March 2015 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#3 2015 MARCH МАРТ

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

Import Substitution Manufacturers Scramble for an Answer STAT

Искусство замещения

От российских машиностроителей ждут продукции импортного качества p. / стр. 20

p. / стр. 13-14

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

JOIN OUR INDUSTRY CONTACTS NETWORK!

NEВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ ПРИСОЕДИНЯЙТЕСЬ!

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

The Price of Oil – What Does Saudi Arabia, U.S. Shale, Iran, Iraq and China have to Do With It?

О ценах на нефть, а также о том, какое отношение к ним имеют Саудовская Аравия, сланцевый газ из США, Иран, Ирак и Китай Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

hen it comes to all the “hell fire and brimstone” that has been raining down on the Russian economy – sanctions, weakened ruble, slump in oil prices and heaven knows what else – the biggest problem is, of course, low oil prices. You may recall that I wrote last autumn that while it may seem suspicious that oil prices declined as the West intensified its anti-Russian onslaught in the wake of the Maidan events in Kiev, most likely the oil price slump was coincidental. Saudi Arabia’s behavior to allow the price to fall so precipitously so quickly was mostly a tactic aimed at “pulling the rug out” from under U.S. shale production at a time when the U.S. oil industry was near to convincing the U.S. government to lift its ban on exports of domestically produced oil. I stand by that statement and there are others far more “plugged-in” than I am who say the same thing. With U.S. gas prices so low that shale producers could no longer earn a profit, drillers were shifting to producing oil from shale, and exporting that oil – principally to Europe but also to any other interested buyer (like China, maybe?) To do so, however, the U.S. government would need to lift its prohibition against exporting domestically produced oil. This was competition that Saudi Arabia could not allow. So by dumping the price, the Saudis (with $10 a barrel lifting costs) could put U.S. shale producers (with $30 to $90 a barrel lifting costs) easily out of business. Other high cost producers such as Russia and Brazil would also have problems, but in effect, countries like Russia and Brazil would be collateral war damage. For the U.S. industry this is a problem, but not to the extent you might imagine. The shale industry in the U.S. is composed of mostly small independent producers financed by individuals or small-group investors who lease mineral rights from private landowners. Everyone in the chain makes money when the oil price is right. When the price

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

оворя о напастях, обрушившихся на российскую экономику – санкциях, ослаблении рубля, падении цен на нефть и т.д., отметим, что самая серьезная проблема из вышеперечисленного «списка» – это низкие цены на нефть. Возможно, вы помните, как осенью прошлого года я писала о том, что снижение цен на нефть на фоне роста антироссийских настроений на Западе из-за событий на киевском «майдане» хоть и кажется подозрительным, на самом деле, скорее всего, лишь случайное совпадение. Поведение Саудовской Аравии, позволившей столь быстро «обрушить» цены на нефть, было, главным образом, тактической уловкой, направленной против североамериканских сланцевых проектов. И не случайно это произошло именно тогда, когда американским нефтедобывающим компаниям практически удалось убедить правительство США в необходимости отмены запрета на экспорт местной нефти. Я по-прежнему так считаю, и мое мнение разделяют многие, гораздо более информированные в этом вопросе, люди. Учитывая, что газ в США стоит очень дешево, компании, вовлеченные в сланцевые проекты, теряли прибыль и были вынуждены «переключиться» на сланцевую нефть с целью ее последующего экспорта на европейский и другие (возможно, китайский) рынки. Однако для этого требовалось добиться от правительства США отмены запрета на экспорт добываемой в стране нефти. Саудовская Аравия, в свою очередь, не желала дополнительной конкуренции. Опустив себестоимость добычи до $10 за баррель, она смогла бы легко вывести из строя американские компании, безубыточная работа которых обеспечивалась только при себестоимости добычи не ниже $30 (а то и $90) за баррель. Что касается проблем, возникших в результате этих действий у других нефтедобывающих стран, например, у России и Бразилии, их можно «списать» как «косвенный ущерб». Для американской же экономики данная ситуация не представляется столь проблематичной, как может показаться на первый взгляд. Разработкой сланцевых месторождений занимаются преимущественно небольшие независимые компании, финансируемые частными лицами либо малыми группами инвесторов и арендующие права недропользования у частных землевладельцев. При благоприятной ценовой конъюнктуре на нефтяном рынке каждое звено этой цепочки получает прибыль. Когда цены на нефть падают, инвесторы переводят средства в другие секторы национальной экономики, но как только они вновь начинают расти, деньги возвращаются в нефтянку. Другой парадокс заключается в том, что, несмотря на неприятные последствия для американской нефтянки, вызванные снижением цен на «черное золото», бензин в США подешевел, а это оказалось на руку политикам, стремящимся завоевать сердца своих избирателей. В России ситуация совершенно другая – ее нефтяная отрасль, главным образом, контролируется государством, частным лицам недра по закону принадлежать не могут, а государственный бюджет в значительной мере зависит от экспорта нефти. Поэтому Россия должна работать вдвое больше, добывая и экспортируя нефть. Чтобы обеспе-

PUBLISHER’S LETTER

goes too low, investments shift to other areas of the U.S. economy. When prices rebound, money flows back into oil production. And ironically, while the oil price drop has been bad news for the U.S. oil industry, the resulting drop in the price of gasoline has been a political windfall for any smart U.S. politician who manages to convince voters he/she had something to do with it. Russia is in a totally different situation. Its oil industry is largely state-owned; there are no private mineral rights and because of the extent to which the state budget depends on oil exports, Russia has to work twice as hard to produce and export more and more oil regardless of the price. Russia needs to keep production up, and even raise production to make the same money. It is an unfortunate position to be in, but honestly I doubt the Saudis gave Russian even more than a passing thought when they started their campaign to bring U.S. shale to its knees. “Saudi Arabia has been concerned about its exports to China. It has been losing market share to Venezuela, West African producers and others,” Yasser Elguindi, oil analyst at Medley Global Advisors told the Financial Times recently. Saudi Arabia found its exports to the U.S. reduced by the shale boom and competition for customers in China from any number of global oil producing nations, inside and outside of OPEC. Chinese imports from Saudi Arabia, which stood at 1.3 million barrels per day in January 2013, fell to around 900,000 barrels per day by August 2014, FT reported. If the United States loosens its crude oil export ban, as many expect, “this is a trend that will only accelerate,” Elguindi told FT. Riyadh had no choice but to “protect its market share against competitors inside and outside OPEC,” he added. Did the Saudis overplayed their hand? Maybe. We’ll see. But one more piece of the puzzle yet to be put into place is Iran. Back in January 2014, The Daily Telegraph wrote about Iraq’s ambitions to produce up to 9 million barrels of oil a day by 2020 so as to displace Saudi Arabia as OPEC’s dominate player and the world’s swing oil producer. Success depended on Iraq forging a partnership with Iran. I’m not sure exactly when ISIS started grabbing global headlines but I wouldn’t be at all surprised if there isn’t a connection here somewhere. I mean, someone – who? – doesn’t want Iraq to be stable enough to challenge the Saudis. The West seems intent on bringing Iran back into the picture. Analysts quoted recently by The Wall Street Journal estimate that the easing of sanctions against Iran could easily dump at least a half a million barrels or more a day into an already glutted market. That isn’t enough to challenge the Saudis but if Iraq could be stabilized? (Forgive me, I don’t believe in Santa Claus or the Easter Bunny but I do believe miracles can happen.) Oil prices have dropped 52 percent over the last two quarters; 59 percent since the last peak in June of 2014. Could a lifting of Iranian sanctions push prices even lower or could it over the long term lead to a challenge to Saudi hegemony? Who knows? I’m only collecting here bits and pieces of some of the more interesting commentary that has been seen in the more respected global financial mass media. How it all fits together, I don’t know and I fear that persons smarter then I, and in positions of power don’t know either. All I do know is that somewhere in my long-term memory lies a quote that I recall from a television news analysis in the early 1990s. It was to the effect that the first Iraq War was the first of what would become a series of “Oil Wars” that would define the first half of the 21st Century. I forget who said it or why I remember the quote. But whoever did say it might have been the smartest person in the room.

#3 March 2015

чить необходимый уровень дохода, ей придется увеличивать объемы добычи независимо от рыночной конъюнктуры. Честно говоря, положение незавидное, но, как мне кажется, Саудовская Аравия не слишком задумывалась об этом, начав свою «войну» против американских сланцевых проектов. В своем интервью Financial Times Ясир Эльгинди, аналитик нефтяного рынка компании Medley Global Advisors, недавно заявил, что «Саудовскую Аравию беспокоила возможность поставок сланцевого газа в Китай в условиях, когда ее уже теснили с рынка компании из Венесуэлы, Западной Африки и других стран». К тому же, она вынуждена была сократить поставки нефти в США из-за «сланцевой революции» и борьбы за китайский рынок с другими мировыми поставщиками «черного золота», как входящими в ОПЕК, так и не являющимися членами этой организации. По сообщению FT, Китай сократил импорт нефти из Саудовской Аравии с 1,3 млн барр. в сутки в январе 2013 года до 900 тыс. барр. в сутки в августе 2014-го. В случае, если оправдаются ожидания специалистов и правительство США отменит запрет на экспорт добываемой в стране нефти, «эта тенденция только усилится», – сказал Эльгинди в интервью FT. У Эр-Рияда не остается другого выбора, кроме «защиты своих интересов на рынке от конкурентов из ОПЕК и за ее пределами», – добавил эксперт. Может быть, Саудовская Аравия немного «перестаралась»? Поживем – увидим. Однако в этой «головоломке» есть еще одно «недостающее звено», а именно – Иран. Еще в январе прошлого года, The Daily Telegraph писала о планах Ирака увеличить добычу нефти до 9 млн барр. в сутки к 2020 году и, таким образом, потеснить Саудовскую Аравию с лидирующих позиций в ОПЕК и с места ведущего мирового поставщика нефти. Однако, успех этого предприятия зависел от возможности установления партнерских отношений между Ираком и Ираном. Не помню точно, когда название «ИГИЛ» впервые появилось в заголовках мировых СМИ, но не удивлюсь, если здесь есть какая-то связь. Я имею в виду, что кому-то (хотелось бы знать, кому?) не выгодно, чтобы обстановка в Ираке стабилизировалась и он смог бросить вызов Саудовской Аравии. Похоже также, что на Западе всерьез решили «вовлечь в работу» Иран. The Wall Street Journal недавно представил анализ ситуации, согласно которому Иран мог бы легко поставлять на уже перенасыщенный рынок как минимум полмиллиона баррелей нефти в сутки. Этого недостаточно, чтобы соперничать с Саудовской Аравией, но как сложится ситуация в случае стабилизации обстановки в Ираке? (Я, конечно, не верю в Деда Мороза и сказочных фей, но знаю, что чудеса порой случаются.) За прошедшие полгода цены на нефть снизились на 52%, с момента последнего пика в июне 2014 года – на 59%. Вопрос заключается в том, станет ли отмена санкций против Ирана отправной точкой для дальнейшего падения цен или же, в долгосрочной перспективе, поможет поколебать гегемонию Саудовской Аравии на нефтяном рынке? Ответа на этот вопрос пока нет. Я же просто «собрала воедино» наиболее интересные комментарии из ведущих мировых финансовых СМИ, но как они сочетаются друг с другом, не знаю и боюсь, что этого не знают и люди гораздо более информированные и влиятельные, чем я. От себя могу лишь добавить, что припоминаю одну фразу из аналитической телепередачи начала 1990-х. Смысл ее заключался в том, что первая война в Ираке приведет к серии «нефтяных войн», которые будут определять ситуацию в мире в первой половине ХХI века. Не помню, кто сказал эти слова и почему я их запомнила. Но тот, кто произнес эту фразу, возможно, оказался самым проницательным из всех присутствующих в аудитории. Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

The Price of Oil – What Does Saudi Arabia, U.S. Shale, Iran, Iraq and China have to Do With It?

О ценах на нефть,

а также о том, какое отношение к ним имеют Саудовская Аравия, сланцевый газ из США, Иран, Ирак и Китай TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ STATISTICS | СТАТИСТИКА

IMPORTS REPLACEMENT | ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

Five Years of Hope Can Russia’s heavy engineering firms stand up to challenge and replace imports used in petroleum industry? Пятилетка надежд Смогут ли отечественные машиностроители предложить адекватную замену импортной продукции для ТЭК?

Facing a set of hurdles that includes a cut-off from cheap Western loans, a plunging ruble and economic sanctions, Russia’s petroleum industry, heavily dependent on foreign equipment and technology imports, hopes that local machine-building sector can plug the holes in the supply chain through the government-backed program of imports replacement. Оказавшись отрезанной от дешевых западных кредитов на фоне стремительно слабеющего рубля и экономических санкций, нефтегазовая отрасль России, в большой мере зависимая от поставок зарубежного оборудования и технологий, теперь возлагает свои надежды на отечественных машиностроителей, которым предстоит латать дыры в цепочке поставок в рамках реализации правительственной программы импортозамещения.

RUSSIAN OIL&GAS INDUSTRY WEEK | НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ

On the Scene with OGE Наш фоторепортаж с места события

GAS SUPPLY | ПОСТАВКИ ГАЗА

Europe Seeks Alternatives to Russian Gas Supply Solution unlikely in short-term perspective

Европа ищет альтернативу российскому газу

Решение вряд ли будет найдено в ближайшие годы SCIENCE | НАУКА

Мikhail Silin: Academic Research and Science Applied at Fields Go Hand in Hand

Михаил Силин:

Вузовская и отраслевая науки могут работать рука об руку

Oil&GasEURASIA

#3 March 2015

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

INVESTMENTS | ИНВЕСТИЦИИ

Downgrading Russian Petro Firms' Rating: What Are The Consequences? Чем обернется снижение рейтингов для российских нефтегазовых компаний?

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

New Technologies for Oil Production: Intelligent Ultra-High Speed PMX ESP

Новые технологии для добычи нефти: Интеллектуальная ультра-высокооборотная УЭЦН PMX РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION OILFIELD CHEMICALS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Well Development with Application of FLUXOCORE™ 110 Acidic-type Compound Освоение скважин после бурения с помощью кислотного состава ФЛАКСОКОР™ 110

ТРАНСПОРТ

Вертолетно-нефтяное сотрудничество

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка Shandong Hongsheng . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Heliport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

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

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

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

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

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

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

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

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Statoil ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

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

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

www.oilandgaseurasia.com

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

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Cometto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

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

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

is a Member of: MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow, Russia Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate #77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: supplement #2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry #45834), Pochta Rossii (entry #12632), Rospechat (entry #84552), Rospechat NTI (entry #66790). ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2015, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

115114, Россия, Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2015, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

OZNA Massomer Carries Out Major Project Providing Equipment for New Oil Fields in Serbia

«ОЗНА-Массомер» реализует крупный проект оснащения новых месторождений в Сербии

Serbia’s NIS provides complete process automation Компания NIS полностью оснащает нефтяные местоsolutions from OZNA for Kikinda Polje, Turija Sever and рождения в Сербии – Кикинда поле, Турия север и Велебит Velebit oil fields in Serbia. OZNA Massomer automated – решениями для автоматизации техпроцессов от компаgroup metering stations will monitor flowrates for effective нии «ОЗНА». Автоматизированные групповые замерные field exploration. Thirty such stations are already in place установки «ОЗНА-Массомер» будут обеспечивать контроль and 17 will be supplied in 2015. дебита скважин для их эффективной разработки. 30 устаUsing the metering stations NIS can significantly новок уже находятся в работе, 17 будут поставлены в 2015 reduce measurement time, monitor flowrates online, mini- году. mize measurement errors and cut expenses on well output Замерная установка позволяет NIS значительно сокраcontrol. тить время замера, отслеживать в режиме реального вреOZNA Massomer is capable of connecting 1 to 14 wells. мени дебит той или иной скважины, снизить погрешности Liquid and gas mixture comes from each well via gathering замера до незначительных величин, сократить издержки facilities into the wells multistage switch, which helps to на организацию измерения дебита скважин. direct the output of a well into the station. The flowrate is «ОЗНА-Массомер» имеет возможность подключения measured by separating the stream liquid and gas phases. от 1 до 14 скважин. По системе сбора от каждой скважины Liquid and gas mass flow is determined by Micro Motion газожидкостная смесь направляется в многоходовой скваCoriolis Flow Meters and water cut is measured either with жинный переключатель, при помощи которого продукwater cut meters or by means of indirect method. Gas mass ция одной из скважин поступает в установку. Измерение flow is further converted into volumetric flow rate. дебита осуществляется путем сепарирования жидкой фазы As part of the station, Micro Motion CMF Series Coriolis флюида от газообразной. Массовый расход жидкости и flow meters ensure high measurement accuracy. The solu- газа определяется кориолисовыми расходомерами Micro tion enabled direct Motion, а обводненность продукmass flow measureции – поточным влагомером или ment, high stability косвенным методом. В дальнейшем, of readings in harsh массовый расход газа пересчитываenvironments, reliется в объемный. able operation even Точность измерений обеспеin case of free gas чивают, вошедшие в состав устаcontent in fluids to новки кориолисовы расходомеры be measured, and Micro Motion серии CMF. Решение wide dynamic range обеспечило прямое измерение that allowed for a массового расхода сред, высокую compact footprint стабильность показаний в жестких of the station. условиях эксплуатации, надежную Emerson and работу, включая наличие свободOZNA have been ного газа в измеряемых жидкостях, partners in meaширокий динамический диапазон, surement and autoобеспечивший компактность устаmation market новки. for over 14 years. Emerson и «ОЗНА» сотрудниNearly 90 percent чают в области средств измереof OZNA measureний и автоматизации более 14 лет. ment stations have ● Micro Motion CMF Series Coriolis flow meters ensure high Практически 90% измерительных been equipped measurement accuracy установок «ОЗНА» оснащаются средwith Emerson field ● Кориолисовы расходомеры серии Micro Motion CMF ствами измерений производства devices. This year, обеспечивают высокую точность измерения Emerson. В текущем году компании

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

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

the companies have moved to a long term cooperation by signing a two-year supply contract for measuring instruments.

EXPRO Wins Innovation Accolade At Offshore Achievement Awards International oilfield services company, Expro, has won the Innovator Award at this year’s SPE Offshore Achievement Awards for its pioneering Wireless Well Solutions technology. The award recognizes Expro’s excellence in technological innovation within the offshore energy sector. The judges commended Expro’s Cableless Telemetry System (CaTS), an in-well wireless communications technology, and Advanced Reservoir Testing (ART), a special application of CaTS, which is being used to reduce reservoir uncertainty during field appraisal and development planning. By enabling well testing to continue beyond well abandonment, this technology is providing high value data at low incremental well cost. Expro is the first, and presently the only, company able to wirelessly monitor the bottom-hole pressure and temperature in a permanently abandoned subsea well. Its CaTS ART application has gained broad industry recognition, having already been installed by several major operators in suspended or abandoned subsea wells globally. Brian Champion, Expro Global Sales Director for Wireless Well Solutions, comments: “By reducing uncertainties in reservoir connectivity and compartmentalization risk, this novel wireless monitoring solution allows our clients to enhance the value of their exploration/appraisal or development spend, leading to an optimized field development plan and exploitation of reserves”. “Unlike competing wireless technologies, the CaTS electromagnetic (EM) wireless signal is not influenced by cemented liner, casing, bridge plugs or cement plugs, and does not require a tubing string in the well to communicate along. This demonstrates its suitability to the long-term monitoring of abandoned wells, zones or pilot holes without any compromise to the integrity of the well abandonment,” he added.

Halliburton Introduces Quasar Pulse M/LWD Service for Extreme Temperatures Sperry Drilling, a Halliburton business line, announced the release of Quasar Pulse Service, the only M/LWD service capable of operating in harsh environments up to 392 F and 25,000 psi. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ перешли к долгосрочному сотрудничеству, подписав двухлетний контракт на поставку средств измерений.

