shtokman field development (the remainder Gazprom intended to fund on its own), which targeted almost the same volume of LNG production. It needs to be said that the participants of the Yamal LNG project instantly received tax breaks, shifting at the same time some of the investment burden onto the government (some 47 billion roubles ($1.31 billion) will be allocated from the budget to build the port of Sabetta, which will be used to unload cargoes during LNG plant construction and for shipping LNG once the facility starts operating). On the eve of the FID approval deadline on

кционеры «Ямал СПГ» – второй крупнейший производитель газа в России, компания «НОВАТЭК» (на тот момент владевшая 80% в проекте, в начале 2014 года продала 20% китайской CNPC) и французская Total (20%) – 18 декабря 2013 года приняли окончательное инвестиционное решение о реализации проекта. Стоимость проекта выросла с первоначальных оценок в $18-20 млрд до $27 млрд, при этом $2,6 млрд уже инвестировано. Таким образом, стоимость проекта приблизилась к затратам на реализацию первой фазы Штокмановского проекта – $30 млрд (остальные «Газпром» намеревался освоить самостоятельно), предполагавшего почти такие же объемы производства СПГ. Отметим, что участники ямальского проекта сразу получили налоговые льготы и перекинули часть инвестиционных трат на правительство (из госбюджета выделят примерно 47 млрд рублей на строительство порта Сабетта, в котором будут принимать грузы в процессе строительства СПГ-завода и отправлять сжиженный газ). Перед дедлайном о принятии окончательного инвестрешения по Штокману иностранные партнеры «Газпрома» по первой фазе проекта (Total и норвежская Statoil) во всеуслышание заявляли о необходимости введения льгот, за что были обвинены в алчности главой «Российского газового общества» (РГО) Валерия Язева. В итоге инвестиционное решение по Штокману принято не было, а Statoil вышла из проекта, списав убытки. Total пока остается. Любопытно, что Total вошла в оба российских СПГпроекта в качестве технического партнера. Statoil же присоединилась к Штокману позже и не имела право технического вето, предоставленное французам. Total является одним из крупнейших игроков на мировом рынке СПГ. Но у «Газпрома», исторически реализующего в основном трубопроводный газ, были собственные амбициозные планы по развитию сектора СПГ-торговли. К Европе, начавшей активно строить регазификационные терминалы, «Газпром» был привязан трубами, но главной его целью в контексте сбыта Oil&GasEURASIA

№3 Март 2014

Shtokman, Total and Statoil, Gazprom’s foreign partners in the project’s first phase publicly requested tax benefits and were immediately labeled greedy by Russian Gas Society chief Valery Yazev. As a result, the FID on Shtokman fell through and Statoil pulled out from the project, writing off its losses. Total has stayed on board. Interestingly, Total had entered both Russian LNG projects as a technical partner, while Statoil joined Shtokman at a later stage and didn’t have the right of a technical veto granted to the French giant. Though Total is one of the biggest players in the global LNG market, Gazprom, which has historically traded in pipeline gas, had ambitions to develop its own LNG business. Gazprom has long been hooked via its pipelines to Europe, which is currently busy with building regasification terminals, but the main target of Shtokman gas sales was the North American market. Eventually, Gazprom said that foreign partners wouldn’t be able to sell the Shtokman gas. The monopolist would very much like to trade LNG, but that would clearly hurt the interests of both Total and Statoil (the former is one of the largest LNG traders globally, the latter – Gazprom’s direct competitor in the market of pipeline gas supply). In addition, both foreign majors are involved in shale gas production in the United States and offshore projects around the world. Shtokman Development AG, the company which had been specifically set up for the Shtokman project, didn’t own the license to develop the giant Shtokman field holding almost 4 trillion cubic meters of gas (about 10 percent of all Russian gas reserves), stripping foreign partners of the opportunity to report reserves growth to its shareholders. Accordingly, the Shtokman deal for both Total and Statoil was in fact a services contract. NOVATEK shareholders Leonid Mikhelson and Gennady Timchenko decided to take a different path: not only did they let Total enter a company which owns a production license to the Yuzhno-Tambeiskoye field, whose gas will feed the future LNG plant, but they also let the French company buy NOVATEK shares. By the way, the price of the stock package Total bought from NOVATEK’s key shareholders has grown by $400 million over the last three years. Undoubtedly, Yamal LNG’s foreign partners were lured by the ability to buy LNG. Since Gazprom owns a monopoly on all gas exports, the companies penned an agency agreement with Gazprom Export specifying tentatively that Yamal LNG Trade would trade the gas produced at the Yuzhno-Tambeiskoye field. But even here, monopolist status played a trick on Gazprom – delaying the sale of Yamal LNG and Timchenko’s lobbying talents resulted in cancelling the gas giant’s monopoly on LNG exports from Russia. A source with the knowledge of the situation told OGE that NOVATEK also wants to buy the maximum quantities of gas from Yamal LNG, but the problem is that the company has no target market for selling this gas, neither having the experience nor the contracted storage at the regasification terminals or shares in the terminals’ ownership. Consequently, this creates problems for the banks from which Yamal LNG is seeking funds to finance the project. According to Mikhelson, approximately 75-78 percent of Yamal LNG gas (about 12-13 million tons of LNG) has already been contracted. However, the contracted volumes have almost entirely been sold to the shareholders – Total Gas & Power, Novatek Gas&Power and China’s CNPC, which bought a 20-percent stake from NOVATEK after the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СПГ Location of the South Tambei gas field Местоположение Южно-Тамбейского месторождения

