oil&gas eurasia february 2012

DrillingOn the Rise

in 2012 asIndustry Puts

the Crisis Behind Itp. / стр. 8

The latest cutting-edge tech solutions

Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

The latest cutting-edge tech solutions

П б

Tech Trends / Новые технологии

БурениеОтрасль на подъеме

в 2012 году,кризис остается позади

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS - UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE

ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

WTO Won’t Mean Much to Russian Energy Short-Term Though

Jackson-Vanik Remains a Problem for U.S.-Russian Trade Relations

Вступление в ВТО не повлияет на российский ТЭК в краткосрочной перспективе,

но поправка Джексона-Вэника мешает России и США развивать торговые отношения

p. / стр. 34

p. / стр. 14

Я – «трэкки». Иначе говоря, поклонница сериала «Star Trek». С тех самых пор,

когда в 1966 году его первые серии показали американской телеаудитории.

Поэтому я, исповедуя христианство, втайне все же надеюсь, что мои индий-

ские друзья не заблуждаются в вопросе о реинкарнации. Если реинкарнация суще-

ствует, очень хотелось бы в 23 веке стать пилотом космического флота и управ-

лять «Энтерпрайзом».

Так что не удивляйтесь тому, что я участвую в проекте Университета Беркли (шт.

Калифорния) www.setiathome.berkeley.edu. Аббревиатура SETI расшифровывается

как «Поиск внеземных цивилизаций». Проект предусматривает создание глобаль-

ного интернет-сообщества, члены которого на своих компьютерах обрабатывают

данные, полученные с помощью радиотелескопов. При этом 99% общего объема

таких данных, увы, составляют посторонние шумы – «небесный эквивалент» фоно-

вой музыки или болтовни в ходе политических кампаний.

SETI осуществляет поиск частотных спектров, представляющих собой скрытые

послания представителей внеземных цивилизаций, пытающихся установить кон-

такт с нашей планетой. Мне, правда, кажется маловероятным, что представителям

высокоразвитых цивилизаций действительно хочется с нами пообщаться, особен-

но в 2012 году. Ведь это год выборов, и инопланетяне – если, конечно, речь идет о

существах разумных – должны понимать, что ничего умного, особенно от власть

предержащих, они не услышат.

Некоторые ученые считают, что для представителей внеземных цивилизаций

земляне в принципе малоинтересны, так как находятся на очень низкой стадии раз-

вития, – и именно поэтому они не спешат вступать с нами в контакт. Существует

также мнение, что никаких других развитых цивилизаций во Вселенной нет,

поскольку, достигнув определенного уровня технологического развития, цивили-

зация самоуничтожается. В прошлом веке уже был прецедент, продемонстрировав-

ший, насколько близко мы подошли к критической отметке, – «карибский кризис»

1962 года. Спустя полвека ситуация только ухудшилась – на фоне распростране-

ния ядерного вооружения в мире печально известное противостояние СССР и США

времен «холодной войны» выглядит чуть ли не детской забавой.

Лично мне очень хотелось бы пообщаться с разумными существами, так как

на Земле разумной жизни остается все меньше и меньше. Поэтому как участни-

ца международного интернет-сообщества SETI@Home предлагаю использовать все

задействованные в проекте компьютерные ресурсы для круглосуточного анализа

шумов, производимых Конгрессом США.

Взять, к примеру, поправку Джексона-Вэника – вы о ней что-нибудь слыша-

ли? В 1974 году принятие поправки было действием и разумным, и своевремен-

ным: «Джексон-Вэник» ограничивал торговлю США с Советским Союзом с целью

заставить СССР пересмотреть свою позицию в отношении прав и свобод его граж-

дан, в частности, права на выезд из страны.

Но вспомним, что речь здесь идет о событиях почти 40-летней давности, к 2012

году явно утративших свою актуальность. СССР «приказал долго жить» 20 лет

назад, его бывшие республики, включая Россию, ныне – независимые государ-

ства, а их граждане свободно перемещаются по всему миру, выбирают себе место

жительства и открывают счета в зарубежных банках. Говорить о каких-либо огра-

ничениях просто смешно, когда миллиардеры из России приобретают компании,

контролирующие производство стали в США. Если же говорить об эмиграции рос-

сийских граждан в США, мне хотелось бы пригласить господ-конгрессменов в хью-

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Jackson-Vanik and the Search for Intelligent Life in the Universe

О поправке Джексона-Вэника и поиске разумной жизни во Вселенной

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

I’m a Trekkie. That means I love “Star Trek”. I have been a “Star Trek” fan since

it debuted as a weekly TV show in 1966 in the United States. And though I am a

Christian, I secretly hope that my Hindu friends are right and that there is such a

thing as reincarnation. If so, my next life, I pray, will be lived as a Star Fleet officer

on the Starship “Enteprise” in the 23rd century.