EXPRO получила награду за инновационную деятельность в области морских работ На мероприятии Общества инженеров-нефтяников по вручению наград за достижения в области морских работ в этом году международная нефтесервисная компания Expro получила награду за инновационную деятельность в разработке беспроводных скважинных технологий. Эта награда – знак признания выдающихся успехов Expro в технологических инновациях в рамках морского сектора энергетики. Члены жюри высоко оценили беспроводную телеметрическую систему Expro (Cableless Telemetry System – CaTS), технологию беспроводной скважинной связи, и систему усовершенствованного испытания пласта (Advanced Reservoir Testing™ – ART), – специальное приложение системы CaTS, которое используется для уменьшения неопределенности в отношении пласта при оценке месторождения и проектировании разработки. Позволяя проводить испытание скважины после ее ликвидации, эта технология обеспечивает ценные данные при низких дополнительных затратах. Expro – это первая и в настоящее время единственная компания, способная осуществлять беспроводной мониторинг забойного давления и температуры в ликвидированных морских подводных скважинах. Ее система CaTS ART получила широкое признание в отрасли; она установлена рядом крупных компаний в законсервированных или ликвидированных морских скважинах в разных районах мира. «За счет уменьшения неопределенности относительно сообщаемости пластов-коллекторов и риска раcчленения пласта, данное новаторское решение по мониторингу позволяет нашим клиентам повысить ценность их затрат на разведку/оценку или разработку, что ведет к оптимизации программы разработки месторождения и добычи», – отметил Брайан Чемпион, директор по международному сбыту беспроводных скважинных систем Expro. «В отличие от конкурирующих беспроводных технологий, на электромагнитный радиосигнал CaTS не влияет зацементированный хвостовик, обсадная колонна, пакерпробки или цементные пробки; для осуществления связи в скважине не требуется колонна НКТ. Это подтверждает, что технология подходит для долговременного мониторинга ликвидированных скважин без какого-либо нарушения их целостности», – добавил он. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS

#3 March 2015

Halliburton представляет услугу Quasar Pulse по проведению каротажа/измерений во время бурения в условиях высоких температур Sperry Drilling, бизнес-подразделение компании Halliburton, объявила о выходе на рынок новой услуги Quasar Pulse по проведению каротажа/измерений во время бурения, которая может использоваться в жестких условиях (при температурах до 200 C и давлении до 172 МПа). Услуга Quasar Pulse может предоставлять точные и надежные параметры управления, данные о вибрациях и давлении во время бурения, а также данные гамма-каротажа, что позволяет точно расположить скважину в зонах высоких давлений/температур. Новая услуга дает возможность извлекать те запасы, которые невозможно было бы раз● The Quasar Pulse Service enables operators to collect reliable data in the most рабатывать с использованием традиционных extreme environments ● Система Quasar Pulse позволяет операторам собирать надежные данные в инструментов. Также исключается потребсамых суровых условиях ность в установке, охлаждающей буровой раствор, и в простоях для охлаждения скважинQuasar Pulse Service can deliver accurate and reliable ных инструментов. Все это экономит время и повышает directional, gamma ray, PWD and vibration data for pre- эффективность бурения. cise wellbore placement in high temperature and pressure Технология Quasar Pulse использует инструменты zones. The service allows access to reserves that conven- диаметрами 120,7 мм и 171,5 мм, что дает возможность tional tools cannot reach and can eliminate the need for работать в скважинах диаметром вплоть до 250,8 мм. mud chillers and “staging” to cool down tools, saving valu- Услуга уже успешно использовалась в 50 СПО. С ее помоable rig time and improving efficiency. щью было пробурено около 27,5 км породы. При этом Quasar Pulse Service includes 4-3/4- and 6-3/4-inch она предоставляла точные данные по всему миру и проsize tools, allowing it to perform in wellbores up to 9-7/8 шла серьезные испытания в сложных условиях Ближнего in. in diameter. With more than 50 successful runs and Востока и Азиатско-Тихоокеанского региона, а также nearly 90,000 feet drilled, the Quasar Pulse Service has на месторождениях нетрадиционных углеводородов delivered accurate measurements around the world and has Северной Америки. been tested extensively in challenging environments in the Недавно в США добывающей компании, в планах котоMiddle East, Asia Pacific and unconventional fields in North рой было бурение протяженной горизонтальной скважиAmerica. ны на месторождении Хейнсвилл с высокими пластовыми Recently in the United States, an operator with plans температурами, потребовалась соответствующая система to drill a long horizontal interval in the Haynesville shale, для проведения измерений в процессе бурения. Даже с an area well-known for high reservoir temperatures, was использованием охладителей бурового раствора стандартchallenged to find an MWD system capable of withstand- ные инструменты не позволили достичь проектной глубиing the heat. Even with the use of mud chillers, standard ны. Поэтому компания решила воспользоваться услугой tools would not have reached total depth, so the operator Quasar Pulse. deployed Quasar Pulse Service. Скважина, температура в которой доходила до 184 °C, With temperatures reaching as high as 363 F, the well была успешно закончена на глубине 6 887 м, а вертикальwas completed successfully with a total depth of 22,595 ный участок составил 3 070 м. Оба результата являются feet and a total vertical section of 10,072 feet, both field рекордными для месторождения. Длина горизонтального records. The operator saved an estimated $209,000 by not интервала почти в два раза превышала значения, типичные staging tools into the well and avoiding a potential trip for для региона, что позволило существенно увеличить добычу failure. Additionally, the reservoir interval was nearly twice из скважины и в потенциале уменьшить число скважин, as long as typical wells in the area, providing far higher необходимых для разработки месторождения. production and potentially reducing the number of wells needed to develop the field.

REP Holding Introduces New Gas Turbine T16 to the Russian Market Early in March, REP Holding announced the launching of a new commercial gas turbine rated for16 MW (T16)

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

«РЭП Холдинг» выводит на российский рынок новую газовую турбину T16

В начале марта «РЭП Холдинг» объявил о запуске новой индустриальной газовой турбины 16 МВт (T16) для нефтегазовой промышленности и объектов энергетики. Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

designed for the oil and gas sector and power industry facilities. Designed in the partnership with GE Oil & Gas, the new gas turbine T16 will provide mechanical efficiency over 37 percent, improving the standards of efficiency and reliability for gas-turbine plants (GTP) in the capacity range of 10 to 20 MW. The new turbine will be used for construction and upgrading of the facilities of power and fuel companies, and also at gas sector facilities.

Разработанная в партнерстве с GE Oil & Gas новая газовая турбина T16 будет обеспечивать механический КПД более 37%, поднимая стандарты эффективности и надежности для ГТУ в диапазоне мощностей 10-20 МВт. Новая турбина будет применяться для строительства и модернизации объектов энергетических и топливных компаний, а также на объектах газовой отрасли. Т16 – это новый стандарт газовых турбин класса 16 МВт. Данная турбина относится к классу промышленных ГТУ с длительным ресурсом и широкими возможностями по сервисному обслуживанию на объекте применения, может использоваться в качестве привода турбогенератора, компрессора или общего назначения. Системы ГТУ 16 МВт стандартизированы по всем его вспомогательным компонентам с целью максимального повышения общих эксплуатационных характеристик. Основные показатели: ● мощность на валу –16,5 МВт; ● КПД, механический привод – 37%; ● КПД, электрический (простой цикл) – 36%; ● КПД, комбинированное производство электроэнергии и тепла – 80%; ● полный жизненный цикл – 200 тыс. часов; ● выбросы NOx – не более 25 ppm.

LUKOIL Sets World Record In Horizontal Drilling

ЛУКОЙЛ установил мировой рекорд в бурении горизонтальных скважин

LUKOIL-Nizhnevolzhskneft has established a new world record in horizontal drilling with a significant bottom displacement. Well #108, drilled from an offshore ice-resistant stationary platform at Yuri Korchagin field in the Caspian Sea, went down 4,908 meters in the 9.5-inch section, in one run, without any tripping. The new record has been confirmed in the Schlumberger/ Smith Bits world database. Well #108, a mere 1,565 meters deep, has a total length of 8,005 meters, which is the largest figure as part of the Korchagin field development project. The previous world record in this category was also set by LUKOIL in the Caspian Sea while drilling well #103, as a result of which two oil-bearing strata, the field’s first, were discovered. In addition, well #103 also set an in-house record of penetration rate.

При бурении скважины № 108 на морской ледостойкой стационарной платформе месторождения имени Юрия Корчагина в Каспийском море ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» установило новый мировой рекорд по количеству пройденных метров в бурении с большим смещением забоя – 4 908 м за один рейс бурового долота в секции 9,5 дюйма без спускоподъемных операций. Рекорд, установленный ЛУКОЙЛом на скважине № 108, подтвержден мировой базой данных Schlumberger / Smith Bits. При вертикальной глубине скважины всего 1 565 м общая длина ствола составила 8 005 м, что является наибольшим значением в рамках проекта по освоению месторождения имени Корчагина. Предыдущий мировой рекорд в данной категории также был установлен ЛУКОЙЛом в Каспийском море при бурении скважины № 103, впервые в истории освоения месторождения имени Корчагина вскрывшей два нефтеносных слоя. Кроме того, на скважине № 103 был установлен внутрикорпоративный рекорд по скорости проходки.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

TECH TRENDS

#3 March 2015

Т16 represents a new standard of gas turbines of the 16 MW class. This turbine belongs to the class of commercial GTPs with a long service life and wide possibilities for servicing at the operational site; it can be used as a turbogenerator, compressor or general-purpose drive. The 16 MW GTP systems are standardized in respect of all auxiliary components with the aim of maximum improvement of the general operational characteristics. Main characteristics: ● Shaft power – 16.5 MW ● Efficiency factor, mechanical drive – 37 percent ● Efficiency factor, electrical (simple cycle) – 36 percent ● Efficiency factor, combined generation of electric power and heat – 80 percent ● Full life cycle – 200,000 hours ● NOx emission – not more than 25 ppm

Новая двухвальная газовая турбина Т16 предназначена для выработки энергии, а также может использоваться в качестве механического привода. Турбина может применяться в составе газотурбинных энергоблоков, парогазовых установок и газоперекачивающих агрегатов. Благодаря оптимальной номинальной мощности (16,5 МВт) и частоте вращения выходного вала (7 800 об/мин), T16 идеально подходит для работы в составе ГПА (газотранспортных систем) современных компрессорных станций, используемых для транспортировки газа. Эта газовая турбина может найти применение в установках с утилизацией тепла уходящих газов. Температура уходящих газов T16 на номинальном режиме составляет 490 ºC, что обеспечивает коэффициент использования тепла топлива 80% в комбинированном производстве электроэнергии и тепла.

Tatneft Continues Development of Comprehensive Program for Associated Petroleum Gas Utilization

«Татнефть» продолжает развивать комплексную программу по утилизации попутного нефтяного газа

The company has successfully implemented various projects to improve the efficiency of associated petroleum gas (APG) utilization. One of the ways is application of oil heating furnaces at the preliminary water discharge units in the course of crude oil treatment to bring oil to market standards. Tatneft has APG-fueled reciprocating power plants and APG- fueled microturbine power plants installed at its facilities (where transportation of APG is problematic) to generate electricity from APG. Due to the high degree of automation the microturbine-based power generation system can operate without permanent staff presence. The turbines operation monitoring is carried out by means of a microprocessorbased automatic control system with inherent “remote access” capabilities. This program allows control of parameters of each turbine operation, changing if necessary the wattage and performing the equipment diagnostics. APG- fueled power plants operate in Yamashneft, Elkhovneft and Bavlyneft oil and gas production subsidiaries. In addition to this, the works are also underway at Tatneft on construction of new gas gathering systems and reconstruction of existing ones. Gas gathering systems were built for collection of APG from the facilities of Almetyevneft, Aznakaevskneft and Bavlyneft production subsidiaries. Additional pipelines were built to pump additional volumes of hydrogen sulfide containing gas at the Kichui and Aktash sour crude oil treatment facilities, as well as at the gas separation stations of Elkhovneft for the purpose of reducing the pressure. To expand the gas cleaning capacities the company modernizes and expands the APG treatment units of Tatneftegazpererabotka to remove hydrogen sulfide. This year, we will witness completion of the reconstruction of the Minnibaevsky sulfur removal facility that aims to improve the unit’s productivity. By the end of 2014, the level of efficient APG utilization performed by Tatneft amounted to 95.17 percent.

Для повышения эффективности утилизации ПНГ в компании успешно реализованы различные проекты. Так, на установках предварительного сброса воды при подготовке нефти применяются печи нагрева нефти для доведения ее до товарных кондиций. На объектах компании, откуда транспортировка ПНГ затруднена, для выработки электроэнергии из ПНГ внедряются газопоршневые электростанции и микротурбинные энергоустановки, работающие на ПНГ. Благодаря высокой степени автоматизации энергосистема на базе микротурбин может функционировать без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Мониторинг работы турбин осуществляется посредством микропроцессорной системы автоматического управления и имеет возможность использования удаленного доступа. Данная программа позволяет контролировать параметры работы каждой турбины, при необходимости изменяя вырабатываемую мощность и производя диагностику. Электростанции, работающие на ПНГ, функционируют в нефтегазодобывающих управлениях «Ямашнефть», «Елховнефть» и «Бавлынефть». Также в «Татнефти» ведется строительство новых и реконструкция существующих газосборных сетей. Построены газосборные системы для сбора попутного нефтяного газа с объектов НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть» и НГДУ «Бавлынефть». Дополнительные газопроводы построены для перекачки дополнительных объемов сероводородсодержащего газа на Кичуйской и Акташской установках подготовки высокосернистой нефти, а также для снижения давления на пунктах сепарации газа НГДУ «Елховнефть». Для расширения мощностей по очистке газа компания модернизирует и расширяет установки очистки попутного нефтяного газа от сероводорода управления «Татнефтегазпереработка». В 2015 году завершится реализация проекта реконструкции Миннибаевской установки сероочистки (УСО), направленного на повышение производительности установки. По итогам 2014 года уровень эффективного использования попутного нефтяного газа компании составил 95,17%.

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

Oil&GasEURASIA

ВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ

ВАШИ ЦЕННЫЕ КОНТАКТЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Ваш следующий партнер и поставщик могут быть на этой странице! Извлеките и сохраните визитную карточку и обратитесь к ним в удобное для Вас время.

ОБРА

Ваша визитная карточка здесь!

ЗЕЦ

carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

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

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

ОБРА

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

БОНУС!

ЗЕЦ

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

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

ОБРА

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

ЗЕЦ

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

YOUR NETWORK YOUR VALUABLE CONTACTS IN THE OIL & GAS INDUSTRY

Your next partner or supplier might be on this page! Tear out the business card for safekeeping and contact them at your convenience.

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

SAM

PLE

carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

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

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

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

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

SAM

Geoquip Marine AG

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

PLE

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

SAM

PLE

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

№3 Март 2015

A new two-shaft gas turbine Т16 is intended for energy generation, and can also be used as a mechanical drive. The turbine can be used as a part of gas-turbine power plants, gas steam plants and gas pumping units. Thanks to the optimal nominal output (16.5 MW) and output speed (7800 rpm), T16 is ideal for operations in gas compressor units of the modern compressor stations used for gas transportation. This gas turbine can be used in the units with exhaust gas heat recovery. The temperature of the exhaust gas at the design conditions for the T16 is 490ºC, which ensures efficiency (coefficient of fuel heat utilization) of 80% in the combined production of electric energy and heat. The whole manufacturing cycle, including assembly and testing, will be realized at the production sites of REP Holding in St. Petersburg. The T16 gas turbine motor designing process started in 2013. It is planned to bring to the market complete units, including all auxiliary systems and means of control, early in 2016.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Весь производственный цикл, включая сборку и испытания, будет осуществляться на производственных площадках «РЭП Холдинга» в Санкт-Петербурге. Разработка газотурбинного двигателя T16 началась в 2013 году. Комплектные агрегаты, включая все вспомогательные системы и средства управления, планируются к выпуску на рынок в начале 2016 года.

Schlumberger создает технологии бурения для условий сверхвысоких температур

Schlumberger объявила о запуске системы забойной телеметрии TeleScope ICE и роторной управляемой системы (РУС) PowerDrive ICE для условий сверхвысоких температур. Эти новые технологии обеспечивают проведение стандартных операций бурения в коллекторах при сверхвысоких температурах, расширяя область и диапазон применения проверенных в эксплуатации средств измерения РУС PowerDrive и Scope. «В проектах с условиями высоких давлений и высоких температур (ВДВТ) заказчики находятся в условиях прессинга по управлению расходами и достижению целей в области бурения. Сложность состоит в том, что условия ВДВТ могут оказывать влияние на надежность Schlumberger announced the launch of TeleScope стандартного забойного оборудования, – говорит Стив ICE ultrahigh-temperature measurements-while-drilling Кауфман, президент подразделения Бурение и Измерения service and PowerDrive ICE ultrahigh-temperature rotary Schlumberger. Наши новые системы бурения для скважин в steerable system (RSS). These new technologies enable условиях высоких температур помогают нашим клиентам standard drilling operations in reservoirs with extreme исключить необходимость в спуско-подъемных операциtemperatures, expanding the applications and the range of ях, бурить скважины с точностью и снижать операционthe field-proven PowerDrive RSS and Scope measurement ные риски, чтобы сделать возможным бурение неразбуриservices. ваемых скважин». “In high-pressure, high-temperature (HPHT) projects, РУС PowerDrive ICE – единственная коммерчески customers are under intense pressure to manage costs and доступная РУС подходящая для использования в условиях achieve drilling objectives. This is particularly challenging температур до 200 °С. Вместе с системой забойной телеметрии TeleScope ICE, эти технологии представляют собой первую в отрасли КНБК для условий температуры до 200 °С. Полноповоротная РУС обеспечивает точное автоматическое управление азимутом искривления ствола скважины, что позволяет увеличить скорость проходки и снизить операционные риски в скважинах в условиях сверхвысоких температур. Сервис TeleScope ICE передает данные исследований и оценки параметров продуктивного пласта на высокой скорости, обеспечивая возможность расположения скважины в условиях реального времени и снижение рисков в сложных условиях бурения. Обе технологии включают интегрированную керамическую электронику (ИКЭ) и ● The ultraHT-rated electronics in the PowerDrive ICE RSS and TeleScope ICE service were fully многокристальный модуль, специfunctional after 2,000 hours of testing at more than 200 C (392 F) ально разработанные и приспосо● Электроника для условий сверхвысоких температур в PowerDrive ICE и TeleScope бленные к жестким условиям эксICE продемонстрировала полную работоспособность после 2000 часов испытаний при температуре свыше 200 0С плуатации.

Schlumberger Releases New Ultrahigh-Temperature Drilling Technologies

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

TECH TRENDS because HPHT environments can affect the reliability of conventional downhole equipment,” said Steve Kaufmann, president, Drilling & Measurements, Schlumberger. “Our new drilling services for ultrahigh-temperature wells help our customers eliminate runs, drill wells with precision and mitigate operational risks to make the undrillable wells possible.” The PowerDrive ICE RSS is the only commercially available RSS rated to 200 C (392 F). Together with the TeleScope ICE MWD service, these technologies make up the industry’s first 200 C bottomhole assembly (BHA). The fully rotating RSS provides precise directional control and automatic steering, resulting in increased rate of penetration (ROP) and reduced operational risks in ultrahigh-temperature wells. The TeleScope ICE service transmits survey and formation evaluation data at high speed, enabling real-time well placement and risk mitigation in harsh drilling conditions. Both technologies include integrated ceramic electronics (ICE) and multichip modules that are specifically designed and ruggedized for hostile downhole environments. The technologies have been field tested in the Gulf of Mexico, Mexico, Malaysia and the Gulf of Thailand. PEMEX ran the PowerDrive ICE RSS to correct trajectory of a packed BHA that veered off track in highly abrasive formations. The RSS delivered the well and increased ROP 16 percent compared with the previous record in this field, saving PEMEX nine operating days and $1.35 million.

#3 March 2015

Технологии прошли полевые испытания в Мексиканском заливе, Мексике, Малайзии и Сиамском заливе. Компания PEMEX запустила РУС PowerDrive ICE для корректировки траектории жесткой КНБК, претерпевающей отклонения в высокоабразивных горных породах. РУС позволяла увеличить скорость проходки на 16% по отношению к предыдущему рекорду в этой области, обеспечивая для PEMEX экономию в 9 операционных дней и $1,35 млн.

«Томскнефть» повышает надежность работы трубопроводов

Tomskneft Starts Using Drones

«Томскнефть» приступает к использованию беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) для контроля трасс трубопроводов и объектов нефтегазодобычи. Испытания «беспилотников» российской разработки начались на Советском и Вахском месторождениях, расположенных в Стрежевском регионе. «Томскнефть» является совместным предприятием «Роснефти» и «Газпром нефти», осуществляющим добычу нефти и газа на территории Томской области и ХМАО. Учитывая размер территории, на которой работает компания, применение беспилотников позволит решить целый ряд задач: улучшить качество мониторинга состояния нефтепроводов, повысить надежность их эксплуатации, обеспечить обнаружение посторонних лиц в охранной зоне.

Tomskneft starts using unmanned aerial vehicles (drones) to monitor its pipeline routes and the oil and gas production assets. Testing of drones built under a domestic technology started at the Sovetskoye and Vakhskoye fields located in the Strezhevsky District. Tomskneft, a JV of Rosneft and Gazprom Neft, produces oil and gas in the Tomsk Region and Khanty-Mansi Autonomous District. Given the acreage of Tomskneft operations and the significant length of pipelines with various purposes (about 5,000 kilometers) the use of drones will help resolve a number of issues, in particular to improve the quality of pipeline condition monitoring, to enhance reliability of pipeline operations, to ensure detection of unauthorized access to the pipeline protection zone. The drones can deliver these functions due to the specialized onboard photo and video survey equipment. Apart of video monitoring the patrols will also involve the use of a thermal-imaging channel. A drone can fly around a territory of 30 square kilometers in an hour. An average flight lasts 2.5 hours with a cruise speed of about 70 kilometers per hour. The aircraft is adapted to operations in Siberia and can be used at temperatures ranging from -30 C to +40 C. Drones provide real-time transmission of obtained data and also record them on a memory card. Operators can manually change drone trajectories, return drones to a required location to take another picture of a target. Based on field test results Tomskneft specialists will decide upon further use of these aircraft. An experience of using drones is already available with one of the largest oil and gas production companies in Russia – Samotlorneftegaz.

Для выполнения этих функций БПЛА оборудованы специализированной аппаратурой для фото- и видеосъемки. Кроме видеонаблюдения при патрулировании будет использоваться тепловизионный канал. За один час беспилотник способен облететь территорию в 30 км². Продолжительность полета составляет в среднем 2,5 часа, крейсерская скорость – около 70 км в час. Аппарат приспособлен для эксплуатации в Сибири и может использоваться при 30-градусном морозе и в 40-градусную жару. Получаемые данные будут транслироваться с БПЛА в режиме реального времени, а также записываться на карту памяти. Оператор может вручную изменять траекторию движения беспилотника, возвратить его в нужную точку и сфотографировать объект вновь. По итогам опытно-промышленных испытаний специалисты «Томскнефти» примут решение о дальнейшей эксплуатации этих машин. Беспилотные летательные аппараты уже имеют опыт работы в одном из крупнейших добычных предприятий «Роснефти» – ОАО «Самотлорнефтегаз».

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

Oil&GasEURASIA

УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ! Наш журнал предлагает подписку на 2-е полугодие 2015 года

СО СКИДКОЙ 20% Следите за «ДЕКАДОЙ ПОДПИСЧИКА» в апреле-мае 2015 года! Во всех отделениях «Почты России»! В любом населенном пункте Российской Федерации! Вы можете подписаться на журнал «Нефть и Газ Евразия» – Oil&Gas Eurasia

ПОДП ИШ ИТЕ С Ь ! июль-декабрь

2015

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

СТАНДАРТНАЯ ЦЕНА

✗

500 руб. 5009

Профессионалы доверяют только нам

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

ЛЬГОТНАЯ ЦЕНА 4007* руб. * цена за полугодие

RUSSIAN OIL&GAS INDUSTRY WEEK

On the Scene with OGE Наш фоторепортаж с места события

PHOTOS: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ

IMPORTS REPLACEMENT

Пятилетка надежд

Five Years of Hope

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Can Russia’s heavy Смогут ли отечественные engineering firms stand up машиностроители to challenge and replace предложить адекватную imports used in petroleum замену импортной industry? продукции для ТЭК?