штокмановского газа был североамериканский рынок. В результате «Газпром» объявил, что иностранные партнеры не будут иметь возможности продавать газ, добытый на Штокмане. Монополист очень хотел торговать СПГ, однако понятно, что это не было в интересах ни Тotal, ни Statoil. Тotal – один из крупнейших СПГ-трейдеров в мире, а Statoil – прямой конкурент «Газпрома» по поставкам трубопроводного газа в Европу. Кроме того, обе компании активно участвуют как в добыче сланцевого газа в Америке, так и в других добычных шельфовых проектах. Под Штокмановский проект была создана компания Shtokman Development AG, которая также не владела лицензией на освоение гигантского Штокмановского ГКМ с запасами в почти 4 трлн м³ газа (приблизительно 10% всех российских запасов «голубого топлива»). Иностранные же компании очень любят отчитываться перед своими акционерами о росте запасов. Таким образом, штокмановский контракт для Total и Statoil был практически сервисным контрактом. Акционеры «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон и Геннадий Тимченко поступили по-другому: они не только пустили Total в компанию, владеющую лицензией на Южно-Тамбейское месторождение, на базе которого будет строиться второй в России завод по сжижению природного газа, но и продали французам акции самого «НОВАТЭКа». К слову, за три года стоимость пакета, купленного Total у основных акционеров «НОВАТЭКа», выросла на $400 млн. Главное же, что получили иностранные партнеры «Ямал СПГ» – возможность закупки СПГ. В условиях монополии «Газпрома» на экспорт газа было придумано агент-

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

LNG

● Vladimir Putin shakes hands with Total CEO Christophe de Margerie as NOVATEK head Leonid Mikhelson looks on after signing cooperation memorandums with Total on March 2, 2011 ● Владимир Путин поздравляет президента Тotal Кристофа де Маржери с подписанием меморандумов о сотрудничестве между французской компанией и «НОВАТЭКом» (справа – председатель правления «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон), состоявшемся 2 марта 2011 года