So, you probably wouldn’t be surprised if I told you that I also participate in

the Berkeley University project, www.setiathome.berkeley.edu. SETI is an acro-

nym for Search for Extraterrestrial Intelligence. The SETI project does so by cre-

ating a global Internet-based community of home computer users who process

data collected by radio telescopes. Of this data, 99.99 percent is nothing other

than background noise – the celestial equivalent of elevator music (or political

campaign speeches).

SETI looks for frequency patterns that could be messages from advanced civi-

lizations trying to contact Planet Earth. I doubt, however, that any intelligent alien

beings would want to talk to us in 2012. It’s an election year and if the aliens in

question really are intelligent, they know they won’t get an intelligent response this

year from any earthlings in authority – particularly elected public officials.

Some scientists say that ETs (extra-terrestrials) don’t call us because earthlings

are too backward to be interesting. Other scientists say there are no other advanced

civilizations in the universe; that when a society advances enough technological-

ly, it commits civilizational suicide. The U.S. and the Soviet Union came close to

2

#2 February 2012


Oil&GasEURASIA

стонский торговый центр «Галерея». И готова была бы с любым из них поспо-

рить, что русскую речь они услышат самое позднее через два часа по прибытии в

«Галерею». Да что там говорить – даже косметическим салоном в Милуоки, шт.

Висконсин, который я посещаю, владеют эмигранты из России.

В декабре Россия, наконец, стала членом Всемирной торговой организации

(ВТО). Однако на американские компании все еще распространяются санкции вре-

мен «холодной войны», которые действуют теперь только в отношении представи-

телей США. Говоря иначе, компании, представляющие любую другую страну, явля-

ющуюся членом ВТО, могут договариваться с Россией о торговых и таможенных

преференциях, в то время как представители США подобной возможности лише-

ны. И производителям нефтепромыслового оборудования из Техаса, которые не

могут осуществлять поставки своей продукции в Россию из-за таможенных про-

блем, возможно, было бы интересно узнать о том, что «народным избранникам» в

Вашингтоне проблемы избирателей попросту безразличны.

Разве это разумное поведение? Конечно же, нет. Но ничего не изменится до тех

пор, пока владельцы американских компаний не потребуют от своих «избранни-

ков» перестать «валять дурака» и отменить поправку Джексона-Вэника. Поэтому

организации, представляющие интересы американских деловых кругов, – в част-

ности, представительство Американской торговой палаты в России, находя-

щееся в Москве («Нефть и газ Евразия» является членом АТП с 2003 года), и

Американо-российский деловой совет в Вашингтоне, проводят немало времени на

Капитолийском холме, пытаясь вразумить конгрессменов.

Однако, как сказал один мой знакомый из Торговой палаты США, во время встре-

чи на недавнем брифинге по ВТО в Москве, попытка найти «разумную жизнь» на

Капитолии ни к чему не привела. Проблема заключается в том, что, по его сло-

вам, «республиканцы хотят отыграться на администрации Обамы за „перезагрузку“

в отношениях между Россией и США (кстати, организованную Хиллари Клинтон), а

демократов интересы представителей бизнес-сообщества вообще не волнуют». При

этом администрация Обамы выступает за отмену поправки Джексона-Вэника, но

отменить поправку должен Конгресс. Однако, прежде чем рассматривать сложившу-

юся ситуацию как противостояние республиканцев и демократов, вспомните о том,

что Джордж Буш также выступал за отмену поправки Джексона-Вэника, но Конгресс

его не поддержал.

На прошлой неделе мне довелось увидеть теледебаты кандидатов на пост пре-

зидента от республиканской партии. Корреспондент «Си-Эн-Эн» открыл дискус-

сию, попросив бывшего спикера палаты представителей США Ньюта Гингрича про-

комментировать обвинения его бывшей жены в том, что 10 лет назад он, якобы,

просил ее согласия на то, чтобы завести себе любовницу. Гингрич послал корре-

спондента «куда подальше». В стране безработица, рекордный уровень дефицита,

«утечка» производства в Китай – и на фоне столь серьезных проблем американ-

ские избиратели должны интересоваться моральным обликом кандидата в прези-

денты? По крайней мере, он откровенно признался жене, что хочет завести любов-

ницу! По-моему, он поступил как честный человек.

Что касается России, то Центральная избирательная комиссия отказалась вне-

сти Светлану Пеунову в список кандидатов для голосования на президентских

выборах, которые должны состояться в марте. Согласно утверждениям этого госу-

дарственного органа, поданные ею на регистрацию документы и собранные подпи-

си не соответствовали требованиям. Может быть, таким образом были нарушены

ее права, и ей следует пожаловаться на это американским конгрессменам, желаю-

щим сохранить поправку Джексона-Вэника?