Bojan Šoć

acing a set of hurdles that includes a cut-off from cheap Western loans, a plunging ruble and economic sanctions, Russia’s petroleum industry, heavily dependent on foreign equipment and technology imports, hopes that local machine-building sector can plug the holes in the supply chain through the government-backed program of imports replacement. Over the next five years Russia plans to reduce the share of imports of tools and machinery used in the petroleum sector from the current 60 percent to 43 percent, Energy Minister Alexander Novak told the audience at Russia’s Oil and Gas Industry Week held in Moscow on March 11-13. Over 300 manufacturing companies have applied to participate in the program, which has been broken into three stages based on the urgency of projects in specific fields. At a time of crisis this could provide a vital push for the industry which, according to Novak, accounts for 30 percent of Russia’s gross domestic product, 50 percent of tax receipts and over 70 percent of export revenue. Riding the wave of rising oil prices Russia has been steadily boosting output over the last 14 years – in 2000, when the average price of Brent crude stood at was $28 per barrel, it pumped 323 million tons, and last year, with Brent trading at an average of $105 per barrel, it produced 526.7 million tons. In order to avoid stagnation or drop in output, it will now need a colossal input from local manufacturers.

Боян Шоч

казавшись отрезанной от дешевых западных кредитов на фоне стремительно слабеющего рубля и экономических санкций, нефтегазовая отрасль России, в большой мере зависимая от поставок зарубежного оборудования и технологий, теперь возлагает свои надежды на отечественных машиностроителей, которым предстоит латать дыры в цепочке поставок в рамках реализации правительственной программы импортозамещения. В течение следующих пяти лет Россия планирует снизить долю импортного оборудования в нефтегазовом секторе с текущих 60% до 43%, сообщил министр энергетики России Александр Новак в своем выступлении в рамках Национального нефтегазового форума, проходившего в Москве 11-13 марта. По словам министра, более трехсот компаний-производителей прислали заявки на участие в программе, разбитой на три этапа в зависимости от степени срочности тех или иных проектов. В разгар кризиса эта инициатива может дать важный импульс отрасли, которая, как сообщил Новак, сегодня обеспечивает примерно 30% российского ВВП, 50% налоговых поступлений и более 70% экспортных доходов. На волне высоких цен на нефть Россия стабильно наращивала добычу «черного золота» на протяжении последних 14 лет – в 2000 году, при средней цене на нефть марки Брент $28 за баррель, российские нефтяники добыли 323 млн т, тогда как в прошлом году на фоне средних котировок Брент в районе $105 за баррель было добыто уже 526,7 млн т. Чтобы избежать стагнации или спада добычи ей теперь понадоOil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

million tons / млн т

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

бится существенный вклад отечественных “If we talk about the overall scope машиностроителей в разработку и произof investments [in imports replacement водство импортозамещаемой продукции. projects] by 2020, Russia’s oil and gas sec«Если брать общий объем инвестиций tor could order jobs worth nearly 15 tril[в проекты по импортозамещению] до 2020 lion rubles. These are investments alone, года, тот заказ, который может быть сфорand then there is the [actual] purchase [of мирован со стороны российского нефтегаequipment], which could amount to 5 trilзового комплекса составляет почти 15 трлн lion rubles per year, meaning that by 2020 рублей. И это только объем инвестиций, а an additional 30 trillion rubles would be если говорить о закупках, которые могут spent in this sector,” the minister said as he составить в год порядка 5 трлн рублей, то addressed the Moscow forum. соответственно к 2020 году это дополнительRussia’s gas output has dropped, ные 30 трлн рублей», – сказал Новак. but oil production and drilling activities Добыча газа в России упала, но произoffer signs of hope after last year’s slowводство нефти и объемы буровых работ всеdown, added Novak. According to him, in ляют надежду на фоне прошлогоднего замедJanuary-February domestic oil output has ● According to Alexander Novak, ления их темпов, добавил министр. По его grown by 0.7 percent over the same period in five years Russia could reduce last year, totaling 86 million tons of crude, the share of foreign equipment in словам, в январе-феврале этого года добыча and drilling footage has risen dramatically the petroleum sector by 17 percent нефти выросла на 0,7% по сравнению с аналогичным периодом в 2014 году, составив from 2.68 million meters drilled to 3.19 ● По словам Александра million meters, representing a 19.2-perНовака, за пять лет Россия может 86 млн т сырья, тогда как объемы проходки в бурении увеличились существенно – с 2,68 cent growth. Meanwhile, Russia is keen to сократить долю зарубежного млн м до 3,19 млн м, показав 19,2%-й рост. В boost the share of hard-to-recover and offоборудования в ТЭКе на 17% то же время российские нефтяники стремятshore reserves in national output – today, they contribute only 8 percent and by 2035 their combined ся увеличить объемы добычи трудноизвлекаемой нефти и нефти, добываемой на морских месторождениях – сегодня share is expected to reach 31 percent (Fig. 1), Novak said. Production at traditional fields is hurt the least by на ТрИЗ и шельф приходится лишь 8% от общего объема the lack of imported equipment with its share there below нефтедобычи, а к 2035 году их совокупная доля должна 20 percent. The situation is more complicated at hard-to- составить уже 31% (рис. 1), сообщил Новак. Нехватка зарубежного оборудования наименее остро recover fields (50 percent), in LNG projects (80 percent) and offshore operations (over 80 percent). Other areas ощущается в освоении традиционных месторождений, that heavily rely on foreign imports include refining (62 где его доля не превышает 20%. Более сложная ситуация percent of plate heat exchangers are foreign-made), pumps наблюдается в проектах по освоению ТрИЗ, в которых and compressors (80 percent), catalysts (80 percent) and доля импортных закупок составляет 50%, в СПГ-проектах (80%) и в шельфовых проектах (более 80%). Степень завиapplied software (90 percent). Ravil Maganov, LUKOIL’s first executive vice president, симости от импортной продукции также весьма высока в said that offshore – and Arctic in particular – is the future переработке (62% используемых в отрасли пластинчатых of Russian petroleum industry’s development, but stressed теплообменников – иностранного производства), в поставthat “it involves many critical issues.” According to Maganov, ках насосно-компрессорного оборудования (80%), каталиthe quality of domestically produced pumps and compres- заторов (80%) и прикладного программного обеспечения sors lags far behind that of their foreign counterparts. Their (90%). Равиль Маганов, первый исполнительный вице-преsize should be reduced and their efficiency needs a boost. “As a rule, they are 2-2.5 times larger [than foreign coun- зидент «ЛУКОЙЛа», назвал шельф, особенно – арктический, залогом будущего развития нефтяной 550 526 525 525 отрасли страны, и в то же время подчер520 514 17 43 50 37 23 кнул, что в этой области «очень много кри33 Оffshore / Шельф тичных моментов» По словам руководителя, 39 47 59 6 выпускаемое российскими предприятия80 ми динамическое оборудование – насосы, 38 470 450 компрессоры – сильно отстает от аналоHard-to-recover reserves / ТрИЗ 57 62 гичного западного оборудования. Его раз417 меры стоит уменьшить, а эффективность 47 New fields / Новые месторождения – повысить, предложил Маганов. «Оно, как 379 правило, 2-2,5 раза больше по габаритам, 361 350 348 наработка на отказ – примерно в 2-2,5 раза меньше. Хотелось бы, чтобы оборудованию для шельфовых месторождений в программе Existing fields / Действующие месторождения импортозамещения было уделено больше внимания, поскольку морская платформа – 250 это огромное сооружение, десятки тысяч 2015 2020 2025 2030 2035 тонн и любой лишний вес ее утяжеляет и делает добычу нефти менее эффективной», ● Fig. 1 Oil output breakdown by type of field by 2035 – сказал он. Маганов также добавил, что ● Рис. 1 Структура добычи нефти до 2035 года более надежное оборудование для шельфа Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3 March 2015

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

IMPORTS REPLACEMENT

приходится реже ремонтировать, что существенно влияет на эффективность работ, осоDirectional drilling technology / Hydraulic fracturing technology / бенно на фоне сложностей, Технологии наклонно-направленного бурения Технологии гидроразрыва пласта (ГРП) с которыми сталкиваются нефтяники при необходимости замены «на море» вышедшего из строя оборудования. Catalysts for refining and petrochemical industry / Software for drilling and production of hydrocarПятилетняя программа Катализаторы для нефтеперерабатывающих bons / Программные средства для процессов Минэнерго разделена на три производств и нефтегазохимии бурения и добычи УВ сырья MIDTERM этапа (рис. 2) и включает 12 СРЕДНЕСРОЧНЫЕ областей (видов технологий), LNG technology and compressors / Development of hard-to-recover reserves / Сжижение природного газа, компрессоры Разработка трудноизвлекаемых запасов наиболее срочные среди которых – гидроразрыв плаIntegrated services in well construction / High-powered gas turbines / ста и наклонно-направленИнтегрированный сервис строительства скважин Газовые турбины высокой мощности ное бурение. Реализация проHydrocarbon refining technology / Pump-and-compressor equipment / граммы импортзамещения Технологии переработки УВ сырья Насосно-компрессорное оборудование по этим двум направлениям должна быть завершена уже в LONG-TERM ДОЛГО2016 году. Наибольшее колиСРОЧНЫЕ чество проектов (8) планиCoiled tubing / Гибкие НКТ Offshore projects / Шельфовые проекты руется реализовать в рамках второго этапа программы – это среднесрочные проекты, рассчитанные до 2018 года, ● Fig. 2 Priority areas of imports replacement в том числе: разработка и ● Рис. 2 Приоритетные направления импортозамещения выпуск программных средств terparts] and their meantime between failures is shorter для процессов бурения и добычи углеводородного сыря, by the same margin. As the imports replacement program разработка трудноизвлекаемых запасов, интегрированный gets under way, we would like to see more attention paid to сервис строительства скважин, технологии переработки equipment for offshore projects, since an offshore oil rig is a углеводородного сырья, катализаторы для нефтеперераgiant structure weighing tens of thousands of tons and any батывающих производств и нефтегазохимии, технолоextra weight makes it heavier and makes production less гия сжижения природного газа и компрессоры для СПГefficient,” Maganov said. More reliable offshore equipment заводов, газовые турбины высокой мощности, а также requires fewer repairs, which is also an important contribu- насосно-компрессорное оборудование. Заключительный tor to overall efficiency considering the complexity of repair третий этап завершится в 2020 году, он затронет шельфоwork in open sea, added the LUKOIL executive. вые проекты, а также разработку и производство гибких насосно-компрессорных труб. По словам Новака, сегодня уже создана межведомственная рабочая группа по снижению зависимости российского ТЭК от импорта оборудования. «В рамках антикризисного плана и ранее принятых правительством решений уже принят ряд мер господдержки – речь идет о субсидировании процентной ставки по внедрению технологий и льготах по ввозимому оборудованию в части НДС, и других», – объяснил министр. priority areas of imports replacement will be Обозначенные Минэнерго цели и задачи «в целом co-financed by the government исполнимы», сказал глава Министерства промышленности и науки Денис Мантуров. Он добавил, что России не нужна приоритетных направлений импортозамещения «самоизоляция» и основная задача Минпромторга – не получат софинансирование из госказны только мотивировать отечественные компании, но и дать сигнал зарубежным. «Наши зарубежные коллеги, которые The five-year plan is broken down into three stages заинтересованы в бизнесе, а не в поддержке каких-то поли(Fig. 2) featuring 12 areas (technologies), the most urgent тических тенденций, на самом деле абсолютно спокойно, being hydraulic fracturing and directional drilling tech- ровно занимаются реализацией совместных проектов. Я nologies, which are projected to yield results by 2016. The не буду специально называть эти компании, чтобы никого midterm stage running through 2018 features the biggest не смущать, если захотят, они сами это сделают», – сказал number of projects (8) that include software for drilling Мантуров. and production of hydrocarbons, development of hard-toМинистр добавил, что с конца прошлого года активно recover reserves, integrated services in well construction, заработал Фонд развития промышленности, бюджет котоhydrocarbon refining technology, catalysts for refining and рого составляет 20 млрд рублей. На призыв министерства petrochemical industry, LNG technology and compressors, быстро откликнулись компании-потенциальные участниhigh-powered gas turbines, and pump-and-compressor ки программы импортозамещения: за два месяца было equipment. The final, third stage is slated for completion собрано более 250 предложений по отдельным проектам. URGENT СРОЧНЫЕ

2016

2018

2020

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

PHOTO: ENERGY MINISTRY / ФОТО: МИНЭНЕРГО

«Если даже 10% от полученных заявок полуin 2020 and it features offshore projects and чит софинансирование, то это уже будет coiled tubing. существенный результат», – прокомментиAccording to Novak, the government ровал Мантуров. has set up a working group that includes Российским компаниям инвестиции representatives of different ministries and нужны не только в создание мощностей, agencies whose key assignment is to shape но и, в первую очередь, в разработку и проa strategy to reduce dependence of Russia’s ведение опытно-конструкторских работ petroleum sector on imported equipment. (ОКР). Министерство готово софинансиро“As part of the government’s anti-crisis plan вать проекты, но тем компаниям, которые and some government decisions taken earне смогут коммерциализировать разрабоlier, we have already introduced a set of supтанные технологии, полученные средства port measures such as subsidizing the interпридется вернуть в казну. «Это обоюдная est rate on technology implementation, VAT ответственность государства и бизнеса», – exemptions on imported equipment, and пояснил Мантуров, отметив положительothers,” the minister explained. The goals and tasks set by the Energy ● The goals and tasks set by the ную динамику развития отечественного машиностроения – за последние пять лет Ministry are “executable”, Russian Industry Energy Ministry are executable, рост производства составил около 17% и в and Trade Minister Denis Manturov said. He believes Denis Manturov Минпромторге считают, что эта динамика added that Russia doesn’t need “self-isola- ● Обозначенные Минэнерго сохранится. tion” and its chief task is not only to motivate цели и задачи в целом По словам генерального директора domestic companies, but also to emit a signal исполнимы, считает Денис «Сургутнефтегаза» Владимира Богданова, за to partners abroad. “Our foreign colleagues Мантуров последние годы компании и ее партнерам в who are interested in doing business and not машиностроительной, химической и смежsupporting certain political tendencies are absolutely calm, they continue to implement joint projects. ных отраслях многое удалось сделать в области импортоI won’t name them on purpose, so no one feels discomfited. замещения. «Верхние силовые приводы, долота, забойные If they decide they want to do it themselves, they can step двигатели, масса химреагентов, которые мы раньше закупали на Западе, сегодня вся это выпускается в России… С forward and say who they are,” Manturov said. He added that Russia’s Industry Development Fund, каждым годом жизнь ставит все более сложные задачи, но tasked with substituting imports and operating on a 20-bil- мы к этому готовы», – сказал Богданов. Он добавил, что lion-ruble budget, had started intensive work late last year. сегодня «Сургутнефтегаз» имеет более 40 подписанных Its call to companies sparked a quick reaction: so far, the соглашений с машиностроительными предприятиями и fund has gathered more than 250 applications with pro- смежниками, которые выпускают оборудование согласно posals for specific projects. “If only 10 percent of those техническим условиям нефтекомпании. «Сургутнефтегаз» eventually receive co-financing, it will be a significant сопровождает и контролирует производственный процесс, после чего совместно проводятся опытно-промышленные result,” Manturov said. Russian companies need funds both for R&D work работы (ОПР). « Мы рискуем своими скважинами, которые стоят немало – стоимость одной эксплуаand actual construction of new manufacturтационной скважины колеблется от 70 до ing facilities. The ministry will co-finance 150 млн рублей. Если получаем положиthe projects, but the companies that eventuтельный результат, выкупаем это оборудоally fail to commercialize proposed prodвание и запускаем серийное производство», ucts, equipment or technology would have – рассказал Богданов. Руководитель также to return government funds. “This way we отметил, что любое новое оборудование для have mutual responsibility on the part of нужд компании проектируется и выпускаетgovernment and the business community,” ся в строгом соответствии с требованиями Manturov explained, adding that the general «Сургутнефтегаза» и должно отвечать основtrend is good as Russia’s machine-building ному критерию: превосходить импортные has posted a 17-percent growth over the last аналоги либо за счет технических характеfive years and is likely to sustain it. ристик, либо по экономическим показатеAccording to Vladimir Bogdanov, лям. the general director of Russia’s oil major Богданов также подчеркнул насколько Surgutneftegaz, a lot has been accomplished важно провести тщательную проверку конin recent years in Russia to substitute forструкторско-производственного потенциeign equipment. “Top drives, drill bits, ● Vladimir Bogdanov asked the ала компаний, подавших заявки на участие downhole motors, chemical agents that we Ministry of Industry and Trade в программе импортозамещения в ТЭКе. В used to buy in the West are produced in to conduct a thorough audit of Russia now… Every year brings more com- technical capabilities of potential целях отбора самых квалифицированных подрядчиков он предложил Минпромторгу plex challenges, but we are ready to face participants in the imports провести технический аудит, который, возthem,” said Bogdanov. Currently, he added, replacement program можно, займет немного больше времени, Surgutneftegaz has over 40 agreements with ● Владимир Богданов попрочем ожидалось. domestic machine-building plants who сил Минпромторг провести «Cейчас идет такая волна, из build equipment as per the oil company’s тщательный технический аудит terms of reference. Surgutneftegaz monitors потенциальных участников про- Минпромторга приходит очень много списков, 300, 400 фирм… Многие из них, возможand controls the manufacturing process, граммы импортозамещения Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3 March 2015

IMPORTS REPLACEMENT PHOTO: OMZ / ФОТО: ОМЗ

and then field tests are performed jointly. но, вообще далеки от машиностроения, “We run a risk field-testing at our wells, their появляются посредники, имеют стол, комcost ranges from 70 to 150 billion rubles per пьютер, и они готовы на все, чтобы полуproduction well. If the results are positive, we чить господдержку, – говорит Богданов. buy the equipment and launch serial produc– Поэтому прежде чем с ними работать, tion,” Bogdanov explained. The executive надо провести технический аудит: что из added that all new products and equipment себя представляют эти заводы, фирмы, designed and manufactured in compliance есть ли конструкторские силы, ведь мноwith Surgutneftegaz’s guidelines, and conгие вещи надо разрабатывать самим, а tractors have to meet one chief criterion: лицензии никто не продаст. Есть ли стаtheir equipment must perform better in techночное оборудование? Чтобы мы не потеnical terms than that of their foreign counterряли время и не пошли в неправильном parts and – even more importantly – it must направлении… Поэтому у нас есть просьbe superior to them economically. ба к Минпромторгу тщательно подойти Bogdanov also stressed the importance именно к подбору предприятий, пусть еще of thoroughly verifying the capabilities of месяц потратится на это, но в итоге это ● OMZ, headed by Vadim Makhov, bidders in the imports replacement program будут предприятия, которые смогут эффекhas an impressive track record in order to make sure only qualified contracтивно решать вопросы и мы будем с ними in manufacturing equipment tors make the cut. He suggested that the сотрудничать». that matches imports in terms of Ministry of Industry and Trade conduct a Подрядчик, в высокой квалификаquality technical audit, which might take a little lonции и технической оснащенности кото● Предприятия ОАО «ОМЗ», ger but would be worth it. рого нефтяники не сомневаются, – ОМЗ, возглавляемого Вадимом “There is a wave of applications, we машиностроительный гигант, выпускаюМаховым, имеют богатый опыт щий оборудование для широкого спектра keep getting numerous lists [of potential производства оборудования, contractors] from the Ministry of Industry отраслей российской промышленности, по качеству не уступающего and Trade, 300, 400 firms… Many of them включая энергетику, горнодобывающую зарубежным аналогам potentially might have little to do with отрасль, нефтехимию, итд. По словам преmachine-building, mediating firms emerge, they have a зидента ОМЗ Вадима Махова, залог успеха компании – это desk and a computer and they’re ready to do anything to работа в цикле, который состоит из четырех этапов, начиobtain government support,” Bogdanov warned. “That ная с НИОКР и заканчивая коммерциализацией продук● ●

Fig. 3 Demand for new equipment and materials Рис. 3 Потребность в новом оборудовании и материалах

Average per annum / Среднегодовая

●

Frac fleets / Флоты ГРП –

●

Насосы высокого давления –

● ●

●

48 Роторно-управляемые системы – 150 Oil refining catalysts for basic processes / Катализаторы нефтепереработки для базовых процессов – Petrochemical catalysts for basic processes / Катализаторы нефтехимии для базовых процессов –

16,500-226,5500 tons/т

15,0000-18,5000 tons/т

●

Logging systems / Системы каротажа –

900

Total / Суммарная

30 by/до 2030

●

Offshore drilling rigs / Буровые установки для бурения на шельфе –

●

LNG plants – new projects under consideration (Yamal LNG, Vladivostok LNG, Dalnevostocnhy LNG, Baltiysky LNG, Pechora LNG) Заводы СПГ – рассматривается новых проектов («Ямал СПГ», «Владивосток СПГ», «Дальневосточный СПГ», «Балтийский СПГ», «Печора СПГ»)