FID was made. The only exception is Spain’s Gas Natural Fenosa that inked a contract to buy 2.5 million tons of LNG (about 3.2 billion cubic meters of gas). Thus, the revenues and project costs are generated by the same companies and the funds are circulating in the same pot, which doesn’t increase the bankers’ confidence about getting their money back with a margin. It is clear that even if the shareholders buy gas at a high price to recover their own investments, their profit margin would be limited by the actual prices on the end markets. Yamal LNG’s ambitions largely rest on the project’s logistics – the stakeholders have put their bets on the short shipping route linking Russia with today’s most profitable markets in the Asia-Pacific region. Bearing this in mind, NOVATEK revived discussions to resume shipments via the Northern Sea Route (which halves the distance to China or South Korea compared to the route via the Suez Canal). And though this route will be open only during the summer, Shtokman has no such advantages, being much farther from the Asia-Pacific (the LNG plant was originally planned to be built in the Murmansk region). As is known, the Shtokman project was dealt a key blow by the shale gas revolution in the United States, its target market. Diving gas prices in the U.S. market soon brought about a gas price crash in the European market, while cheap coal from the U.S. generally reduced demand for gas in Europe. Currently, gas prices are high in China and other Asian markets, but Gazprom has been in talks for several years regarding construction of a high-throughput pipeline from East Siberia to China and South Korea, and it still needs to find buyers first. Total remains on board of Shtokman Development AG as its top managers claim they are still searching for the best technical solution. Meanwhile, Gazprom is making efforts to go ahead with the project independently. But if the technical concept of Yamal LNG justifies itself (some experts still doubt this), it is likely that the project will eventually claim the title of Russia’s second LNG plant.

#3 March 2014

ское соглашение с «Газпром экспортом», по которому, условно, «Ямал СПГ Трейд» торговал бы газом, добытым на Южно-Тамбейском месторождении. Но и здесь роль монополиста сыграла с «Газпромом» злую штуку – затягивание им продажи ямальского СПГ и лоббистские способности Тимченко отменили монополию «Газпрома» на экспорт газа из России в сжиженном виде. По словам источника, знакомого с ситуацией, «НОВАТЭК» также хочет закупать максимальный объем газа с «Ямал СПГ», но проблема в том, что рынка сбыта для этого газа у компании нет, поскольку она не имеет ни опыта, ни законтрактованных мощностей на регазификационных терминалах или долях в них. А это, в свою очередь, проблема для банков, у которых «Ямал СПГ» просит проектное финансирование. Так, по словам Михельсона, на сегодня законтрактовано 75-78% газа с «Ямал СПГ» (около 12-13 млн т СПГ). Однако, практически весь газ продан самим акционерам: Total Gas&Power, Novatek Gas&Power и китайской CNPC, купившей у «НОВАТЭКа» 20%-ю долю в «Ямал СПГ» уже после принятия окончательного инвестиционного решения. Исключением является испанская Gas Natural Fenosa, заключившая контракт на закупку 2,5 млн т (около 3,2 млрд м³ газа). Получается, что выручка и затраты по проекту генерируются одними и теми же компаниями, деньги «варятся в одном котле», что не повышает уверенность банков в том, что они получат свои деньги назад с определенной доходностью. Понятно, что даже если акционеры купили газ по какой-то высокой цене, чтобы вернуть собственные инвестиции, размер их прибыли ограничен ценами на конечных рынках. Амбиции «Ямал СПГ» во многом связаны с логистикой проекта – компании-акционеры рассчитывают на короткое транспортное плечо до самых высокодоходных на сегодняшний день рынков стран АзиатскоТихоокеанского региона (АТР). Для этого «НОВАТЭК» актуализировал тему возврата к транспортировке грузов по Северному морскому пути, что сокращает расстояние до Китая или Южной Кореи примерно вдвое по сравнению с маршрутом через Суэцкий канал. И хотя Северный морской путь будет использоваться лишь в период летней навигации, Штокмановский проект не имеет таких преимуществ, находясь гораздо дальше от АТР, – завод по сжижению газа предполагалось строить в Мурманской области. Штокмановский проект, как известно, «загубила» «сланцевая революция» в США, которые были его целевым рынком сбыта. Существенное падение цен на газ на американском рынке спустя некоторое время обвалило и цены на это сырье на европейском рынке, а дешевый американский уголь, в принципе, привел к падению спроса на газ в Европе. Сейчас цены высоки на китайском и других азиатских рынках, но «Газпром» несколько лет ведет переговоры о строительстве мощной трубы в Поднебесную и Южную Корею из Восточной Сибири, поэтому монополисту сначала нужно договориться о сбыте этого газа. Total до сих пор не вышла из Shtokman Development AG. В руководстве компании заверяют, что они до сих пор заняты поиском оптимального технического решения. «Газпром» тем временем самостоятельно предпринимает усилия, чтобы приступить к реализации проекта. Но если техническая концепция «Ямал СПГ» оправдает себя (некоторые эксперты все еще сомневаются в ее успехе), то борьбу за право называться вторым в России СПГ-заводом, скорее всего, выиграет «Ямал СПГ». 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