FIV VE

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

is why before starting to work with them ции. На промежуточных стадиях провоwe need a technical audit to be conducted: дятся опытные работы на промышленной what are these firms and factories capable установке и индустриализация продукта. of, do they have designing capabilities? «В 2009 году мы сделали свой НИОКР Lots of things will have to be developed и фактически на его базе отечественный themselves and no one is going to sell them нефтехимический реактор гидрокрекинlicenses. Do they have machining facilities? га», – сказал Махов. Руководитель добавил, We need to know that [in advance] in order что в портфеле заказов ОМЗ сегодня имеетnot to waste our time and take a wrong ся заказ на строительство «под ключ» СПГdirection… Therefore we’d like to ask the завода мощностью 1 млн т. Доля импортноMinistry of Industry and Trade to approach го оборудования в подобных заводах колеthe issue of contractor selection thoroughблется от 80% до 90%, но ОМЗ предложил ly, even if it takes an extra month, and ultiпостроить его с локализацией в районе mately we’ll have a list of companies that 70% (вариант с разработкой технологии are capable to solve issues efficiently and при участии западной компании-партнеwho we can cooperate with.” ра в совместном инжиниринговом цен● Alexander Dyukov is sure that One contractor the industry can defiтре) или с 100%-й локализацией (российthe imports replacement program ская технология). Входящий в состав ОМЗ nitely trust is OMZ, Russia’s heavy engineerwill be implemented successfully ing giant that manufactures equipment for «Криогенмаш» является разработчиком ● Александр Дюков убежден a broad range of industries including energy, технологии строительства блоков ожижев хороших перспективах mining, petrochemicals, etc. According to ния природного газа на азотно-детандерреализации программы OMZ President Vadim Makhov, the group’s ном цикле, сказал Махов. Несколько лет импортозамещения success rests on a four-stage cycle that starts назад «Криогенмаш» начал экспортироwith R&D and ends with product commerвать десятки мини-СПГ-заводов в Китай, и cialization. In between, OMZ conducts tests and then fine- со временем от производства установок производительноtunes the product during the “industrialization” stage. стью 1 т в час и 7 т в час перешел к выпуску установок про“In 2009, we created our own R&D and based on our изводительностью 40 т в час. research findings we manufactured Russia’s first petroМахов также отметил успешный опыт «Криогенмаша» chemical hydrocracking reactor,” Makhov said. The execu- в производстве кислородных блоков. «Мы показываем клиtive added that OMZ’s current portfolio includes an order ентам две установки. Одна из них наша, другая – известного for turnkey construction of an LNG plant with a 1-million- европейского производителя, построенная у одного нашеton capacity. The share of foreign equipment in these plants го клиента, в один год, одинаковой мощности, на одном ranges between 80 and 90 percent, but OMZ has proposed заводе. Технические делегации клиентов удивляются тому, to build it with 70 percent localization (technology devel- что у нас установка на 9% превосходит по энергоэффективoped at a joint engineering center with a Western partner) ности зарубежную, выпущенную мировым лидером. И она or 100 percent localization (Russian technology). OMZ’s немножко дешевле, хотя уже к нашим установкам платят subsidiary Kriogenmash is the proprietor of a technology премию», – сказал глава ОМЗ. for LNG plant construction based on nitrogen expansion cycle, said Makhov. Several years ago, Kriogenmash began exporting dozens of mini LNG plants to China and has If only 10 percent of those bids eventually receive meanwhile moved from making 1- and 7-ton-per-hour co-financing, it will be a significant result. units to 40-ton-per-hour units. Makhov also singled out Kriogenmash’s development Если даже 10% от полученных заявок получит of air separation units manufacturing. “We show our clients софинансирование, то это уже будет существенный two units – ours and that of a European producer, manuрезультат. factured the same year and having the same power as ours. Visiting delegations are surprised when they learn that our unit is 9 percent more energy-efficient than the one manufactured by the global leader. Ours is a bit cheaper, but is Руководитель «Газпром нефти» Александр Дюков now sold at a premium,” he said. также убежден в хороших перспективах производства Gazprom Neft chief Alexander Dyukov also expressed российскими машиностроителями высококачественного optimism in regard to Russia’s heavy engineering capabili- оборудования для отечественной нефтегазовой отрасли. ties to provide high quality equipment and technology for «Десять лет назад мы импортировали и трубы, погружное the domestic petroleum industry. “Ten years ago we used оборудование, кабель, насосы, сейчас уже это выпускают to import pipes, downhole equipment, cables, pumps. российские машиностроители. Появились вполне конToday, Russian machine-builders manufacture all of that. курентоспособные, крупные игроки на нефтесервисном Meanwhile, pretty competitive, big domestic players have рынке, – сказал Дюков. – Если говорить о высокотехноalso emerged in the oilfield services market,” Dyukov told логичном сервисе при бурении есть определенные сложthe forum. He added that high tech services in drilling ности, но на этой кривой обучения наши нефтесервисные still pose a challenge to Russian services firms, but they компании наряду с нефтяными очень быстро двигаются. learn fast. “We might be lagging a bit behind global oil Возможно, мы совместно несколько уступаем мейджоmajors and Western services firms such as Halliburton рам и западным нефтесервисным компаниям, таким как and Schlumberger, but we’re reducing the gap each year,” Halliburton, Schlumberger, но с каждым годом этот разрыв he said. сокращается». Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GAS SUPPLY

Europe Seeks Alternatives to Russian Gas Supply

PHOTO: EKATERINA POKROVSKAYA / ФОТО: ЕКАТЕРИНА ПОКРОВСКАЯ

Solution unlikely in short-term perspective

Европа ищет альтернативу российскому газу Решение вряд ли будет найдено в ближайшие годы Ekaterina Pokrovskaya

s political and economic tensions over the conflict in Ukraine continue between Brussels and Moscow and global gas market prices decline, European energy policy makers and market players seek to reduce Europe’s energy dependency on imports of Russian gas. The Ukrainian pipeline system carries 40-50 percent of Russian gas to Europe, but delivery volumes have fallen as the conflict escalated. In January-February, the supply via Ukraine plunged by 38.8 percent year-on-year to 7.9 billion cubic meters, TASS news agency reported. Last December, Russian President Vladimir Putin said Moscow was shutting down the South Stream pipeline project, which had been slated to supply 63 billion cubic meters of gas per year to Europe, bypassing Ukraine. Though the decision was largely influenced by politics, the pipeline made sense for countries such as Serbia, Bulgaria and Hungary, as it offered a new delivery route that was less vulnerable to supply disruptions such as the one that occurred in January 2009, when a pricing dispute between Russia and Ukraine led to suspension

Екатерина Покровская

ока между Брюсселем и Москвой продолжаются политические и экономические трения, связанные с конфликтом в Украине, а цены на мировом рынке газа продолжают падать, ответственные за энергетическую политику в ЕС и игроки на рынке ищут пути снижения энергозависимости Европы от импорта российского газа. Транзитом через Украину в Европу по трубам поставляется 45-50% экспортируемого российского газа, однако объемы поставок упали на фоне эскалации украинского конфликта. Согласно сообщениям информагентства ТАСС, в январе-феврале прокачка российского газа через Украину снизилась на 38,8% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, составив 7,9 млрд м³. В декабре минувшего года президент России Владимир Путин обяъвил о намерении Мосвквы свернуть проект строительства газопровода «Южный поток», по которому планировалось ежегодно поставлять в Европу 63 млрд м³ газа в обход Украины. Хотя решение о сворачивании «Южного потока» было в большой мере спровоцировано политикой ЕС, прокладка магистрали принесOil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ПОСТАВКИ ГАЗА

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

2030

2025

2020

2015

2010

2005

2000

SOURCE / ИСТОЧНИК: HYPERDYNAMICS CORPORATION

PHOTO: EKATERINA POKROVSKAYA / ФОТО: ЕКАТЕРИНА ПОКРОВСКАЯ

of gas delivery via Ukraine, causing fuel ла бы несомненную пользу таким страshortages in the mentioned countries durнам как Сербия, Болгария и Венгрия, ing the winter season. поскольку проект предусматривал The EU is the world’s largest enerновый маршрут поставок, минимизируgy importer: 53 percent of all EU energy ющий риски перебоев в газоснабжении, comes from imports, of which Russia’s gas которые имели место в прошлом. К приsupply accounts for 30 to 39 percent, variмеру, в январе 2009 года разногласия ous statistics sources suggest. Given the между Москвой и Киевом по поводу цен current political situation and a decline in на газ привели к срыву поставок сырья Europe’s domestic gas production, Brussels через Украину, в результате чего переhas been looking into ways to diversify its численные страны-импортеры столgas supply routes to reduce dependence кнулись с нехваткой топлива в зимний on Russia’s gas and find other competetive сезон. sources of supply amid lower prices. ЕС является крупнейшим мироWhat potential alternative supвым импортером энергоносителей: 53% ply sources and routes are available for потребляемых энергоресурсов прихоEurope to pursue and how feasible and ● Import of U.S. LNG priced at дится на импорт, в котором, по данным sustainable can they be over the next 15 $13-14/MMBTU is uneconomical for различных статистических источников, years? This and other related topics were Europe, says Ray Leonard доля России сегодня составляет от 30% discussed at the 6th International Gas ● По словам Рэя Леонарда, импорт до 39%. С учетом текущей политичеTechnology Conference (IGTC) held in американского СПГ по цене ской ситуации и падением добычи газа February in Dubai. в Европе, Брюссель рассматривает пути $13-14/MMBTU Европе As Ray Leonard, president & CEO of экономически невыгоден диверсификации поставок «голубого Hyperdynamics Corporation, concluded топлива», чтобы снизить зависимость от on the basis of his own research findings and the data российского газа и найти другие конкурентные источниgathered by BP, IEA and U.S. EIA, Europe’s gas demand will ки сырья по более низким ценам. stay flat at 500 billion cubic meters per annum through На какие альтернативные источники и направ2030, whereas domestic output will drop from 250 bil- ления поставок могла бы ориентироваться Европа, и lion cubic meters in 2015 to 150 billion cubic meters in насколько они реалистичны и надежны в ближайшие 2030 (Fig. 1). 15 лет? Эта тема, наряду с другими, обсуждалась на 6-й “Europe will need to fill this 100-billion-cubic-meter Международной конференции по газовой технологии gap,” said Leonard. “Russia had a great plan how to fill (IGTC) в феврале в Дубае. that gap. They set a reasonable price – $11/MMBTU, and Согласно выводам президента и главного исполниby doing that they undercut all the expensive LNG supply тельного директора компании Hyperdynamics Corporation that Europe actually started using in 2011.” He further Рэя Леонарда, сделанным на основе его собственных explained how Gazprom proposed the expansion of the исследований и данных BP, МЭА и американской EIA, спрос на газ в Европе останется неизменным, на уровне 500 млрд м³ в год до 2030 года, тогда как внутренняя добыча упадет с 250 600 Pipelines from Russia / Трубопроводные млрд м³ в год в 2015 году до 150 поставки из России млрд м³ в 2030 году (рис. 1). «Европе предстоит восполLNG / СПГ нить этот пробел в 100 млрд м³, – 500 отметил Леонард. – У России был Pipelines from Central Asia / замечательный план, как это сдеТрубопроводные поставки из лать. Она установила приемлемую Центральной Азии 400 цену – $11/MMBTU* и таким образом отсекла все поставки дорогоPipelines from North Africa / Трубопроводные поставки из Северной стоящего СПГ в Европу, начатые 300 Африки в 2011 году». Далее руководитель пояснил как «Газпром» собиConventional supply / Внутренние рался расширять трубопровод поставки «Северный поток» и запустил про200 ект «Южного потока» вместе с Eni. «А затем вмешалась политика. Проблема заключается в том, что 100 ЕС не намерен допустить увеличения объема поставок российского газа в Европу. В случае реализации проекта “Южный поток”, доля 0 России возросла бы с текущих 30% до 35-50%, но этого не произой● Fig. 1 Europe (EU) Gas Supply in 2000-2030 (billion cubic meters) дет. Россия сохранит 30%-ю долю, ● Рис. 1 Поставки газа в Европу (ЕС) в 2000-2030 годах (млрд м3) а пробел будет восполнен за счет *MMBTU – миллион британских тепловых единиц. 1 тыс. м3 природного газа содержит 35,8 млн БТУ

#3 March 2015

PHOTO / ФОТО: AZEMBASSY.BE

GAS SUPPLY

●

Azerbaijani President Ilham Aliyev and his Turkish and Georgian counterparts, Recep Tayyip Erdogan and Giorgi Margvelashvili, from left to right, at the March 15 TANAP pipeline groundbreaking ceremony in the Turkish city of Selim ● Президент Азербайджана Ильхам Алиев, президент Турции Реджеп Тайип Эрдоган и президент Грузии Георгий Маргвелашвили (слева направо) на церемонии закладки фундамента трубопровода в рамках проекта TANAP, прошедшей 15 марта в турецком Селиме North Stream pipeline and launched the South Stream project with Eni. “And then the politics hit. The problem is that EU is just not going to allow the expansion of Russian gas supply into Europe. If the South Stream project was to go through, it would have increased the Russian share in Europe’s gas supplies from current 30 percent up to 35-50 percent, which is just not going to happen. Russia will stay at 30 percent and the gap fill will come via pipilines with 60 billion cubic meters capacity from Central Asia and Azerbaijan, possibly Turkmenistan as well; whereas the rest of 45 billion cubic meters could come via pipeline from East Africa or/and West Africa and by Asian LNG,” Leonard summed up. Azerbaijan, possessing a vast undeveloped gas reserves potential, has tried to boost its gas supply share in Europe since December 2013, when the South Caucasus Pipeline Expansion Consortium with BP as the key stakeholder signed a $45 billion deal with EU to pipe natural gas from Azerbaijan’s Shah Deniz field to European markets, thus offering an alternative to Russian supplies. According to the project specification, the whole Southern Gas Corridor project is deemed to provide a 3,500-kilometer (2,175-mile) corridor for Shah Deniz Stage 2 gas transmission, that is phased out in three stages:

магистралей пропускной способностью 60 млрд м³ из Центральной Азии и Азербайджана, возможно, также Туркменистана; оставшиеся 45 млрд м³ могут прийти по трубе из Восточной Африки или/и Западной Африки и в виде азиатского СПГ», – резюмировал Леонард. Азербайджан, располагающий значительным потенциалом неразработанных ресурсов газа, пытался нарастить долю поставок в Европу с декабря 2013 года. Тогда консорциум по расширению Южно-Кавказского трубопровода (SCP) с BP в качестве основного акционера заключил с ЕС контракт стоимостью $45 млрд на трубопроводные поставки природного газа с азербайджанского месторождения Шах-Дениз на рынки европейских стран, тем самым предложив альтернативу поставкам из России. Предполагается, что, в соответствии с техническими условиями, проект создания Южного газового коридора обеспечит коридор протяженностью 3 500 км (2 175 миль) для подачи газа с Шах-Дениза (вторая очередь проекта). Проект будет реализован в три этапа: 1) транзит с азербайджанского терминала Сангачал путем расширения SCP в Азербайджан и Грузию; 2) строительство Трансанатолийского газопровода (TANAP) и поставка газа через Турцию; 3) создание инфраструктуры Трансадриатического газопровода (TAP) и транспортировка газа в Восточную Европу через Грецию, Албанию, Италию. В сентябре прошлого года BP и ее партнеры официально дали старт проекту расширения SCP. Как рассказал в своем докладе в феврале на Нефтегазовом саммите России и СНГ в Дубае Тургай Теймуров, партнер EY и глава нефтегазовой группы EY в Азербайджане, помимо запасов месторождения Шах-Дениз у Азербайджана есть значительные запасы Абшерона, глубоководной части Азери-Чираг-Гюнешли, Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ПОСТАВКИ ГАЗА

100

блока Шафаг-Асиман, глубо1) Transit from Azerbaijan’s ководной части месторожSangachal gas terminal via дения Шах-Дениз и других, expansion of South Caucasus с помощью которых возPipeline (SCPX) to Azerbaijan можно увеличение добычи and Georgia; 2) Building газа в Азербайджане к 2020 Trans-Anatolian Pipeline году. «У Азербайджана есть (TANAP) and supplying gas огромный потенциал для through Turkey; 3) Setting up The shortage of gas in the European Union resulting того, чтобы помочь ЮгоTrans-Adriatic Pipeline (TAP) from a cut in domestic gas production in 2015-2030 Восточной Европе добиться infrastructure and deliver gas диверсификации поставок supplies to Eastern Europe Дефицит в поставках газа в ЕС, который газа», – отметил Теймуров. via Greece, Albania, Italy. Last образуется в результате сокращения внутренней Также, по прогноSeptember, BP and its partгазодобычи с 2015 по 2030 год зам, сделанным в 2014 ners formally gave the goгоду Оксфордским инстиahead to the South Caucasus тутом энергетических Pipeline Expansion. As Turgay Teymurov, EY partner and head of Oil and исследований, к 2025 году новые шельфовые проекты Gas Group in Azerbaijan, said in his speech during Russia могут обеспечить Азербайджану увеличение добычи на and CIS Oil and Gas Summit in Dubai in February, apart 9-14 млрд м³ в год. «Европа хочет найти надежную альтернативу поставfrom Shah Deniz reserves, Azerbaijan has considerable reserves such as Absheron, Azeri-Chirag-Guneshli Deep, кам газа из России, а в Азербайджане полным ходом идет Shafag-Asiman, Shah Deniz Deep and others that could работа над проектом Южного газового коридора. Тем increase Azerbaijan’s gas production in 2020. “Azerbaijan не менее, в части объемов прокачки запланированные has great potential to help Southeast Europe achieve gas поставки 16-20 млрд м³ газа в Европу после 2018 года с использованием в качестве ресурсной базы второй очеsupply diversification targets,” stated Teymurov. Also, as Oxford Institute of Energy Studies 2014 sug- реди разработки месторождения Шах-Дениз уступают gests, by 2025 new offshore projects could spur growth возможностям заявленной российско-турецкой альтерof Azerbaijan’s gas output by 9-14 billion cubic meters нативы “Южному потоку” с его 60 млрд м³», – отметил Теймуров. per year. По мнению эксперта, шансы России и Турции на “Europe wants to find a reliable alternative to Russian gas supply, and Azerbaijan’s work on the Southern Gas успех в объединении усилий по строительству трубопро-

bcm млрд3

Visit us at

building for the heaviest duties

Booth N. 3-J11

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

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

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

www.cometto.com metto.com

#3 March 2015

GAS SUPPLY PHOTO: EKATERINA POKROVSKAYA / ФОТО: ЕКАТЕРИНА ПОКРОВСКАЯ

Corridor project is in full swing. Although вода через Турцию в качестве альтернаvolume-wise the projected Caspian тивы «Южному потоку» весьма обосноваCorridor’s Shah Deniz 2 supply capacity ны и реалистичны. of 16-20 billion cubic meters per year «Турция всегда заявляла о своих of gas to Europe after 2018 can’t match амбициях стать региональным газоup to the capacity of the announced вым хабом, и сейчас у нее есть прекрасRussian-Turkish pipeline alternative to ная возможность для реализации этих the cancelled South Stream project of 60 планов, – сказал Теймуров. – Конечно, billion cubic meters,” Teymurov pointed говорить о практической реализации out. совместного проекта пока рано, но о In his view, Russia and Turkey have принципиальном решении уже заявлеa very feasible, viable chance at sucно, и сейчас России и Турция обсуждают ceeding in their effort to build and route финансовые вопросы». an alternative pipeline to the cancelled На фоне растущего соперничества South Stream project via Turkey. за долю в поставках газа в Европу, Баку “Turkey has always had pronounced стремится получить одобрение ЕС на ambitions to become a regional gas hub, получение контроля над газораспредеand now they are in a great position to лительной системой Греции после того make it happen,” he said. “Of course ● According to Robin Mills, over the как SOCAR в 2013 году выиграл тендер now it is too early to talk about the next two to three years there is not на приобретение 66% акций оператора implementation stages of this joint proj- much Europe can do to change its gas газотранспортных сетей Греции, компаect, but the key intensions have been supply sources away from Russia нии DESFA, за €400 млн. declared and now Russia and Turkey are ● В ближайшие два-три года 10 марта министр энергетики Европа вряд ли преуспеет в discussing the financials.” Азербайджана Натик Алиев встреAmid growing competition for поиске альтернативы поставкам чался в Брюсселе с вице-президенEurope’s gas supply share Baku is anx- российского газа, считает Робин том Еврокомиссии по энергетическим ious to obtain the EU’s approval on the Миллс вопросам Марошем Шефчовичем, и, как planned takeover of Greece’s gas distribution grid after сообщил EurActiv, выразил обеспокоенность затягиваниSOCAR won the tender in 2013 to buy a 66-percent stake ем сроков углубленного изучения Еврокомиссией вопроin Greece’s gas transmission operator DESFA for €400 са о приобретении DESFA со стороны SOCAR», а также тем, million. что принятие решения отложено до 22 апреля. On March 10, Azerbaijan Energy Minister Natiq «Газопровод TAP в Европу будет построен несмотря Aliyev met with EU Commission Vice President Maroš на то, что по ходу дела необходимо решить ряд вопроŠefčovič in Brussels, and told EurActiv he “conveyed his сов. К примеру, в сентябре прошлого года жители и мэр country’s worries about the procedure that the EU start- одного из итальянских регионов на Адриатическом побеed” investigation to determine whether SOCAR’s acquisi- режье выступали против строительства трубопровода по tion of DESFA was in line with the EU Merger Regulation, причинам природоохранного характера, а также в связи with the decision postponed until April 22. с тем, что оно может создавать угрозу историческим “The TAP gas pipeline to Europe will be built, памятникам. Будут и другие проблемы, вызываемые конalthough there are a number of issues that would have to куренцией в TANAP», – пояснил Теймуров. be resolved along the way. For example, last September Еще один вариант диверсификации поставок at one point residents of one of the Italian provinces on – «голубое топливо» из Туркменистана, располагаюthe Adriatic coast line and their mayor protested against щего около 17,5 трлн м³ запасов газа и экспортируbuilding the pipeline for environmental reasons and ющего его в Китай, Иран и Россию. По данным порbecause it could endanger historical monuments. And тала CentralAsiaOnline.com, в 2015 году здесь планиthere will be other issues to handle, arising from competi- руют добыть не менее 83,8 млрд м³ и экспортировать tion in TANAP,” explained Teymurov. 48 млрд м³, с целью последующего наращивания объемов Another option for Europe’s gas supply could come экспорта сырья в Китай до 65 млрд м³ в год. from Turkmenistan that holds close to some 17.5 trillion В то же время, несмотря на значительные запасы и cubic meters of gas reserves, and exports its gas to China, потенциал по добыче, у Туркменистана нет экспортного Iran and Russia. According to CentralAsiaOnline.com, the маршрута в Европу, а участие Ашхабада в проекте TANAP country is targeting to produce at least 83.8 billion cubic подразумевало бы строительство трубопровода по дну meters per year and to export 48 billion cubic meters of Каспийского моря до Азербайджана. gas in 2015, as it aims to increase its exports to China to «Строительство морского трубопровода через 65 billion cubic meters per year. Каспий повлечет необходимость урегулирования правоHowever, despite ample reserves and production вого статуса Каспия странами, которые его окружают – potential, there is no export route by which Turkmen Россией, Туркменистаном, Казахстаном, Азербайджаном gas can reach Europe, and Turkmenistan’s involvement и Ираном, а это создает ряд препятствий. Разумеется, in the TANAP project would mean building a pipeline возможность достижения такого соглашения на какомthrough the Caspian Sea to Azerbaijan. то этапе реальна, но это довольно сложный вопрос», – “Building a Caspian Sea pipeline would call for reach- заключил Теймуров. ing a resolution on its legal status by all the surrounding Определение правового статуса Каспия подразумеstates – Russia, Turkmenistan, Kazakhstan, Azerbaijan вает достижение соглашений между пятью государстваand Iran, and that poses a lot of hurdles. Of course, prob- ми, регламентирующих доступ каждого из них к водным