OILFIELD CHEMICALS

ADVERTORIAL SECTION

Новые технологии интенсификации добычи нефти и газа от компании Zirax

Сергей Демахин, технический консультант ООО «Зиракс»

первую очередь, на повышение остаточной проводимости трещины ГРП. Наиболее перспективным направлением увеличения остаточной проницаемости трещины ГРП представляется реагентное воздействие после проведения операции ГРП. Для разрушения такого полимера компания Zirax производит два состава – это реагент КДС-1 и уже упоминавшийся кислотный состав Флаксокор 110. Комплексный реагент КДС-1 представляет собой порошкообразную композицию, в состав которой вхоПродукты компании Zirax для глушения и интенсификации дят эффективный окислитель-деструктор, дебита скважин ПАВ, органические и неорганические стабилизаторы глины и деэмульгатор. Флаксокор PelletOil (1,18 – 1,38 г/см3) PelletOil WotaSoft (1,18 – 1,38 г/см3) 110 представляет собой ингибированный Жидкости глушения SoMaxoil WotaSoft безкальциевая система раствор концентрированной соляной кислоMaxOil WotaSoft марки Е (1,4 – 1,62 г/см3) ты со специальной композицией ПАВ и дисExtrOil пергирующими добавками, уже готовый к Кислотные составы Флаксокор 210 применению. Флаксокор 110 В результате воздействия кислотного составов происходит быстрая деструкПри этом, необходимо особо отметить ны вызывать значительную закупорку пор. В ция полимера, вследствие чего вязкость новые высокотехнологичные продукты, этом случае, если полимер остается нераз- геля снижается до вязкости воды, а он направленные, прежде всего, на повышение рушенным, то образуется сверхвязкая геле- легко удаляется из продуктивного пласта. эффективности традиционных технологий образная масса, блокирующая поровое про- Соответственно увеличивается проводиглушения и интенсификации дебита сква- странство, которую трудно откачать обрат- мость пропантной пачки. Наиболее эффективен состав Флаксокор 110, он кратно (в жин, а также на расширение сферы приме- но в скважину. В связи с этим, необходимы технологии, 1,8 раза) повышает проницаемость пропнения уже существующих технологий. К таким продуктам, связанным с рас- снижающие негативное влияние остаточ- пантной пачки как в условиях остаточной ширением сферы применения кислотных ной жидкости ГРП на продуктивность сква- жидкости ГРП с брейкером, так и в условисоставов, относится состав Флаксокор 110. жины, которые должны быть направлены, в ях его отсутствия (рис. 2). Повторная обработка реагентом увеличивает его Этот кислотный состав эффек- ● Рис. 1. Динамика убыли веса образца корки глинистого бурового эффективность (до 2,05 раза). тивен в качестве разглиниза- раствора при использовании Флаксокор 110 в сравнении с HCl Состав подробно тестиротора и деструктора полимеров вался как на эффективность при освоении скважин после деструкции полимеров, так и бурения (рис. 1) и успешно на влияние на проппант в ООО применяется на ряде нефтя«РН-УфаНИПИнефть», в частных и газовых месторождености, для месторождений ний, в частности Астраханской Западной Сибири. Результаты области, в том числе и на морпоказали, что составы от компаских месторождениях. И вот нии Zirax позволяют эффективнедавно этот кислотный состав но решить проблему повышения нашел новое применение в эффективности операции гидрокачестве деструктора полиразрыва пласта и, при этом, в мерного геля при гидроразрыходе обработки не наносится ве пласта. вреда проппанту. Одной из причин недостиСледующая технология, котожения потенциального дебирую внедряет компания Zirax, та добывающих скважин после нацелена на преодоление негаГРП является сниженное за тивных последствий процесса счет остаточной жидкости разомпания Zirax представляет собой одного из ведущих в СНГ производителей и поставщиков жидкостей глушения и кислотных составов. Широкий спектр составов для глушения скважин на основе чистых синтетических солей различной плотности, а также кислотных составов на основе синтетической соляной кислоты для интенсификации дебита скважин позволяет эффективно решать задачи в этой сфере (см. табл.).

рыва значение проводимости проппантной упаковки. Эффект снижения тем больше, чем выше средняя проницаемость пласта и может достигать 25-35%. Как правило, в состав полимера вносится внутренний деструктор для разрушения полимера и его удаления из трещины ГРП, но зачастую собственного деструктора иногда бывает недостаточно и остаточные фрагменты первичной структуры полимера после его деградации все еще способ-

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ глушения скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и особенно призабойной зоны пласта (ПЗП). В продуктивном пласте изначально находится остаточная вода, далее она в значительных количествах попадает в ПЗП в процессе бурения, глушения скважины и при ее обводнении сторонними водами. Часть воды задерживается поверхностными и капиллярными силами, что особенно характерно для гидрофильных пород, и таким образом в призабойной зоне образуется зона повышенной водонасыщенности. И чем больше водонасыщенность тем меньше становится фазовая проницаемость для нефти, что приводит к снижению дебита скважин. По разным оценкам снижение дебита может достигать 40%. Также происходит образование стойких эмульсий и набухание глинистой составляющей коллектора, что еще более снижает дебит скважин. Компания Zirax подошла к решению этой проблемы на основе применения технологии Wotasoft, которая представляет собой жидкости глушения с комплексом специальных поверхностно-активных веществ, обеспечивающих щадящее воздействие жидкости глушения на состояние продуктивного пласта. Особенностью жидкостей глушения от Zirax является внесение добавки Wotasoft еще при производстве жидкости глушения методом напыления в кипящем слое прямо на поверхность гранул минеральной соли (рис. 3). Благодаря этому заказчик получает сухую солевую систему, уже содержащую в себе добавку Wotasoft в необходимых оптимальных количествах и процесс применения жидкости глушения не отличается от обычного. После растворения солевой системы добавка Wotasoft растворяется в воде, и в процессе глушения, проникая в пласт, оказывает благотворное влияние. Необходимо отметить, что добавка Wotasoft сохраняет свою стабильность в составе в широком интервале температур и плотностей, совместима с любыми пластовыми и технологическими флюидами и оказывает ингибирующее влияние на процесс коррозии нефтепромыслового оборудования. Благодаря деэмульгирующей способности этого реагента происходит разрушение стабильных эмульсий, предотвращается их повторное образование. Снижение межфазНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Рис. 3. Процесс нанесения реагента Wotasoft на гранулы

минеральной соли ● Рис. 2.

Воздействие составов для деструкции полимеров на увеличение проницаемости пропантной пачки

ного натяжения обеспечивает более быстрое и полное удаление жидкости глушения из пласта при запуске скважины в эксплуатацию. Этот эффект усиливается за счет гидрофобизирующего воздействия данного реагента, который влияет на капиллярные и поверхностные эффекты в поровом пространстве пласта, снижает глубину капиллярной пропитки породы водой и предотвращает глубокое проникновение жидкости глушения. Также за счет гидрофобизации поверхности глинистых минералов, содер-

жащихся в пласте, удается предотвратить их гидратацию и последующее набухание. Положительное влияние реагента Wotasoft на нефтепроницаемость подтверждается сравнительными фильтрационными экспериментами (рис. 4). После прокачки раствора PelletOilWotaSoft градиент давления значительно ниже, что свидетельствует о положительном влиянии реагента Wotasoft на нефтепроницаемость и водонасыщенность пористой среды. Жидкости глушения, произведенные по технологии Wotasoft уже успешно применяются для глушения скважин в России и СНГ, и результаты применения показывают двукратное снижение сроков выхода на режим, по сравнению с традиционно применяемыми жидкостями глушения. Таким образом, инновационные технологии от компании Zirax способны повысить эффективность эксплуатации месторождений нефти и газа и интенсифицировать их дебит.