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ПОСТАВКИ ГАЗА

14 12 10 8 6 4 2

● ●

Fig. 2 Рис. 2

Gas prices: Divergence and convergence ($/MMBTU) Расхождение и сближение цен на газ ($/MMBTU)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Јanuary / Январь 2018*

January / Январь 2017*

Јanuary / Январь 2016*

Јanuary / Январь 2015

Јanuary / Январь 2014

Јanuary / Январь 2012

Јanuary / Январь 2013

Јanuary / Январь 2011

Јanuary / Январь 2010

Јanuary / Январь 2009

Јanuary / Январь 2008

Јanuary / Январь 2007

Јanuary / Январь 2006

Јanuary / Январь 2005

Јanuary / Январь 2004

January / Январь 2003

Јanuary / Январь 2021*

Јanuary / Январь 2020*

объектам и их богатым ресурсам. Предложения, которые выдвигались на четырех каспийских саммитах (первый из них состоялся в 2000 году), не материализовались в решения, и даже на последнем саммите, который прошел в сентябре прошлого года, Путин лишь выразил надежду на подписание формальных соглашений на следующем форуме представителей пяти стран. Вероятность того, что Иран, занимающий второе место в мире по традиционным запасам газа, может стать более надежным, нежели Россия поставщиком природного газа в Европу в последнее время рассматривалась различными идеологами европейской энергополитики и экспертами в этой области. В январе Иран предложил прокачку природного газа из Азербайджана и Туркменистана в Европу транзитом через Турцию и объявил о планах увеличить пропускную способность газопроводов на 300 млн м³ в сутки с запуском нового газопровода в конце марта. Турция уже получает более 90% экспортируемого Ираном природного газа в рамках долгосрочных контрактов. Тем не менее, по оценкам отраслевых экспертов, шансы на то, что объемы поставок иранского газа в Европу достигнут ощутимых значений до 2030 года, незначительны. По данным Оксфордского института энергетических исследований, «после удовлетворения растущего внутреннего спроса – предполагается, что к 2020 году он достигнет 200-220 млрд м³ в год – и поставок уже законтрактованного газа на экспорт в соседние Турцию (10 млрд м³ в год), Ирак (10 млрд м³ в год) и Оман (5-10 млрд м³ в год), останутся незначительные объемы газа, доступного для экспорта в Европу до 2020 года». Как отметил на саммите в Дубае глава консалтингового направления компании Manaar Energy Consulting and Project Management Робин Миллс, устаревшая газотранспортная инфраструктура Ирана потребует значительных инвестиций, а на ее модернизацию уйдет 10-15 лет. Только после этого, добавил Миллс, можно Japan / Япония будет говорить об экспорте иранского газа EU / ЕC в Европу. «Прежде чем обеспечивать экспортUSA / США ные возможности, Ирану необходимо удовлетворить растущий внутрен*Projected / Прогноз ний спрос, – отметил эксперт. – Определенную часть российских поставок в Европу можно было бы заместить ближневосточным газом, но речь здесь может идти только о незначительной его доле, поскольку Ближний Восток сам по себе является крупным потребителем газа, а также экспортирует большие объемы в Азию», – добавил он. Говоря о Катаре, крупнейшем мировом экспортере СПГ и занимающем третье место по доказанным запасам при-

Јanuary / Январь 2019*

Јanuary / Январь 2002

SOURCE / ИСТОЧНИК: HYPERDYNAMICS CORPORATION

ability that such an agreement could be reached at some point exists, however it's a quite complicated dispute,” summarized Teymurov. Resolving the legal status of the Caspian would imply that Caspian states have to agree on the right of each state’s access to the body of water and the rich resources contained within. Previous proposals at four Caspian summits held since 2000 did not yield any successful resolution on these points, and even at the most recent summit held last September, Putin only expressed hope that a formal agreement would be signed at the next gathering of representatives of five littoral states. The suggestion that Iran, the world’s second conventional gas reserves holder, might become a natural gas supplier to Europe as a more secure source than Russia has recently been under the spotlight of various industry policy makers and experts. In January, Iran proposed to transfer natural gas from Azerbaijan and Turkmenistan to Europe through Turkey, and announced plans to increase its natural gas transfer capacity by 300 million cubic meters per day by launching of new gas pipeline by the end of March. Turkey already receives more than 90 percent of Iran’s natural gas exports under a long-term contract. However, as industry experts estimate, the chances of Iranian gas supplies to Europe amounting to any tangible figure before 2030 are slim. According to Oxford Institute of Energy Studies, “after meeting growing domestic demand – expected to reach 200–220 billion cubic meters per year before 2020 – and supplying gas to the already contracted export markets of the neighboring countries of Turkey (10 billion cubic meters per year), Iraq (10 billion cubic meters per year), and Oman (5-10 billion cubic meters per year), any gas available for export to the rest of Europe is expected to remain marginal prior to 2020.”

#3 March 2015

GAS SUPPLY As Robin Mills, head of Consulting at Manaar Energy Consulting and Project Management, told the ITGC audience in Dubai, the current outdated gas transmission infrastructure in Iran would require significant investments and require 10 to 15 years to upgrade the current pipeline infrastructure to make Iranian gas easily available for exports to Europe. “Iran has to satisfy a lot of growing domestic demand first before it can enhance its export capacity,” noted Mills. “Middle East gas could replace some Russian gas to Europe but not all of it, not even a significant part of it, because Middle East has a large consumption of gas of its own, just as it exports a lot of gas to Asia,” he added.

родного газа, равным 24,7 трлн м³ , Миллс остановился на долгосрочных контрактах на поставку природного газа в страны Азии. «Катар сегодня не готов наращивать мощности по производству СПГ, поэтому для отправки газа в Европу ему пришлось бы перенаправить туда текущие поставки СПГ в Азию, но объемы уже законтрактованы Японией и Южной Кореей, и в таком случае их пришлось бы делить», – пояснил Миллс. Он также отметил, что случаи обмена зарезервированными объемами СПГ между европейским и азиатским рынками имели место и ранее. «Если дело дойдет до этого, стороны попросту будут соревноваться по цене», – сказал он. По словам Миллса, в ближайшие два-три года Европа вряд ли преуспеет в поиске альтернативы поставкам российского газа.

Altai «Алтай»

TANAP

Power of Siberia «Сила Сибири»

Central Asia «Средняя Азия»

IRI

TAPI

Russia-South Korea Россия-Южная Корея Myanmar-China Мьянма-Китай

Russia-Japan Россия-Япония

SOURCE / ИСТОЧНИК: HYPERDYNAMICS CORPORATION

● ●

Fig. 3 Рис. 3

New major export pipelines in Eurasia in 2015-2030 Новые крупнейшие экспортные газопроводы на территории Евразии (2015-2030)

Firm and under construction / Законтрактованные и находящиеся на стадии строительства – 96 bcm / млрд м3 Planned and expansion / Запланированные и расширяемые – 327 bcm / млрд м3

Мyanmar-China: 12 bcm to China by 2016, expansion to 25 bcm by 2025 Мьянма-Китай: 12 млрд м3 в Китай к 2016 году, расширение до 25 млрд м3 к 2026 году

Power of Siberia: 61 bcm, 38 bcm export to China «Сила Сибири»: 61 млрд м3, 38 млрд м3 экспорт в Китай

TAPI: 30 bcm Turkmenistan-Pakistan-India by 2020 TAPI: 30 млрд м3 Туркменистан-Пакистан-Индия к 2020 году

Altai: 30 bcm to China, expansion to 100 bcm by 2030 «Алтай»: 30 млрд м3 в Китай, расширение до 100 млрд м3 к 2030 году

IRI: 22 bcm Iran-Pakistan by 2017, expansion to 55 bcm and India by 2022 IRI: 22 млрд м3 Индия-Пакистан к 2017 году, расширение до 55 млрд м3 и в Индию к 2022 году

Central Asia: expansion from current 25 bcm to 80 bcm by 2030 «Средняя Азия»: расширение с существующих 25 млрд м3 до 80 млрд м3 к 2030 году ТANAP: 16 bcm to Europe by 2017, expansion to 60 bcm by 2026 ТANAP: 16 млрд м3 в Европу к 2017 году, расширение до 60 млрд м3 к 2026 году

Russia-Japan: 30 bcm by 2022 Россия-Япония: 30 млрд м3 к 2022 году Russia-South Korea: 30 bcm by 2024 Россия-Южная Корея: 30 млрд м3 к 2024 году

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

Talking about Qatar, the world’s largest LNG exporter and number three in proven natural gas reserves that approximate around 800-900 trillion cubic feet, Mills has elaborated on Qatar’s long-term contractual gas supply agreements with Asian countries. “Qatar is not going to build a lot more LNG capacity right now, so sending gas supplies to Europe would mean shifting Qatar’s current LNG supplies from Asia to Europe, whereas a lot of these supplies are already committed to Japan and South Korea, and then their supply would have to be divided,” Mills explained. He also pointed out that cases of swapping of allocated LNG quantities between European and Asian markets did happen before. “It really becomes a matter of price competition then,” he said. According to Mills, over the next two to three years there is not much that Europe can do to change its gas supply sources away from Russia. The likelihood of another scenario, where Europe’s gas supply gap could be filled by the U.S. LNG was denied by Leonard. As he revealed, U.S. shale gas production is going to hit a downside after 2020, and gas prices of $4/MMBTU will become unprofitable as “the sweet shale spots” will get largely depleted. His research suggests that the decline in U.S. shale and conventional gas production will be offset by steadier higher prices after 2020, and also production of U.S. marginal gas will be uneconomical until the gas price rises up to $8/MMBTU, which is an increasing factor in U.S. production after 2020. “The problem is that U.S. LNG exports are linked to the Henry Hub price which is based on $4.50/MMBTU. And with the U.S. gas market price going up to $8/MMBTU plus liquefaction and shipping costs amounting to $6.50/ MMBTU, it will bring the total U.S. LNG price to $13-14/ MMBTU, which will be uneconomical for Europe, that has a benchmark of $11/MMBTU, set by Russia gas price,” explained Leonard. As he told the Dubai summit, current global gas supply and demand situation has been shaped by the recent tendency toward gas prices convergence that emerged as the result of a few factors. Leonard pointed out that through 2008 three major world gas markets – Japan, E.U. and the United States – were generally consistent in price. In 2009, U.S. shale production began to drive local gas prices down and eventually brought them as low as $3/MMBTU in 2012; whereas the rapidly growing demand for gas in Asian markets amidst still limited supply led to a jump in Japan and EU gas markets prices, reaching as high as $17/MMBTU in Japan in 2012, and going up to around $12/MMBTU in the EU in 2012-2014 (Fig. 2). According to Leonard, the shutdown of nuclear plants in Japan in 2011 that increased gas demand in the Far East and setting the price of Russian gas at $11/MMBTU that placed upper limit on the European gas price brought about the spike of gas prices in Japan and EU for a couple of years. “Combination of new LNG capacity, restarting nuclear plants and lower oil price, that is linked to LNG, will reduce the Far East price in 2015 to about $10 or $11/ MMBTU,” he said, adding that the expanded pipeline connections from Russia and Central Asia to Far East with consistent price to Europe will keep Europe/Far East parity after 2020. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПОСТАВКИ ГАЗА Леонард исключил вероятность сценария, при котором недостающие Европе объемы газа могли бы поставить США в виде СПГ. Как утверждает глава Hyperdynamics Corporation, добыча сланцевого газа в США после 2020 года пойдет на спад, и цена на газ $4/ MMBTU будет невыгодной, поскольку легкодоступные сланцевые залежи будут в большой степени истощены. На основании собственных исследований Леонард предположил, что после 2020 года падение добычи сланцевого и традиционного газа в США будет компенсировано стабильными, более высокими ценами на «голубое топливо». Малорентабельная газодобыча, добавил он, не будет экономически эффективной до тех пор, пока цена сырья не вырастет до $8/MMBTU, что будет оказывать решающее влияние на увеличение добычи после 2020 года.

Qatar is not going to build a lot more LNG capacity right now, so sending gas supplies to Europe would mean shifting Qatar's current LNG supplies from Asia to Europe. Катар сегодня не готов наращивать мощности по производству СПГ, поэтому для отправки газа в Европу ему пришлось бы перенаправлять туда текущие поставки СПГ в Азию. «Проблема в том, что экспорт американского СПГ имеет привязку к цене по Henry Hub, базирующейся на $4,50/MMBTU. С учетом того, что цена на газовом рынке США приближается к $8/MMBTU плюс газификация и расходы на доставку в размере $6,50/MMBTU, итоговая цена на американский СПГ составит $13-14/MMBTU, что для Европы не является экономически эффективным. Европа ориентируется на базисную цену в $11/MMBTU, установленную на основе цены на российсий газ», – пояснил Леонард. По его словам, текущая ситуация со спросом и предложением сформирована недавней тенденцией к сближению цен на газ, проявившейся в результате нескольких факторов. Леонард отметил, что на протяжении 2008 года три основных мировых газовых рынка – Япония, ЕС и США – были, в основном, едины в отношении цены. В 2009 году добыча сланцевого газа в США привела к снижению местных цен на газ, и в 2012 году они уже опустились до $3/MMBTU; в то же время, быстрорастущий спрос на газ на азиатском рынке при ограниченных поставках спровоцировал рост рыночных цен на сырье в Азии и в ЕС – в Японии в 2012 году они достигли $17/MMBTU, а в ЕС – около $12/MMBTU в 2012-2014 годах (рис. 2). Как сообщил Леонард, закрытие атомных электростанций в Японии в 2011 году, приведшее к росту спроса на газ на Дальнем Востоке и установлению цены на газ из России в $11/MMBTU, обозначившей верхний предел европейских цен на газ, повлекло за собой резкое повышение цен на газ в Японии и ЕС на несколько лет. «Сочетание новых мощностей по производству СПГ, возобновления работы АЭС и более низкой цены на нефть в привязке к СПГ в 2015 году снизит цену на Дальнем Востоке до $10-11/MMBTU», – сказал он, добавив, что протяженное трубопроводное сообщение от России и Центральной Азии до Дальнего Востока с единой ценой для Европы будет поддерживать паритет Европа/Дальний Восток после 2020 года.

SCIENCE

Мikhail Silin:

Михаил Силин: Вузовская и отраслевая науки могут работать рука об руку

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Academic Research and Science Applied at Fields Go Hand in Hand

Elena Zhuk

Елена Жук

ikhail Silin, vice rector for Innovation and Marketing New Designs at the Gubkin Russian Oil and Gas University, shares with OGE his views on the role of academic research in the petroleum industry innovation, the success of commercial entities created at Gubkin with a view to proactive interaction with the industry, and development of enhanced recovery technologies of pressing importance to Russia’s oil production.

роректор по инновационной деятельности и коммерциализации разработок РГУ нефти и газа профессор Михаил Силин рассказывает НГЕ о месте вузовской науки в инновационном процессе, успехе предприятий, созданных при университете для активного взаимодействия с отраслью, останавливаясь на развитии технологий повышения нефтеотдачи – актуальном для российской нефтедобычи направлении.

OGE: How would you describe the role of your university in the oil and gas industry innovation process? Mikhail Silin: All universities have a capacity we sometimes overlook. Everywhere in the world they serve as generating centers of innovative technologies and a vast majority of petroleum companies in the West rely on university research. Graduate and postgraduate students and young researchers are a huge driving force behind technical innovations because they are highly motivated by the need to write their thesis, make a career, and earn money, for that matter. Scientific research falls into several nominal types. Some research leads to development of new technologies and materials, other develops new information. For instance, by analyzing core samples and crude properties we produce new information rather than develop new technology. Yet, without such research any new technology would be mediocre, if at all. Research of the second type

НГЕ: Каким вы видите место университета в инновационном процессе нефтегазовой отрасли? Михаил Силин: У всех университетов есть одна важная функция, о которой мы часто забываем. Во всем мире они – центры, где рождаются новые технологии. И большинство нефтегазовых компаний на Западе пользуются именно университетской наукой. Существует большая движущая сила – аспиранты, магистранты, молодые ученые, у которых серьезная мотивация – нужно написать диссертацию, нужно делать карьеру, в конце концов, деньги зарабатывать. Науку можно условно разделить на несколько частей. Есть наука, которая рождает новые технологии и материалы и наука которая дает новую информацию. К примеру, мы исследуем керн или свойства нефти – мы больше получаем информацию, но не рождаем новой технологии. Хотя без такого изучения технология также не родится или будет убогой. Вторая часть – решая техни-

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

is conducted in search of a solution to some engineering problem, which calls for the development of new composite materials and their use methods – that is exactly what major universities do. Industrial research typically conducted by individual companies is focused primarily on the evaluation of available technologies and tailoring them for specific fields. Hence, university research has its unique role and it can effectively work side by side with corporate research.

OGE: How does the university interact with the industry in the area of technology development? Silin: If our researchers develop a new technology or design a new device, the task of the rector's office is to find business partners willing to apply the innovation. That role would usually be assumed by our petroleum companies such as Gazprom, Gazprom Neft, LUKOIL, Rosneft, Surgutneftegaz, and others. We would make a presentation to company experts and discuss innovation benefits and downsides with them. If their opinion is positive the next step would be to run a test commercial operation. In that case, appropriate wells and sites would be identified, engineering calculations completed, and a schedule for such operation drafted and approved. Once the operation is completed the results would be reviewed and a decision to accept a given technology into service would be made. The procedure is lengthy and costly, but we should be grateful to oil companies for understanding and support.

OGE: Several innovation companies have been established on the basis of the Gubkin University. Which of them would you describe as the most successful? Silin: A total of 13 innovation companies have been created to provide a wide range of services. One such company is doing a very good job of equipment and pipelines troubleshooting for Gazprom. The company is leasing office space from the university and has a considerable amount of equipment available for the job (flaw detectors, etc.). Another company is busy deploying enhanced recovery technologies primarily for LUKOIL. They have a timetested deployment procedure; conduct test-commercial operations to test various techniques, including oil recovery enhancement, geophysical well logging, coiled tubing, hydraulic fracturing, acid jobs… Still another enterprise specializes on industrial flue gas treatment. Our researchers have invented a fairly sophisticated technology which was first used here in Russia and then in Israel. We have an enterprise offering geophysical services, core analysis, and several others.

OGE: How efficient are those enterprises? Silin: They earn several hundred million rubles a year. We submit tender bids and compete with other companies, maybe better established ones. We get paid only if the final result is positive, so we take risks, operate and compete. Consequently, if our companies are afloat and generating profit, their efficiency is fairly high. In 2014, they earned a total of 860 million rubles.

OGE: Let’s focus on enhanced recovery. What is the current situation in Russia regarding the improvement of the recovery factor? Silin: It should be remembered that the recovery factor may mean either a current or a target one. The target Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НАУКА ческую задачу, мы создаем новый состав, материал, разрабатываем технологию его применения – вот этим как раз занимаются больше университеты. Отраслевая наука, входящая чаще в компании, чаще занимается оценкой технологий, привязывает ее к месторождению. Поэтому у вузовской науки есть абсолютно свое оригинальное место, и она может эффективно работать с отраслевой наукой рука об руку.

НГЕ: Как университет взаимодействует с отраслью в области внедрения технологий? Силин: Если наши ученые создают технологию или устройство, то задача ректората – найти бизнес-партнеров с которыми мы могли бы ее внедрить. В этом качестве, в основном, выступают наши нефтегазовые компании: «Газпром», «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ, «Роснефть», «Сургутнефтегаз», и так далее. Проводим презентацию для специалистов компании, обсуждаем с ними достоинства и недостатки. Потом, при положительной оценке, принимается решение – провести опытно-промышленные работы (ОПР). Выбираются скважины и участки, делаются расчеты, готовится и утверждается программа ОПР. После проведения работ оценивается результат и принимается решение о допуске данной технологии к производству. Процесс не быстрый и недешевый, но нужно сказать спасибо компаниям за понимание и помощь.

If our researchers develop a new technology or design a new device, the task of the rector's office is to find business partners willing to apply the innovation. Если наши ученые создают технологию или устройство, то задача ректората – найти бизнеспартнеров с которыми мы могли бы ее внедрить.

НГЕ: На базе РГУНГ им. Губкина созданы инновационные предприятия. Какие из них вы могли бы выделить как наиболее успешные? Силин: Создано 13 инновационных предприятий, сфера деятельности которых самая разнообразная. Одно из таких успешных предприятий выполняет диагностику оборудования, трубопроводов для «Газпрома». Предприятие арендует офис у университета и располагает значительным количеством оборудования для проведения необходимых испытаний (дефектоскопами и т.п.). Второе предприятие занимается внедрением технологий повышения нефтеотдачи пласта, интенсификации добычи и в основном, сосредоточено на работе с ОАО «ЛУКОЙЛ». На нем действует отработанная система внедрения, проводятся ОПР по целому спектру мероприятий – там и ПНП, и геофизика, и колтюбинг, ГРП, кислотные обработки… Есть предприятие, которое занимается очисткой промышленных дымовых газов. Наши ученые придумали достаточно сложную технологию, внедрили ее сначала у нас в России, затем – в Израиле. Есть у нас и по геофизике, по исследованиям керна предприятие и несколько других. НГЕ: Какова эффективность работы этих предприятий?