● Рис. 4. Результаты фильтрационных экспериментов на керновом материале

Marketing Solutions NEFTEGAZ 2014 Special Packages Boasting more than 40,000 visitors and over 1,000 exhibitors from throughout the world, NEFTEGAZ is Russia’s premiere Oil&Gas Industry Exhibition and Conference. No publication does NEFTEGAZ like Oil&Gas Eurasia. With 8,000 copies distributed throughout the show by the OGE “Red Army”, your brand will be hard to miss. Compare OGE’s June issues to any of our competition and you’ll notice that hands down, OGE attracts more Russian advertising than any other. Why? Russians know OGE because it is the only foreign-owned publication actually based in Russia and so Russians trust us. Contact your OGE Sales Rep for special rates on OGE + NEFTEGAZ Show Daily packages.

We also offer exhibition marketing packages customized to your needs CASE STUDY: A Texas-based oilfield service company in 2011 asked us to create a buzz around their new Moscow representation office. Our package included: organization of technology seminars on their stand; promotion of the seminars through web and print media (including media planning in niche engineering journals), editorial and advertising presence in OGE’s June issue, and distribution of invitations to the client’s stand by our “Red Army”. RESULTS: A list of qualified sales leads with full demographic details and visits from decision makers from prospective Russian clients with whom our client had previously had no contact. The client returned for a similar program in 2012 and will again be repeating its NEFTEGAZ marketing with OGE in 2014.

Go Global & Save Money by Translating & Printing Your Collateral in Russia OGE can translate, layout and manage printing of your corporate brochures and other collateral. Call us for a quote. Our bilingual, multi-cultural team can also design and translate (localize) your website and manage your Russian URL.

oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

Official Publication, Show Catalogue and Show Daily Publisher for SPE / Reed Exhibitions Events in Moscow Oil&Gas Eurasia is the Official Publication and Publisher of the Show Catalogue and Show Daily Newspaper for the Society of Petroleum Engineers (SPE) and Reed Exhibitions’ biggest Moscow events: In 2014: the 5th SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, Oct. 14-16, 2014 (www.russianoilgas.ru) For information on advertising in OGE media, including www.oilandgaseurasia.com, and other marketing opportunities through either the Official Show Catalogue or Show Daily Newspaper, contact sales@eurasiapress.com

Don’t miss the Oil&Gas Eurasia’s new event launch planned for 2014: Bazhenov – Tight Oil and Enhanced Recovery for Hard to Recover Reserves For information on sponsorship and other opportunities, contact p.szymczak@eurasiapress.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

oilandgaseurasia.com

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (1,000 tons) / Единица измерения (тыс. т)

Февраль / February 2013

Февраль / February 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

39,939.0 21,098.5 17,948.9 21,030.8

40,406.6 22,227.8 17,252.1 21,968.7

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 1.2 5.4 –3.9 4.5

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Unit of measurement (1,000 tons) / / Единица измерения (тыс. т)

Февраль / February 2013

Февраль / February 2014

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

3,100.8 5,582.4 5,938.0 595.9

3,056.8 6,111.9 6,278.0 688.1

Unit of measurement (mcm) / Единица измерения (млн м3)

Февраль / February 2013

Февраль / February 2014

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

57,803.2 46,495.5 17,114.7

57,779.6 48,139.6 17,458.8

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) –1,4 9.5 5.7 15.5

Gas / Газ Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 3.5 2.0

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of February 2014* Количество буровых установок в мире, февраль 2014 года*

World total | Всего в мире 3,736

Europe | Европа 132 Canada | Канада 626

USA | США 1,769

Middle East | Ближний Восток 396

Africa | Африка 154 Latin America | Латинская Америка 400

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 259 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Oil&GasEURASIA