Силин: Они зарабатывают несколько сотен миллионов рублей в год. Мы выходим на тендеры, конкурируем

#3 March 2015

recovery factor differs from field to field, but roughly equals about 0.35. The current recovery factor is an ultimate average value, something like average body temperature in a hospital ward, so it is understandably lower. All companies are using a wide range of technologies to achieve or even better, exceed the target recovery factor. Physical/chemical systems based on polyacrylamide in combination with cross-linkers, fillers, etc. appear most popular lately. Combinations with inverted emulsions, nonorganic gels also work well. Usually, relatively small plugs would be injected, from 500 to 1,500 cubic meters. Those are fairly small volumes, but the first cases of large-volume injections have already been recorded, for instance, polymer flooding performed by LUKOIL. Essentially all producers are busy levelling up injection profiles and dozens of service companies are offering hundreds of solutions. The alkaline surfactant polymer flooding technology, which has never been used here, generates a lot of interest. For very heavy

с другими, может быть, более развитыми компаниями. Оплачивается только положительный конечный результат, поэтому рискуем, работаем и конкурируем. Соответственно, если предприятия прибыльны и на плаву, значит, эффективность достаточно высокая. По результатам 2014 года было заработано 860 млн рублей.

НГЕ: Остановимся на таком направлении, как повышение нефтеотдачи. Как обстоят дела с повышением КИН в России?

New Funding Boosts Research at Gubkin University

Новые вложения дают импульс вузовской науке

In 2010, the Gubkin Russian State University of Oil and Gas was granted the status of a national research university and considerable financial support – under the government program the university bought around $50 million worth of equipment. “We haven’t seen such a retooling in all the 85 years of the university’s existence,” said Mikhail Silin. The refurbishment and state-of-the-art equipment have changed the face of all major laboratories, now the university students can acquaint themselves with the latest achievements of international industry and university researchers can handle current orders from the industry. The new VINCI Technologies unit for studying flow properties is placed in the filtration laboratory next to a similar unit manually built 15 years ago by Vladimir Gubanov, lead researcher at the reservoir modelling laboratory. The old unit, affectionately compared to the Sovietmade Zhiguly car, is still used on a par with the VINCI Technologies, which in automobile lingo would be the equivalent of a Mercedes. The units are used to test agents for enhanced recovery operations. The university labs have developed about 50 surfactants, and Salym Petroleum has recently showed interest in one of them for their alkaline surfactant polymer (ASP) technology. Another laboratory acquisition is the filtration unit facilitating simulation of thermal processes, for instance steam injection of up to 325 С. The units are designed for experi-

В 2010 году Российскому государственному университету нефти и газа (РГУНГ) им. Губкина присвоили статус национального исследовательского университета и выделили весомую финансовую поддержку – в рамках госпрограммы университет закупил оборудование на сумму около $50 млн. «В университете такого переоснащения не было за все 85 лет его существования», – говорит Михаил Силин. Современный ремонт и оборудование по последнему слову техники изменили вид практически всех основных лабораторий РГУНГ, студенты получили возможность знакомиться с последними достижениями мировой науки, а научные сотрудники – выполнять актуальные заказы отрасли. В лаборатории фильтрации новая установка VINCI Technologies для изучения фильтрационных свойств соседствует с собранной 15 лет назад установкой схожего назначения, которую вручную собрал ведущий сотрудник лаборатории моделирования пластовых процессов Владимир Губанов. Старая установка – «Жигули» в изучении фильтрации, сегодня в ходу, как и «Мерседес» – оборудование от VINCI Technologies. На этих установках тестируют реагенты для ПНП. В университете разработали около 50 ПАВ. Одной из недавних разработок ПАВ заинтересовалась компания Salym Petroleum в целях применения в составе технологии ASP. Еще одно приобретение лаборатории – фильтрационная установка, на которой можно моделировать тепловые процессы, например, закачку пара, до 325 °С. Установка предназначена для экспериментов в области тепловых методов ПНП. Они широко применяются на Западе, а в России пока нет, как и закачка СO2. В лаборатории тоже имеется современная установка для исследования газовых методов, в том числе, закачки СO2, в. Составная часть установки, трубка slim tube длиной 24 м, имитирует пласт. Получить данные о поведении нефти, СO2, газа на столь длинном участке – редкая возможность. Испытаниями на установке заинтересовалась компания, предлагающая из ПНГ получать СO2 для закачки в пласт. И хотя закачка СO2 в России почти не применяется, по словам Силина, задача университета – подготовить технологию, чтобы она могла «выстрелить» когда в ней появится необходимость. Исследования керна проводятся и в лаборатории кафедры литологии с использованием микроскопов высокого разрешения Oxford Instruments.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

SCIENCE

Oil&GasEURASIA

oil, thermal recovery methods are used – steam injection and in-situ combustion. Gas injection is very rare.

OGE: Do EOR methods used abroad differ from those applied in Russia? Which foreign practices would be worth learning? Silin: Oil recovery enhancement practice in the West differs from the one used in Russia in terms of preference given to some methods over others. Thermal, gas, and physical/chemical methods represent about 33 percent of the enhanced recovery methods used in Western countries. In Russia, physical/chemical methods represent nearly 90 percent; all others, several percent each. There are many reasons for that. First, we have mostly majors operating here, while in the United States very small companies operating a couple of wells account for almost one half of national oil production. Then, the location – let’s say it makes good commercial sense to inject carbon dioxide, CO2, but in Texas the source of carbon dioxide would be available in close proximity to the field, while our West Siberia is an oil production region with refining and chemical facilities located far beyond the provincial boundaries,

menting with the EOR thermal methods and are broadly used in the West, while in Russia they are still new, just like СO2 injection. The laboratory also has the state-of-the-art unit for gas methods research. The unit component, a 24-meter slim tube simulates the formation, offering a rare opportunity to obtain data on the formation oil, СО2, and gas behavior from such a long interval. The testing conducted on the unit attracted the interest of a company offering to produce СO2 from associated petroleum gas. According to Silin, even though СO2 injection is almost never used in Russia, the university’s mission is to have the technology in place and ready for use at the right moment. Core analysis is conducted in the Lithology Dept. lab with the use of Oxford Instruments’ high-resolution microscopes. “We study structural specifics of rock formation and its morphology at various level of detail starting from macro-studies and finishing with precise and accurate study of the rock mineralogy, i.e. rock stratification, structure, pore space configuration, and minerals formed in them. All those studies are linked to the tasks we are addressing, either purely geological or those related to hard-to-recover reserves,” says Lithology Dept. engineer Vladimir Poshibayev. Following the acquisition of new equipment, the department saw a significant increase in the demand for its services, a great deal of which is associated with the Bazhenov formation studies. Comprehensive studies are in progress for LUKOIL, another comprehensive research project is conducted jointly with the Moscow State University, Moscow Physical and Technical University, Russian State University and the Skoltech. Several orders have been placed by Russia’s Natural Resources and Environment Ministry and the Education Ministry. The lab has tomography attachments giving volumetric image of the rock – there are only three such attachments available in Russia.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НАУКА Силин: Нужно иметь в виду, что есть текущий и плановый КИН. Плановый КИН по всем месторождениям разный, но, с огрублением, составляет порядка 0,35. Текущий – это как средняя температура по больнице, естественно, меньше. Для того чтобы достичь плановый КИН, а еще лучше превысить его, все применяют достаточно широкий спектр технологий. Больше всего сейчас применяют физико-химические системы на основе полиакриламида в сочетании со сшивателями, наполнителями и т.д. Хорошо работают сочетания с обратными эмульсиями, неорганическими гелями и т.д. Как правило, закачиваются относительно небольшие оторочки от 500 до 1 500 м³. Это достаточно небольшие обьемы, но уже появились первые примеры применения большеобьемных технологий – например полимерное заводнение в ОАО «ЛУКОЙЛ». Практически все добывающие компании занимаются выравниванием профиля приемистости и есть десятки сервисных компаний с сотнями разработок. Большой интерес вызывает не применявшаяся у нас еще технология пав-полимерно-щелочного заводнения. Применяются также и тепловые методы для добычи высоковязких нефтей – закачка пара и внутрипластовое горение. Очень мало применяются газовые методы.

«Мы изучаем структурные особенности горных пород и все закономерности строения пород в самых разных масштабах, начиная от макроисследований керна и заканчивая прецизионными, точными исследованиями минералогии пород – из чего порода сложена, какова ее структура, какова конфигурация пустот, какие минералы образуются в пустотах. Все это завязывается на то, какие задачи мы решаем. И чисто геологические, и по трудноизвлекаемым запасам», – рассказывает инженер кафедры литологии Владимир Пошибаев. С приобретением нового оборудования у кафедры существенно увеличился поток заказов, значительная доля которых связана с изучением баженовской свиты. Комплексные исследования ведутся для ЛУКОЙЛа, в другом проекте комплексных исследований участвуют МГУ, МФТИ, РГУ и Сколтех, есть заказы от Минприроды и Минобразования. Лаборатория оборудована томографическими приставками, на которых структуру породы можно рассмотреть в объеме. Таких приставок в России всего три. PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

№3 Март 2015

#3 March 2015

SCIENCE

Tertiary EOR Method for Salym Group of Fields

PHOTO: ANDREI RUDAKOV / АНДРЕЙ РУДАКОВ

Salym Petroleum, a joint venture of Shell and Gazprom Neft, is addressing a huge challenge of enhancing oil production from its fields in the Khanty-Mansi Autonomous District which are already in the third phase of depletion characterized by rapidly declining output rates. Seeking to slow down the decline Salym Petroleum is performing a pilot project to test a tertiary oil recovery enhancement method known as ASP – the injection of a special alkaline surfactant polymer solution. Preliminary work has been in progress for several years, the design phase and construction phases have been completed for a portion of the facilities. In late February, equipment was delivered to the Salym group of fields for the construction of a mixing unit to make a solution used to considerably improve oil recovery rates. The plan is to put the facility into service by the mid2015 and produce incremental oil in 2016. After 2020, provided it gets tax benefits, the company will be ready to commercialize the method, which is expected to produce a 30-percent increment in oil output. Meanwhile, the current pilot project is seeking to ensure engineering feasibility. It is too early to speak of commercial success. The cost of agents represents a significant portion of the total cost: 3,000 to 6,000 rubles per ton of incremental crude, plus infrastructure investment of another 1,000 rubles per ton of incremental crude. However, the technology replication is presently considered for a large number of mature fields in the Khanty-Mansi Autonomous District. The Shpilman Research and Analytical Center of Rational Use say that the use of the ASP technology for 157 Neocomian formation targets at 73 West Siberian Fields may support an increase of 10 to 18 in the oil recovery factor. With a broad use of the ASP technology those fields may yield 2.4 billion tons of incremental oil production.

with rare exception. In the United States they have carbon dioxide producing fields, we have none. Russia is a huge country facing a challenge of long transportation routes from producers to consumers. As I have already said, largevolume polymer injections have just started in Russia, as opposed to Western countries and China.

OGE: Why? Silin: For several reasons. One major reason is the absence of domestically produced polymer of required quality. It has to be imported. The polymer produced in Dzerzhinsk is no good. Also, we have no surfactant of required quality for recovery enhancement purposes. No matter how hard we try to engage researchers, under the current tax regime our companies would consider it a risky business. Let’s say, injection is in progress down to a depth of 3,000 meters and nobody can give a 100-percent success guarantee. Why is it that oil recovery enhancement isn’t well liked in Russia? Suppose you have performed a hydrofrac, and the well produces 20 tons of crude instead of 10 tons it had produced prior to that. The result is quick and obvious.

НГЕ: Есть ли различия в основных направлениях повышения КИН в России и за рубежом? Какой опыт стоило бы перенять у иностранных коллег? Силин: ПНП на Западе и в России существенно отличается за счет структуры применяемых методов. На Западе примерно по 33% приходится на тепловые, газовые и физико-химические методы. У нас физикохимические методы занимают почти 90%, все остальные – по несколько процентов. Причин много. Прежде всего, у нас, в основном, крупные компании, а в США половина нефтедобычи приходится на очень маленькие компании, располагающие одной-двумя скважинами. Далее, расположение. Допустим, очень эффективно закачивать двуокись углерода, CO2. Но если в Техасе источники двуокиси углерода расположены в непосредственной близости от нефтедобычи, то у нас в Западной Сибири есть нефтедобыча, а вся нефтепереработка и химические производства – за пределами региона, за небольшим исключением. В США есть месторождения двуокиси углерода, у нас их нет. Россия – гигантская страна с проблемами большого транспортного плеча между нефтянкой и потребителем. Как я уже сказал, наиболее эффективные большеобьемные закачки полимера, в отличие от Запада и Китая, у нас только-только начали применять. НГЕ: Почему? Силин: Причин несколько. Одна из основных – это отсутствие отечественного полимера соответствующего качества, его нужно покупать за рубежом. Полимер, выпускаемый в Дзержинске, не годится. Кроме того, в России нет ПАВ такого качества, которое требуется для повышения нефтеотдачи. Как бы мы науку ни привлекали, при существующем налоговом режиме это рискованный бизнес для наших компаний. Идет закачка на глубину 3 км, и никто не может гарантировать на 100%, что все будет отлично. Почему у нас не любят ПНП? Вот сделали ГРП, скважина давала 10 т нефти, стала давать 20 т – быстрый и очевидный эффект. И второй пример – закачали сегодня какой-то состав для выравнивания профиля приемистости, а эффекта нужно ждать два месяца, и то – добывающие скважины будут достаточно медленно менять обводненность, эффект рассчитывается с применением достаточно сложной математики и недостаточно очевиден. Финансисты в нефтяных компаниях в условиях кризиса в первую очередь урезают затраты на бурение и ПНП. Тем не менее, во всем мире КИН достигает 0,40. К примеру, в Норвегии, применяя различные методы ПНП, например, закачку попутного газа, достигают уже сейчас по некоторым месторождениям КИН 0,40, к 2016-2018 годам они хотят выйти на 0,50 и к 2030 году – на 0,60.

НГЕ: Над созданием каких МУН трудятся в университете?

Силин: Мы разработали около 10 систем для выравнивания профиля приемистости и постановки экранов в удаленной зоне от ПЗП. Каждая из технологий, которые мы обычно сочетаем между собой, имеет свою специфику. Есть среди них технологии, которые мы около 15 лет назад начали применять, так называемые сшитые полимерные системы и обратные эмульсии. Их уже 20 фирм запатентовало, они применяются повсеместно в Западной Сибири. И есть новые технологии, такие как Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

Now suppose you have injected solution of some formulation today in order to level up the injection profile, and then you have to wait for two months. In addition, water cut in producing wells will change at a fairly slow rate and the effect needs to be estimated using sophisticated mathematics, and it is not obvious at all. At a time of crisis, finance managers in oil companies first slash spending on drilling and EOR methods. Still, the oil recovery factor worldwide reaches 0.40. For instance, in Norway, by using various recovery enhancement methods, including associated gas reinjection, they have already achieved 0.40 in certain fields. By 2016-2018, their target is 0.50, by 2030 – 0.60.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

OGE: What enhanced recovery methods are currently developed by the researchers at Gubkin? Silin: We have designed a dozen of systems for improving injection profile and creating water-tight screens at a distance from the borehole area. Each technology has its distinctive feature and we usually use them in combination. Some of those technologies we have been using for almost 15 years, the so-called cross-linked polymer systems and inverted emulsions. Those have already been patented by 20 companies and are broadly used in West Siberia. New technologies are also available, like creating water-tight screens at a distance from the borehole zone, SiXell technology.

НАУКА

Третичный метод ПНП для Салымских месторождений Компания Salym Petroleum (СП Shell и «Газпром нефти») решает масштабную задачу по увеличению объемов нефтедобычи на месторождениях в ХМАО, находящихся на третьей стадии разработки, для которой характерен стремительный спад производства сырья. Чтобы остановить падение Salym Petroleum реализует пилотный проект по применению третичного метода повышения нефтеотдачи, технологии под названием ASP, суть которой состоит в закачке в нефтяной пласт специального состава из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера (ASP – аlkaline surfactant polymer). Подготовка к внедрению технологии ведется уже несколько лет, пройдены стадии проектирования и строительства части объектов. В конце февраля на Салымскую группу месторождений поставлено оборудование для строительства установки подготовки смеси, используемой для значительного увеличения коэффициента извлечения нефти. В середине этого года объект планируется ввести в эксплуатацию, а в следующем году – получить дополнительную нефть. При условии получения налоговых льгот компания будет готова после 2020 года начать промышленное внедрение метода, применение которого позволит увеличить извлечение нефти на 30%. Пока при реализации пилотного проекта компания поставила цель достичь технологической успешности. О коммерческом результате говорить еще рано. Значительную часть затрат составляет стоимость реагентов – 3-6 тыс. рублей за тонну дополнительной нефти, а также инвестиции в инфраструктуру – 1 тыс. рублей за тонну дополнительной нефти. Вместе с тем, есть планы по тиражированию технологии на большом количестве стареющих месторождений ХМАО. Согласно оценкам научно-аналитического центра рационального использования им. В.И. Шпильмана, использование технологии ASP на 157 объектах неокомских отложений 73 месторождений Западной Сибири способно обеспечить прирост КИН 10-18. За 15 лет к 2035 году на этих месторождениях при широкомасштабном использовании технологии можно дополнительно добыть 2,4 млрд т нефти.

постановка экрана в зоне удаленной от призабойной, технология SiXell.

НГЕ: Нам мог бы как-то пригодится опыт, полученный США в ходе «сланцевой революции»? Силин: На мой взгляд, при наличии сеноманского газа и существующих запасов, в России сегодня совершенно нет смысла добывать сланцевый газ. Но система внедрения технологий, которую за океаном создали для добычи сланцевых углеводородов – очень хорошая, правильная и достойная того, чтобы мы ее применили именно как систему организации работы над проектами. В США впервые за долгие десятилетия вложили значительные средства в развитие индустрии внутри страны. В результате реализации этого проекта в стране резко увеличилось производство тяжелых буровых установок, которых раньше не было, огромное количество агрегатов для ГРП, труб, «химии», сопутствующих материалов, устройств для обустройства горизонтальных скважин. Все это привело к подъему экономики. Кроме того, газ там стал дешевле, чем у нас, а это тоже двигатель экономического роста. К положительным факторам также стоить отнести и дешевые кредиты. Основной плюс этого проекта в том, что он реализуется внутри страны для нужд страны. У нас тоже могли бы быть такие проекты. ●

According to Mikhail Silin, at a time of crisis oil companies first slash spending on drilling and EOR methods ● По словам Михиала Силина, нефтекомпании в условиях кризиса в первую очередь урезают затраты на бурение и ПНП Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Какие, например? Силин: Разработка запасов нефти баженовской свиты. Пока еще нет соответствующих технологий добы-

#3 March 2015

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

SCIENCE

OGE: Could the U.S. expertise gained during the socalled "shale revolution" be of any use to Russia? Silin: I don’t think it makes any sense for Russia to tap shale gas now that it has Cenomanian and other gas reserves available. However, the procedures for new technology deployment developed across the ocean for shale hydrocarbons are good and effective procedures. They should be used here specifically as a project organization and management model. In the United States, significant investment has been made for the first time in many years in building up a domestic industry. As a result, heavy-duty rig manufacturing soared practically from zero. Huge output of hydraulic fracturing units, pipes, chemicals, accessories and ERD equipment have facilitated economic growth. In addition, U.S. gas became cheaper than ours. Soft loans should also be mentioned as a positive factor. The key value of that project is that it has been executed inside the country to meet domestic needs. We could have similar projects as well. OGE: Like what, for instance? Silin: The Bazhenov oil development: today there is no technology in place to develop vast resources of the Bazhenov formation. That should be a major national program, similar to those we had back in the days of command economy, like the acid sludge treatment project. For the Bazhenov oil development we would need heavy-duty rigs – those are not manufactured in Russia, we would need a fleet – maybe five to ten such rigs should be ordered. The Russian Fracturing Company is willing to launch production, Uralvagonzavod is also capable of manufacturing such rigs; we may supply chemicals. A manufacturer of downhole equipment for ERD wells should be identified, would that be Paker or Novomet, or some other company? Should thermal methods be used, downhole steam generators would be needed, and we have good designs of those in Samara. Such a large-scale project may push up Russia’s economy – it is with good reason that people say that a ruble invested in oil production will return eight to ten rubles.

чи этой нефти, запасы которой огромны. Это должна быть крупная всероссийская программа. Подобные проекты у нас были во времена плановой экономики, к примеру, в области переработки кислых гудронов. Для разработки залежей баженовской свиты нужны буровые установки высокой грузоподъемности – их не выпускают, нужен флот, и не один, а может 5-10 их нужно заказать – «Русская Фрактуринговая Компания» (РФК) готова их выпускать. «Уралвагонзавод» может буровые установки выпускать, мы готовы поставлять «химию». Нужно понять,

million rubles – the amount earned last year by the Gubkin University's innovation firms млн рублей заработали в прошлом году иновационные предприятия, созданные на базе РГУНГ

кто мог бы заняться производством внутрискважинного оборудования для горизонтальных скважин, «Пакер» или пермский завод «Новомет» или еще кто-то. Если будут применяться тепловые методы, могут потребоваться внутрискважинные парогенераторы – есть хорошие наработки самарцев. Или, возможно, закачка дымовых газов. Нужно составить широкую всероссийскую программу, профинансировать создание и внедрение технологий и реагентов. Подобный масштабный проект может сильно поднять экономику России – ведь не зря считается, что рубль, вложенный в нефтегазодобычу, дает эффект в 8-10 рублей. Oil&GasEURASIA

INVESTMENTS

Downgrading Russian Petro Firms' Rating: What Are The Consequences?

Ivan Shlygin

owngrading Russian oil and gas companies’ ratings after Russia’s sovereign rating had been downgraded as well has caused concerns in the investment banking community worldwide. In late February, Moody’s downgraded the ratings of Gazprom, Gazprom Neft, Rosneft, LUKOIL and NOVATEK from Baa3 to Ba1 with a negative outlook. The agency explained these actions by the worsening conditions for doing business in Russia, which had been reflected earlier in the downgrading of Russia’s sovereign rating. Before that happened, Standard & Poor’s downgraded the ratings of Gazprom, Gazprom Neft, Rosneft and Transneft in early February from BBB- to BB+ with a negative outlook. This has left Fitch as the only Western rating agency not sharing the stance that Russian petroleum companies’ stability is weak. According to Fitch, the main reason why the Russian oil and gas companies keep high solvency indicators is a relatively low volatility of the companies’

PHOTO / ФОТО: FLICKR.COM

Чем обернется снижение рейтингов для российских нефтегазовых компаний? Иван Шлыгин

нижение рейтингов российских нефтегазовых компаний вслед за суверенным рейтингом России стало тревожным событием для инвестиционного сообщества по всему миру. Международное рейтинговое агентство Moody’s в конце февраля 2015 года понизило рейтинги «Газпрома», «Газпром нефти», «Роснефти», ЛУКОЙЛа и НОВАТЭКа с «Baa3» до «Ba1» с негативным прогнозом. Агентство объяснило свои действия ухудшением условий ведения бизнеса в России, отраженным в понижении суверенного рейтинга РФ. До этого в начале февраля агентство S&P после суверенного рейтинга РФ понизило рейтинги «Газпрома», «Газпром нефти», «Роснефти» и «Транснефти» с «BBB-» до «BB+» с негативным прогнозом. Единственным западным рейтинговым агентством, которое не разделяет мнение относительно слабой устойчивости российских нефтегазовых компаний, является Fitch. По мнению агентства, основная причина сохранеOil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ИНВЕСТИЦИИ

profit compared to their foreign competitors, against the backdrop of the oil price downturn. Investors feel worried due to limitations, which inevitably arise as a result of downgrading, as the high rating traditionally has been a criterion of reliability of an issuer and its securities – thus major international institutional investors receive an opportunity to keep large portions of company shares, bonds or receipts in their investment portfolio.

ния сильных показателей кредитоспособности нефтегазовых компаний из России – относительно низкая волатильность прибыли компаний по сравнению с их иностранными конкурентами на фоне падения цен на нефть. Причиной тревоги из-за снижения рейтингов для инвесторов являются ограничения, которые неизбежно появляются в связи с этим, так как высокий рейтинг традиционно является критерием для определения надежности эмитента и его ценных бумаг – то есть благодаря этому у крупнейших международных институциональных инвесторов появляется возможность держать в инвестиционном портфеле большую долю акций, облигаций, либо расписок такой компании. Понятно, что антироссийские санкции практически перекрыли доступ для российских компаний к рефинансированию через западные торговые площадки, но в обращении до сих пор остаются евробонды и депозитарные The amount of Russian assets owned by foreign расписки российских нефтегазовых компаний. investment funds and slated for potential sale in 2015 В пресс-службе «Газпром нефти» НГЕ пояснили, что документация по облигациям и еврооблигациям и Предполагаемая сумма принадлежащих кредитные соглашения «Газпром нефти» не содержат иностранным фондам российских активов, которые ковенант, связанных с уровнем кредитных рейтингов. «Соответственно, “Газпром нефть” не ожидает возникномогут быть проданы в 2015 году вения каких-либо дополнительных обязательств по долговому портфелю компании в связи с пересмотром ее корIt’s clear that anti-Russian sanctions virtually blocked поративного рейтинга агентством Moody’s», – утверждают access of Russian companies to refinancing via trading представители компании. Пресс-секретарь «Роснефти» Михаил Леонтьев более floors in the West, but Eurobonds and depositary receipts of the Russian oil and gas companies remain in circula- эмоционально прокомментировал РИА Новости снижение рейтинга: «Рейтинговые агентства работают как финансоtion. Gazprom Neft’s press service told OGE that the docu- вые каратели, это карательные операции на рынке – после mentation on its bonds and Eurobonds, as well as loan этого перестает существовать рынок». Леонтьев назвал снижение рейтинга «Роснефти» agreements contains no covenants related to the level of credit ratings. “Therefore, Gazprom Neft expects no addi- очень серьезным способом вредительства для публичных tional liabilities related to its debt portfolio in connection компаний, однако, по его словам, акции сейчас оцениwith the revision of its corporate rating by the Moody’s ваются гораздо ниже фундаментальной стоимости компании, продавать их глупо. «“Роснефть” – компания, у agency,” the company’s representatives said. Rosneft spokesman Mikhail Leontyev was more которой фундаментальные показатели блестящие по сравнению со всеми публичными компаниями мира», emotional in his comments to – отметил он. RIA Novosti: “Rating agencies act Обсуждать тему рейтингов в пресс-службе as financial henchmen, these are «Газпрома» не захотели, ограничившись комpunitive actions in the market ментарием официального представителя компаleading to its disappearance.” нии Сергея Куприянова, который сообщил РИА Leontyev qualified the downНовости, что понижение рейтинга не приведет grading of Rosneft’s rating as a very к возникновению каких-либо обязательств комserious method of harming public пании по уже размещенным на рынке долговым companies, however, according инструментам. to him, shares now are evaluated Ряд глобальных суверенных фондов и других much lower than the company’s крупных институциональных инвесторов ориенfundamental cost, and it would тируются на биржевые индексы для диверсификаbe stupid to sell them. “Rosneft is ции, исходя из уровня риска – чем ниже рейтинг, a company with splendid fundaтем выше риск и меньше доля ценных бумаг в mental parameters compared to портфеле. any public company worldwide,” «Ведомости» со ссылкой на аналитиков he noted. Сбербанка CIB писали, что в 2015 году из-за дейGazprom’s press service ствий западных рейтинговых агентств и переdeclined our proposal to discuss ● According to FINAM's Anton смотра базы расчета индекса MSCI иностранным the topic of ratings, quoting instead Soroko, the most agressive foreign фондам придется продать российские активы на the comments of company spokes- investors have already cashed out $1 млрд. man Sergei Kupriyanov, who told of their Russian assets Аналитик инвестхолдинга «Финам» Антон RIA Novosti that the downgrading ● По словам Антона Сороко Сороко тоже говорит о рисках для рефинансироwouldn’t result in any liabilities of (ФИНАМ) наиболее агрессивные вания внешних долгов отечественных нефтегазоGazprom in relation to the debt зарубежные инвесторы уже вышли из российских активов вых компаний. instruments already placed.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

billion млрд

INVESTMENTS

#3 March 2015

A number of global sov«С другой стороны, отечественные нефтяники ereign funds and other large сейчас в основном пользуются внутрироссийскими institutional investors focus on возможностями по получению займов, тогда как market indices with the aim of для внешних погашений используется валютная diversification based on the risk выручка, то есть происходит замещение доллаlevel – the lower the rating is, the рового внешнего долга на рублевый, – говорит higher the risk and the smaller Сороко. – Если говорить про акции этих компаний, the portion of securities in the то сильных распродаж мы здесь не ожидаем, так как portfolio. наиболее агрессивные зарубежные инвесторы уже Referencing Sberbank CIB вышли из российских активов, и сейчас мы видим analysts, Vedomosti reported that весьма сдержанную реакцию рынка на такого рода resulting from the actions of новостные сообщения». Western rating agencies and reviСтарший портфельный управляющий УК sion of the MSCI index computa«КапиталЪ» Вадим Бит-Аврагим рассказал НГЕ, что tion base, this year foreign funds снижение рейтингов компаний, в первую очередь, will have to sell Russian assets отражается на стоимости заимствования для них. worth $1 billion. «Однако, по факту, еще до снижения рейтингов Finam investment holding ● Downgrading of company ratРоссии, на протяжении последнего года компании analyst Anton Soroko also talks ings primarily affects the cost of российского нефтегазового сектора либо вообще about the risks of refinancing borrowings for them, thinks Vadim не могли занять, либо стоимость заимствования external debt of domestic oil and Bit-Avragim of Capital managing была значительно выше, чем занимают компании с gas companies. соответствующим рейтингом, – объясняет эксперт. company “On the other hand, domes- ● Снижение рейтингов – Отчасти это было вызвано санкциями и ростом tic oil companies today use most- компаний, в первую очередь, геополитических рисков, а отчасти из-за падения ly internal Russian loan options, отражается на стоимости цен на нефть». while hard currency receipts are заимствования для них, Доходности облигаций компаний российского used to pay the foreign debt, in говорит Вадим Бит-Аврагим (УК нефтегазового сектора, как говорит Бит-Аврагим, other words, the dollar external "КапиталЪ") стали торговаться на уровне ниже инвестиционноdebt is being substituted by a го еще в конце прошлого года, и инвесторы залоruble debt,” says Soroko. “If we talk about these compa- жили в котировки этих облигаций понижение суверенnies’ shares, we don’t expect intensive sales, as the most ного рейтинга и понижение рейтинга данных компаний. aggressive foreign investors have already cashed out their «Поэтому когда агентства Moody’s и Standard & Poor’s пореRussian assets, and now we see a rather restrained market зали рейтинг России до уровня ниже инвестиционного, reaction to news of this kind.” многие глобальные институциональные инвесторы уже Vadim Bit-Avragim, senior portfolio manager at успели избавиться от облигаций российских эмитентов», Capital managing company, told OGE that downgrading – утверждает управляющий. of the companies’ ratings first of all affects the cost of bor«Фактически бумаги «качественных» российских эмиrowings for them. “However, the reality is that even prior тентов сегодня представляют большой интерес для широto Russia’s rating downgrading, over the last year Russia’s кого круга инвесторов, поскольку есть некоторое понимаpetroleum companies either couldn’t secure any loans, or ние, что рейтинги не в полной мере отражают кредитные the cost of borrowing was significantly higher than usual риски по этим бумагам, в то же время, доходности напряfor the companies of the same rating,” explains the expert. мую зависят от рейтингов, – рассказывает НГЕ главный “To a certain degree, this was caused by the sanctions and аналитик UFS IC Илья Балакирев. – Это приводит к тому, growing geopolitical risks, but also by the declining oil что бумаги российских нефтяных компаний дают высоprices.” кую доходность при относительно невысоких кредитных According to Bit-Avragim, bond yields of Russian oil рисках». И те же самые институциональные инвесторы, and gas companies began trading below the investment которые вынуждены сокращать вложения в эти бумаги level at the end of last year, and investors factored in quo- из-за рейтинговых ограничений, с тем же успехом, как tation of these bonds the downgrading of sovereign and говорит эксперт, приобретают их в высокодоходную часть corporate ratings. “Thus, when Moody’s and Standard & портфеля, то есть вместо распродаж бумаг наблюдается Poor’s reduced Russia’s rating below the investment level, скорее их реклассификация в портфелях. many global institutional investors already managed to get rid of the Russian issuers’ bonds,” the manager said. Китайская альтернатива “Actually, securities of ‘high-quality’ Russian issuers Рейтинговую поддержку российским компаниям are now of great interest for the investor community, as оказало китайское РА Dagong, присвоившее «Газпрому» there is a certain understanding that the ratings don’t кредитный рейтинг «ААА», России суверенный рейтинг reflect the loan risks for these securities in full, but the на уровне «А» со стабильным прогнозом, в то время, как yields depend directly on the ratings,” UFS IC chief analyst США агентством присвоен рейтинг «А-» с негативным Ilya Balakirev told OGE. “As a result, securities of Russian прогнозом. oil companies produce a high yield at relatively low credit Агентство подчеркивает, что санкции, наложенные risks.” The same institutional investors who are forced to ЕС и США, так же как и негативные события в российской reduce investment in these securities due to rating restric- экономики имеют незначительное влияние на кредитоtions, just as well purchase them for the high-yield portfo- способность компании.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

ИНВЕСТИЦИИ PHOTO / ФОТО: NELSON CHING

lio part, i.e. instead of selling them off they reclassify them in their portfolios.

Chinese Alternative In terms of ratings, Russian companies received support from China’s Dagong rating agency, which assigned the ААА credit rating to Gazprom, a sovereign rating to Russia at the A level with stable outlook, simultaneously assigning the А- rating with a negative outlook to the United States. The agency stresses that the EU- and USA-imposed sanctions, as well as negative events in Russian economy play an insignificant role in a company’s solvency. Dagong has explained its decision by saying that Gazprom possesses rich, guaranteed resource potential, an extensive growing market, which results in a very high profitability. TASS quoted Dagong chief Guan Jianzhong as saying that the rating agency was trying to assign objective and independent ratings to Russian companies, which would attract financing at Hong Kong and Chinese capital markets. “I think that U.S. rating agencies took into consideration sanctions which had been imposed on Russia,” he said. “These agencies prove that we can’t rely on them anymore, as they can’t express impartial and independent judgements.” According to Soroko, Asian countries are treated as sites for raising capital, but in a long-term perspective due to the low capacity of the market. The expert believes that it will be necessary to wait for changes in the rating market, as it’s rather conservative, and investors will need time to get used to the availability of a large number of rating agencies, restructure the investment system and credit rating according to new market rules.

Bond yields of Russian oil and gas companies began trading below the investment level at the end of last year. Доходности облигаций компаний российского нефтегазового сектора стали торговаться на уровне ниже инвестиционного еще в конце прошлого года. “China’s Dagong competes for inclusion in the extended list of rating agencies whose services will be used by the overwhelming majority of global investors,” said Soroko. As Bit-Avragim believes, in order to replace “The Big Three” the rating agencies of China and Russia need to accumulate large expertise and create a longer-term infrastructure for assessment of both internal and international issuers. “Moreover, it’s necessary to develop a positive reputation, which both Russian and Chinese rating agencies are still missing,” he said. “Most probably, it will be extremely difficult for the majority of foreign investors to reverse the present momentum,” Balakirev said. “The main asset of a rating agency is its reputation, and the reputation can’t be purchased or developed in one day – it’s a long process.”

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Some financial analysts believe China’s Dagong, headed by Guan Jianzhong, could challenge the "Big Three" rating agencies ● Некоторые финансовые аналитики считают, что китайское РА Dagong во главе с Гуанем Цзяньчжунем способно бросить вызов «большой тройке» ведущих мировых РА

Dagong объясняет свое решение тем, что «Газпром» имеет богатую и гарантированную ресурсную базу, широкий и растущий рынок сбыта, что приводит к очень высокой прибыльности. Глава Dagong Гуань Цзяньчжун заявил ТАСС, что агентство стремится присваивать объективные и независимые рейтинги российским компаниям, которые будут привлекать финансирование на рынках капитала Гонконга и Китая. «Я думаю, что американские рейтинговые агентства учитывали санкции, которые были наложены на Россию, – заявил руководитель рейтингового агентства. – Эти агентства показывают, что мы не можем более на них опираться, так как они не могут высказывать беспристрастное и независимое мнение». По мнению Сороко, азиатские страны рассматриваются как площадка по привлечению капиталов, но в более долгосрочной перспективе из-за низкой емкости рынка. Изменения на рынке выставления рейтингов, как считает эксперт, также нужно будет подождать, так как рынок является консервативным, и инвесторам нужно время, чтобы привыкнуть к наличию большого количества рейтинговых агентств, перестроить систему вложений и оценки заемщиков под новые правила рынка. «Китайское рейтинговое Dagong является одним из претендентов на включение в расширенный список компаний, услугами которых будут пользоваться подавляющее большинство мировых инвесторов», – утверждает Сороко. Для того чтобы заменить «большую тройку», как считает Бит-Аврагим, рейтинговым агентствам Китая и России необходимо накопить большую экспертизу и создать более долгосрочную инфраструктуру для оценки как внутренних, так и международных эмитентов. «Более того, необходимо заработать положительную репутацию, чего пока не хватает ни российским, ни китайским рейтинговым агентствам», – говорит он. «Скорее всего, для большинства западных инвесторов переломить сложившуюся традицию будет крайне непросто, – говорит Балакирев. – Основной актив рейтингового агентства – это его репутация, а репутацию нельзя купить или заработать за один день – это длительный процесс».

ARTIFICIAL LIFT

New Technologies for Oil Production: Intelligent Ultra-High Speed PMX ESP

Новые технологии для добычи нефти: Интеллектуальная ультра-высокооборотная УЭЦН PMX Danil Petrov, Anton Shakirov, Vitaly Koropetsky (PumpTek Vostok)

ne of the most important R&D task in oilfield development is simultaneous provision of high levels and rates of hydrocarbon production and the highest possible recovery of hydrocarbons as well as high performance of oil and gas operations. This is why the application of new ESP designs has been growing continuously. An intelligent ultra-high speed PMX ESP has been designed specially for wells with low and medium production rates, and is equipped with a permanent magnet motor. Permanent magnet motors are well-known in the industry due to their high efficiency, significant torque and wide operating range (low speed – up to 1,000 RPM, standard speed – up to 3,000 RPM, and high speed – up to 6,000 RPM). The name PMX takes its origin from the English term “Permanent Magnet” combined with the Roman numeral X and a dash above it, denoting 10,000, which is the nameplate speed of described units. PumpTek Vostok offers its units of PMX type with ultrahigh speed permanent-magnet motors, ensuring a stable torque at 1,000 to 10,000 rotations per minute; they have significantly shorter length, the widest speed range of control currently available, exceptional pump abrasion resistance, and they are also equipped with intelligent Variable Speed Drive (VSD). Operation of ESPs in oil wells complicated by many factors, such as abrasive wear of mechanically moved debris, chemical deposition of carbonates and sulphates from the formation water, and gas breakthrough from gas caps. The abovementioned factors that complicate performance and high ● ●

Table 1 Табл. 1

Данил Петров, Антон Шакиров, Виталий Коропецкий (ООО «Памптек Восток»)

ажнейшей научно-технической задачей разработки месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи углеводородного сырья при наиболее полном извлечении его из недр с высокими технико-экономическими показателями работы нефтегазодобыва-ющих предприятий. Поэтому в последнее время в эксплуатации нефтяных скважин все больше находят свое применение новые разработки ЭЦН. Интеллектуальная ультра-высокооборотная УЭЦН PMX специально разработана для скважин с низкими и средними дебитами, оснащена вентильным электродвигателем. Двигатели с постоянными магнитами хорошо известны в промышленности благодаря их высокой эффективности, значительным крутящим моментом и широким рабочим диапазоном (низкооборотные – до 1 000 оборотов в минуту, стандартные – до 3 000 оборотов в минуту, высокоскоростные – до 6 000 оборотов в минуту). Название PMX (Пи-Эм-Экс) происходит от английского Permanent Magnet в сочетании с римской цифрой X с верхним подчеркиванием, обозначающей 10 000, что является номинальной скоростью вращения рассматриваемых установок. Компания «Памптек Восток» предлагает свои установки типа PMX c ультра-высокоскоростными двигателями с постоянными магнитами, обеспечивающими стабильный момент на скоростях вращения от 1 000 до 10 000 оборотов в минуту, имеющие значительно меньшую длину, самый широкий рабочий диапазон регулирования частоты вра-

Sizes of standard PMX units Типоразмеры стандартных установок PMX

Pump size Типоразмер насоса

Minimum flowrate, cubic meters per day Минимальный дебит, м3 в сутки

Maximum flowrate, cubic meters per day Максимальный дебит, м3 в сутки

Maximum efficiency, percent Максимальный КПД, %

PMX-250

PMX-500

PMX-600

115

62 Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

rotation speeds were taken into consideration while designing the PMX ESP to ensure long-term continuous operation of the equipment with the maximum performance of production from oil wells. The advantages of the intelligent ultra-high speed PMX ESP include: ● Automatic operation of the unit enables continuous monitoring of the pump operation, ensuring a higher recovery rate of the formation fluid ● Reduced specific cost of production ● Wide range of operating speeds from 1,000 to 10,000 RPM (typical speed of the conventional ESP does not exceed 4,000 RPM) ● Optimizes inventory ● Allows installation inside highly deviated wells ● Requires half time for preparation and installation of equipment comparing with traditional systems ● Ensures stable operation in wells with high GOR and wells where production is complicated by solid production (wells after hydraulic fracturing or sidetrackings) ● Provides flexible control in the wells with insufficient accuracy of input data

щения из доступных на сегодняшний день, исключительную стойкость насосов к истиранию, и укомлектованные интеллектуальными станциями управления. Работа погружных электронасосов в нефтяных скважинах осложнена многими факторами, такими как абразивное воздействие механически выносимых породообразующих компонентов, химическое отложение карбонатных и сульфатных солей из пластовых вод, прорывы газа из газовой шапки. Вышеперечисленные осложняющие факторы эксплуатации и высокая скорость вращения были учтены при проектировании УЭЦН PMX для обеспечения непрерывной и продолжительной работы обрудования при достижении максимальных показателей добычи продукции из нефтяных скважин. Среди преимуществ интеллектуальной ультра-высокооборотной УЭЦН PMX отметим следующие: ● эксплуатация установки в автоматическом режиме позволяет осуществлять непрерывный мониторинг работы насоса обеспечивая повышение темпов отбора пластовой жидкости; ● снижает удельные затраты на добычу; ● имеет широкий диапазон рабочих скоростей от 1 000 до 10 000 оборотов в минуту (скорость вращения традиционных погружных центробежных насосов на практике не превышает 4 000 оборотов в минуту); ● способствует сокращению номенклатуры парка насосного оборудования; ● позволяет эксплуатацию скважин со значительным искривлением; ● позволяет вдвое сократить время на подготовку и монтаж оборудования; ● гарантирует стабильную работу в скважинах с высоким газовом фактором и в скважинах осложненными выносом механических примесей (сважины после гидроразрыва пласта или зарезки боковых стволов); ● предоставляет возможность гибкого регулирования в скважинах с недостаточной точностью входных данных.

Description of PMX units The PMX pump is a modular pump with abrasion resistant bearings in each stage and an axial bearing in each module. Available in housings series from 60 to 92 millimeters. The pump stages manufactured of stainless steel and designed with 50-60% efficiency. It’s equipped with a rotary gas separators of a reinforced design, reducing negative impact of free gas at pump intake. PMX seal: ● Two- or four-bag chamber configuration ● Stainless steel construction ● Modular type of assembly

PumpTek 236PMX-200, performance curve, single stage, SG1, 10,000 RPM ПампТек 236PMX-200, HPX, 1 ступень, вода, 10000 об/мин Lift, m Напор, м

15 10 5 0

Power, kW Мощность, кВт

0.08 0.06 0.04 0.02 0

Efficiency, % КПД, %

50 40 30 20 10 0 0

Flowrate, cubic meters per day Производительность, м3 в сутки

● ●

Fig. 1 Characteristic of small-size PMX ESP for low flowrates Рис. 1 Характеристика малогабаритной малодебитной УЭЦН PMX

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Описание узлов интеллектуальной ультравысокооборотной УЭЦН PMX Насос PMX представляет собой модульный насос с износостойкими подшипниками в каждой ступени и осевым подшипником в каждом модуле в корпусах диаметром от 60 до 92 мм. Ступени насоса изготовлены из нержавеющей стали и спроектированы с КПД 50-60% в оптимальном режиме эксплуатации. Комплектуется газосепаратором ротационного типа усиленной конструкции, снижая вредное влияние свободного газа на приеме УЭЦН. Гидрозащита: ● двух- или четырехкамерная конфигурация; ● конструкция из нержавеющей стали; ● модульный тип сборки; ● повышенная износостойкость. Вентильный электродвигатель: ● отсутствие скольжения вала двигателя; ● высокая удельная мощность пакета ротора;

#3 March 2015

ARTIFICIAL LIFT 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

● ●

высокий КПД; активная система охлаждения ● кожух принудительного охлаждения. До недавнего времени применение автоадаптации к традиционным УЭЦН не приводило к существенной оптимизации надежности и дополнительной добычи нефти. С появлением интеллектуальMotor Cable Tubing Control station Transformer Pump ной ультра-высокооборотной Двигатель Кабель НКТ СУ Трансформатор Насос УЭЦН PMX автоадаптация стала действительно неотъемлемой Power losses of PMX ESP, % Power losses of ESP with ESM, % частью эксплуатации, обеспеПотери энергии УЭЦН РМХ, % Потери энергии УЭЦН с ПЭД, % чивая необходимую депрессию на призабойную зону, в то же ● Fig. 2 Estimated power losses (ESP with electric submersible motor – ESP and PMX ESP) время гарантируя энергоэф● Рис. 2 Расчетные потери энергии (УЭЦН с ПЭД и УЭЦН РМХ) фективность извлечения добываемой продукции. На сегодняшний день в России успешно эксплуатиру● Increased wear resistance ются более 100 установок PMX различных типоразмеров. PMX motor: Кроме того, активно применяется ввод в эксплуатацию рас● Synchronous design (no slip) сматриваемых установок за рубежом. ● High horsepower per rotor ● High efficiency ● Active cooling system with shroud Практический опыт To moment, the application of automatic adjustment in В процессе внедрения новой технологии УЭЦН PMX на the conventional ESP did not result in any significant opti- месторождениях Западной Сибири были проведены мероmization of their reliability and incremental oil production. приятия по модернизации и усилению узлов УЭЦН PMX: However, PMX intelligent ultra-high speed ESP, automatic ● Усилен теплоотвод перегретой заливочной жидкости adjustment became an essential part of the operation, ensurза счет увеличения теплообменной части электродвиing the required pressure drawdown in the wellbore area and гателя. Увеличение поверхности теплоотводящих узлов simultaneously providing energy efficiency during oil producциркуляции заливочной жидкости обеспечило снижеtion. ние перепада температуры между внутренней поверхCurrently over 100 PMX units of various sizes successfully ностью и температурой пластовой жидкости до 30 ºС operate in Russia. Furthermore, the described units actively при самых жестких режимах эксплуатации, т.е. миниput in operation abroad as well.

Practical experience

ESP with electric submersible motor УЭЦН с ПЭД

● Fig. 3 Flexibility at ESP depth selection ● Рис. 3 Гибкость при выборе глубины спуска УЭЦН

P X ES PM PMX Н УЭЦ

During the introduction of new PMX ESP technology at oilfields in West Siberia the following activities aimed at upgrading and strengthening of the part components of PMX ESP performed: ● Heat removal of the overheated filling liquid was boosted by means of enlarging the heat exchanging section of the electric motor. Enlargement of the surface area of the heat removing parts for the filling liquid circulation ensured reduction of the temperature differential between the inner surface and formation fluid temperature to 30 С under the most difficult operational conditions, i.e. the minimum pump delivery of the multiphase formation fluid (having a heat capacity four times lower than that compared to water) is 5 cubic meters per day. ● Pump bearings were upgraded to achieve more efficient sludge removal. ● Two new synthetic filling liquids were used as filling oil. Both of them are characterized by higher thermal resistance, thermal stability and lubricating properties under conditions of high-speed operation. The thermodynamic tests showed that one of the two oils makes it possible to maintain the hydrodynamic operation of the bearing group up to 220

PMX ESP УЭЦН PMX

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2015

160

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

140 120 100

Pump intake pressure = 62 Atm Давление на приеме = 62 атм

Motor temperature = 109 C Температура ПЭД = 109º С

60 40

Current = 18.1 A Ток = 18.1 А

20 0 ● ●

Fig. 4 Example of PMX commissioning Рис. 4 Пример ВНР установки PMX

С inside the electric motor. It was also determined that organosilicon fluids have even more suitable properties. ● An enclosure permitting forced flow around the active zone of the electric motor (motor shroud) was designed and introduced; it allows avoiding a complicated algorithm for bringing the well on to stable production. ● In the course of testing, modern electronic meters of electromagnetic, thermal and vibration parameters of the downhole part of the ESP were introduced. ● Additional regulations were developed to estimate designed life of the electric motor bearings; these regulations state that it is unacceptable to have micro-damages of the polished bearing surface, which appear as a result of an upset in the hydrodynamic friction regime. Comparative analysis of the specific energy consumption (kW*h per cubic meter) on wells with production rates from 50 to 100 cubic meters per day, otherwise having equal features, showed that application of the PMX units in a number of cases resulted in reduction of the specific energy consumption to 40 percent.

Conclusions

● ● ●

●

Intelligent ultra-high speed PMX ESP has a wide range of operation. Reduction of costs of oil-producing companies due to the shorter time of PMX ESP installation. Reduction of electric power costs in case of application of the PMX ESP due to the improved energy efficiency of the whole ESP system. Significantly smaller overall diameters and lengths of the PMX ESP units compared to the conventional ESP units enable more flexibility in ESP depth selection, which helps to achieve the target bottomhole pressures for the planned production rates and additional oil production. It should be also noted that the described ultra-high speed PMX ESP unit is a Russian product, while the service quality is taken from PumpTek experience obtained at the offshore fields of Southeast Asia and the North Sea.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

мальная подача насоса мультифазной пластовой жидкости с теплоемкостью в четыре раза ниже чем у воды составляет 500 5 м³ в сутки. ● Основные подшипники насоса модернизированы для более эффективного 400 отвода шлама. ● В качестве заливочного масла применялись две новые заливочные син300 тетические жидкости. Обе обладают большей термостойкостью, термостабильностью и смазывающими свой200 ствами в условиях высокоборотной эксплуатации. В процессе тепловых испытаний удалось установить, что 100 одно из масел позволяет сохранять гидродинамический режим работы 0 подшипниковой группы до 220 ºС внутри электродвигателя. Также было определено, что кремнеорганические жидкости имеют еще более подходящие свойства. ● Спроектирован и внедрен кожух принудительного обтекания активной зоны электродвигателя, который позволяет отказаться от сложного алгоритма вывода скважины в режиме притока пластовой жидкости. ● В ходе испытаний были внедрены современные электронные измерители электромагнитных, тепловых и вибрационных параметров агрегатов погружной части. ● Разработан дополнительный регламент по оценке расчетного ресурса подшипников электродвигателя, в котором указано, как недопустимый фактор, наличие микроповреждений полированной поверхности подшипников, возникающих при срыве гидродинамического режима трения. Сравнительный анализ удельного расхода электроэнергии (кВт*ч/м³) на фонде скважин с дебитами в диапазоне от 50 до 100 м³ в сутки при прочих равных условиях показал, что при применение установок типа PMX в ряде случаев снижает удельный расход энергии до 40%.

600

Frequency = 501 Hz Частота = 501 Гц

Выводы

●

Интеллектуальные ультра-высокооборотные УЭЦН PMX обладают широким диапазоном регулирования подачи. Снижение затрат нефтедобывающих компаний за счет сокращения времени при монтаже установок УЭЦН PMX. Снижение затрат на электроэнергию при применении установок УЭЦН PMX за счет повышения энергоэффективности системы УЭЦН в целом. Значительно меньшие диаметральные габариты и длина установки УЭЦН PMX в сравнении серийновыпускаемыми УЭЦН позволяет более гибко выбирать глубину спуска оборудования, тем самым достигая целевых забойных давлений для получения проектных дебитов и дополнительной добычи. Стоит также отметить, что рассматриваемая интеллектуальная ультра-высокооборотная УЭЦН PMX является отечественным продуктом, при том что качество сервиса заимствовано из опыта компании ПампТек, полученного на шельфовых месторождениях ЮгоВосточной Азии и Северного моря.

STATISTICS | СТАТИСТИКА

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

February / Февраль 2014

February / Февраль 2015

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

40.41 22.22 17.25 21.97

40.73 22.27 18.27 22.39

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +0.8 +0.2 +5.9 +1.9

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

February / Февраль 2014

January / Февраль 2015

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

3.06 6.11 6.28 0.69

3.21 6.30 6.23 0.64

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +4.9 +3.1 -0.7 -7.7

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of February 2015* Количество буровых установок в мире, февраль 2015 года*

World total | Всего в мире 2,986

Europe | Европа 133 Canada | Канада 363

USA | США 1,348

Middle East | Ближний Восток 415

Africa | Африка 132 Latin America | Латинская Америка 355

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 240 * excluding Russia * без учета России

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Oil&GasEURASIA

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

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

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 499 678 2553 for details.

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

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

Убедитесь и вы!

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

OILFIELD CHEMICALS

ADVERTORIAL SECTION

Well Development with Application of FLUXOCORE™ 110 Acidic-type Compound Освоение скважин после бурения с помощью кислотного состава ФЛАКСОКОР™ 110 Sergey Demakhin, Andrey Merkulov, Dmitry Kasyanov (ZIRAX)

il and gas well productivity depends to a large extent on the status of the reservoir’s wellbore area. One of the important factors affecting its status is the physical and chemical impact of the drilling mud in the course of drilling through the pay zone. Penetration of drilling mud into producing oil/gas-saturated layers results in deterioration of the poroperm properties of the pay zone and formation of a zone of lower permeability (compared to initial permeability). When the solid phase of drilling mud gets into the porous space of the formation, a low-permeable clay-polymer cake is formed on the borehole walls (Fig. 1), and the liquid phase of the drilling mud, containing dissolved chemicals, forms a more extensive zone contaminated by the mud filtrate, permeability of which is significantly lower compared to the initial value (Fig. 2). In the course of well completion, to increase hydrocarbon inflow into the well and achieve the planned level of production, it is necessary to improve the permeability of the reservoir wellbore area. Extensive application of polymers, bio-polymers, fillers and weighting materials (barite) complicates this task. Traditionally used for well completion hydrochloric acid treatment can’t ensure full dissolving of the whole

●

Fig. 1 Formation of the mud cake ● Рис. 1. Схема образования корки бурового раствора

Сергей Демахин, Андрей Меркулов, Дмитрий Касьянов (ООО «Зиракс»)

родуктивность нефтяных и газовых скважин во многом зависит от состояния призабойной зоны пласта. Одним из важных факторов, влияющих на ее состояние, является физико-химическое воздействие бурового раствора при первичном вскрытии пласта. В результате процесса проникновения буровых растворов в продуктивные нефтегазонасыщенные пласты происходит ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и формирование зоны пониженной, по сравнению с естественной, проницаемости. При этом за счет попадания в поровое пространство пласта твердой фазы раствора на стенке скважины формируется малопроницаемая глино-полимерная корка (рис. 1), а жидкая фаза бурового раствора с растворенными химическими веществами формирует более протяженную зону проникновения, проницаемость которой значительно ниже, по сравнению с исходной (рис. 2). При освоении скважин после бурения, для увеличения притока углеводородов в скважину и достижения проектных показателей добычи, необходимо обеспечить увеличение проницаемости призабойной зоны пласта. Широкое применение в буровых растворах полимеров, биополимеров, наполнителей и утяжелителей (барит) усложняет эту задачу. Традиционно применяемые при первичном освоении солянокислотные ванны не обеспечивают полного растворения всего спектра загрязняющих примесей, поскольку соляная кислота слабо реагирует как с полимерами, так и с глинами. Для эффективного решения этой задачи компания Зиракс, как производитель серии кислотных составов1, предлагает кислотный состав ФЛАКСОКОР™ 110, основная задача которого заключается в разрушении корки бурового раствора и увеличении проницаемости призабойной зоны пласта. Кислотный состав ● Fig. 2 Status of the porous medium ФЛАКСОКОР™ 110, представляющий собой ингибированный around the wellbore раствор концентрированной соляной кислоты со специальной 1 – Casing string композицией ПАВ и диспергирующими добавками, позволяет: 2 – Cement column ● быстро и эффективно разрушить кольматационную корку, 3 – Damaged zone (drilling, cementing job) образующуюся при бурении на полимер-коллоидном, поли4 – Damaged zone (perforation) мер-глинистом буровом растворе; 5 – Invaded zone ● снять отрицательное воздействие фильтрата бурового рас6 – Natural formation permeability zone твора на продуктивный пласт; ● Рис. 2 Схема состояния пористой среды ● обеспечить очистку призабойной зоны пласта от твервокруг скважины дых кольматантов за счет пены, образующейся при реакции 1 – обсадная колонна ФЛАКСОКОР™ 110 с буровым раствором и породой. 2 – цементное кольцо Эффективность работы состава ФЛАКСОКОР™ 110 можно 3 – зона кольматации (бурение, увидеть на рис. 3, где показана динамика разрушения модельцементирование) ного образца кольматационной корки, состоящей из бентонито4 – зона кольматации (перфорация) вой глины, барита и полимера, в сравнении с действием раствора 5 – зона проникновения фильтрата соляной кислоты2. Модельный образец практически полностью 6 – зона с естественной проницаемостью пласта

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Sample residual weight ΔP / Остаточный вес образца ΔP

range of contaminants, as hydrochlo% 99.8 99.8 99.8 99.8 99.8 99.7 99.7 99.7 99.7 99.6 96.3 ric acid has low reaction both with 100 polymers and clay. 90 To solve this task efficiently, ZIRAX, 80 producer of a line of acidic-type compounds1, offers FLUXOCORE™ 110 70 acidic-type compound, the main 60 function of which is to destroy the mud cake and improve permeability 50 FLUXOCORE 110 / ФЛАКСОКОР 110 of the wellbore area. FLUXOCORE™ 40 110 is an inhibited solution of conHCL centrated hydrochloric acid with a 30 special surfactant composition and 20 dispersing agent. Its features include: 10 ● Quickly and efficiently destroys the cake formed when drilling 0 with polymer-colloid, and poly1 2 3 4 5 6 7 8 9 15 69 mer-clay drilling mud Measurement time Δt / Время замеров Δt Minutes / мин. ● Eliminate the negative effect of mud filtrate on the producing res● Fig. 3 Decrease of weight of a mud cake sample with application of FLUXOCORE™ 110 compared to HCl ervoir ● Рис. 3 Динамика убыли веса образца корки глинистого бурового раствора при использовании ● Ensure removal of contaminating ФЛАКСОКОР™ 110 в сравнении с HCl solids from the wellbore area by foam created through reaction of разрушается под действием состава ФЛАКСОКОР™ 110, в то время FLUXOCORE™ 110 with the drilling mud and rock Efficiency of FLUXOCORE™ 110 application is shown in Fig. 3, where как воздействие соляной кислоты намного слабее. Состав ФЛАКСОКОР™ 110 был испытан на скважинах Астраханского one can see the pattern of destruction of a model sample of the contaminating cake consisting of bentonite clay, barite and polymer, com- газоконденсатного месторождения в 2011 году и показал весьма впеpared to the effect of hydrochloric acid solution2. The model sample чатляющие результаты. Были выполнены обработки восьми эксплуis virtually completely destroyed by the effect of FLUXOCORE™ 110, атационных скважин и две скважино-операции проведены при освоении после бурения с целью очищения забоя и ствола скважины. while the effect of hydrochloric acid is much weaker. FLUXOCORE™ 110 was tested on wells of the Astrakhanskoye gas Обработка скважин кислотным составом объемом 20-30 м3 привеcondensate field in 2011 and showed rather impressive results. Eight ла к увеличению дебита в среднем на 40%, а дополнительная добыdevelopment wells were treated, and two operations were also per- ча превысила 68 млн м3 газожидкостной смеси3. С тех пор количество formed in wells after drilling to clean the wellbore area and borehole. обработанных скважин и закупки данного кислотного состава увелиWell treatment by the acidic-type compound in the volume of 20-30 чиваются. С 2012 года кислотная композиция ФЛАКСОКОР™ 110 применяcubic meters resulted in a 40 percent production rate increase on average, and incremental production exceeded 68 million cubic meters of ется для обработок на морских нефтедобывающих платформах. gas-liquid mixture3. Since then, the amount of treated wells and pur- Компания «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» выбрала данный кислотный состав на основе подробных сравнительных лабораторchases of this acidic-type compound have been growing. Since 2012, FLUXOCORE™ 110 has been used for well treat- ных исследований начала применять его для проведения работ на ments on offshore oil rigs. LUKOIL Nizhnevolzhskneft has selected нефтяной платформе «Астра» на месторождении им. Ю. Корчагина this compound on the basis of the detailed comparative laboratory в Каспийском море. К настоящему времени кислотный состав ФЛАКСОКОР™ 110 зареanalyses and started to apply it on the Astra rig at Korchagin field комендовал себя как надежный и эффективный кислотный состав in the Caspian Sea. To date, FLUXOCORE™ 110 has proven itself as a reliable and effi- для освоения скважин после бурения, обладающий повышенной cient acidic-type compound for well development, which is charac- эффективностью и дополнительными возможностями по сравнеterized by improved efficiency and additional capabilities compared нию с обычной соляной кислотой. Его применение позволяет заказto common hydrochloric acids. Its application allows customers to чикам получать более значительные результаты при использовании receive more prominent results while using smaller amounts of chem- меньших объемов реагентов и достигать большего экономического эффекта. icals and achieve higher economic benefits.

REFERENCES

ЦИТИРУЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. S. Demakhin, M. Petrushin, A. Merkulov, S. Malaiko, “Efficiency of Acidic-type Compounds Produced by Zirax” (Oil and Gas Vertical magazine, 2012, #23-24, pages 10-11) 2. A. Mikov, А. Shipilov, V. Zhuravlev, R. Zontov, “New Chemicals for Well Completion Operations after Drilling, Well Killing with Polymer Solutions and Hydraulic Fracturing” (book of abstracts from the 5th International Research and Practical Conference “Modern Technologies for Well Workover and Enhanced Oil Recovery. Development Outlook”. Gelendzhik, Krasnodar Territory, 2010, pages 207-210) 3. L. Nikeshina “Experience in Application of FLUXOCORE™ 110 Filter Cake Removing Agent and Surfogel Diverting Agent for Self-diverting Acidic-type Compound – Results Exceeded Expectations” (Pulse of Aksaraisk. Weekly paper of GazpromDobycha Astrakhan, 2012, # 4, pages 1-3)

1. Демахин С.А., Петрушин М.Л., Меркулов А.П., Малайко С.В. «Эффективность кислотных составов от компании Zirax» (журнал «Нефтегазовая вертикаль», 2012, № 23-24, стр. 10-11) 2. Миков А.И., Шипилов А.И., Журавлев В.А., Зонтов Р.Е. «Новые реагенты для освоения скважин после операций бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта» (сборник докладов 5-й Международной научнопрактической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития». Геленджик, Краснодарский край, 2010. стр. 207-210) 3. Никешина Л. «Опыт применения разглинизатора «ФЛАКСОКОР™ 110» и отклонителя «Сурфогель» для самоотклоняющегося кислотного состава - результат превзошел ожидания» (Пульс Аксарайска. Еженедельник ООО «ГазпромДобыча Астрахань», 2012, № 4, стр. 1-3)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРАНСПОРТ

ADVERTORIAL SECTION

Вертолетно-нефтяное сотрудничество

Статья предоставлена «Хелипорт Москва»

ля быстрого мониторинга местности, осмотра протяженных на дальние расстояния нефтяных трубопроводов и слежения за качеством выполняемых работ сразу на нескольких объектах, лучшего транспорта, чем вертолет на сегодняшний день просто не существует. Чаще всего европейские компании останавливают свой выбор на вертолете Robinson. Прекрасные летные характеристики, современный дизайн и экономичность двигателя стали неоспоримыми преимуществами этого производителя (летный час обходится всего лишь в 15 тыс. рублей).

Оглядываясь на успешный опыт эксплуатации Robinson за рубежом, российские нефтедобывающие компании постепенно переходят на иностранные марки вертолетов. Помимо Robinson популярностью также пользуется представительные Airbus Helicopters EC130 T2, прекрасно подходящие для деловых встреч с зарубежными партнерами, требующих статусного средства передвижения. И все же, в покупке зарубежного борта есть свои подводные камни. Поскольку заводы-изготовители находятся за пределами России, возникает ряд вопросов: где найти надежного поставщика, кто будет проводить ТО и ремонт в случае поломки, и, наконец, где хранить винтокрылую машину? Компания «Хелипорт Москва» берет решение этих вопросов на себя. Являясь первым в России мультифункциональным комплексом нового формата, «Хелипорт Москва» осуществляет полный спектр услуг, начиная от аренды и продажи воздушных бортов, заканчивая предоставлением площадок для базирования, техническим обслуживанием, обучением пилотов, и уникальными условиями лизинга и кредитования.

В наличие компании только самые известные зарубежные марки вертолетов: Robinson, Bell, Airbus Helicopter и Agusta. «Хелипорт Москва» является флагманским центром масштабного проекта «Хелипорты России», который в ближайшее время объединит многие города единой вертолетной сетью. Уже сегодня работает комплекс в Истре, и строятся площадки в Калуге, Реутове и Ульяновске. Согласно концепции развития до 2019 года будет построено 64 вертолетных комплекса. «Хелипорт Москва» приглашает к сотрудничеству нефтяные компании и предлагает услуги аренды/продажи, а также полное обслуживание вертолетов различных производителей.

Многофункциональный вертолетный комплекс Heliport Moscow +7 (495) 77-000-77 8 (800) 707-44-77 sale@heliport-moscow.ru www.heliport-moscow.ru Адрес: Москва, Новорижское шоссе, 500 м от МКАД Oil&GasEURASIA