Возможно, Пеуновой даже стоит эмигрировать в США – сегодня россиянам

это не запрещается – и баллотироваться в члены Конгресса. Вышеупомянутая

дама приобрела известность как автор документального сериала о предполагае-

мом захвате Земли рептилиями-инопланетянами в 2012 году. По-моему, подобное

предположение подтверждает мысль о том, что представители иных миров идут на

контакт с существами, соответствующими их уровню развития. Но пресмыкающи-

еся? Возможно, это будут какие-нибудь ящеры-гиганты? Может быть, и им стоит

попробовать баллотироваться в Конгресс США, если, конечно, успеют прибыть на

Землю до ноября нынешнего года!

nuclear disaster in 1962 during the Cuban Missile Crisis. Fifty-years later, things are

worse; nuclear proliferation makes the U.S.-Soviet standoff look like a garden party.

I long for intelligent conversation with aliens because intelligent life on earth is

so hard to find. So as a member of the SETI@home global community, I propose

that we turn our computer analyzing capacities towards Washington D.C. and start

analyzing the 24/7 noise created by the U.S. Congress.

Have you ever heard of the Jackson-Vanik Amendment? In its day it was a good

thing. Passed in 1974, it imposed controls on U.S.-Soviet trade as a means of pres-

suring the Soviet Union to stop violating the human rights of its citizens, particular-

ly with regard to their freedom to immigrate.

That was 37 years ago! Today is 2012. The Soviet Union collapsed 20 years ago.

The Soviet Union’s member states are now independent countries and citizens of all

of these independent countries – including Russia – travel freely abroad, immigrate

freely to foreign countries, have bank accounts in foreign countries. For heaven’s

sake, Russian billionaires own companies that control U.S. steel manufacturing. As

for Russian immigration to the U.S., I challenge members of the U.S. Congress to

spend two hours at the Galleria Shopping Mall in Houston, Texas without hearing a

passer-by speak Russian to another Russian! Heavens! Russian immigrants even

own the beauty shop where I get my manicure in Milwaukee, Wisconsin!

So Russia was admitted to the WTO (World Trade Organization) in December,

but U.S. companies are still constrained by Cold War-era sanctions that affect

only U.S. companies. Simply put: businesses operating in all member-nations of

WTO will be able to negotiate preferential trade and customs relations with Russia

– except for U.S. businesses. So if you’re an oilfield equipment producer in East

Texas and you don’t export to Russia because of customs issues, you’ll be happy

to know that your elected public officials in Washington, D.C. could help you but

they’re not interested.

Is this intelligent? Of course not. And unless business owners in the U.S. tell

their congressmen to stop the idiocity and repeal Jackson-Vanik, nothing will

change. U.S. business lobbies such as the Moscow-based American Chamber of

Commerce in Russia (of which Oil&Gas Eurasia has been a member since 2003),

and the U.S.-Russia Business Council in Washington, spend lots of time on Capitol

Hill trying to win hearts and minds.

But as an AmCham friend told me at a recent WTO briefing in Moscow, the

response to the business community’s search for intelligent life on Capitol Hill is

met with: “The Republicans want to trip-up the Obama Administration over (Hillary

Clinton’s) “Restart” (in U.S. foreign relations with Russia) and Democrats don’t

care about business.” The Obama Administration by the way, supports the repeal of

Jackson-Vanik, but it is the Congress that actually has to do it. But before you start

thinking it’s a Republican versus Democrat thing, keep in mind that George W. Bush

also supported Jackson-Vanik’s repeal. And that Congress did nothing as well.

Recently, I watched one of the Republican presidential candidate debates. A

CNN “news(?)man” opened the debate by asking former U.S. House Speaker Newt

Gingrich to defend himself against his ex-wife’s allegations that he asked her 10

years ago for permission to have a mistress. Gingrich sent the “news(?)man” very

far (in the Russian sense of the phrase.) Unemployment, record deficits, manufac-

turing moving to China – and U.S. voters should worry if a candidate cheated on his

wife? At least he told her he wanted to cheat! That’s an honest man if you ask me.

As for Russia, the Central Election Commission has declined to add candi-

date Svetlana Peunova’s name to the ballot in the March presidential election. She

didn’t file the right documents and petition signatures, authorities say. Maybe her

human rights were abused and she should complain to the U.S. congressmen (and

women) who want to keep Jackson-Vanik?

Maybe Peunova should immigrate to the U.S. – now that Russian citizens can

do so – and run for the U.S. congress. Peunova is known as the producer of a doc-

umentary film series in which she claims that alien reptiles will overrun earth later

in 2012. Well, I guess that proves that alien life will seek out earthlings on their own

level. Hmm … alien reptiles? Maybe giant lizards? Maybe be they too could run for

Congress – if they arrive on earth before the U.S. November election!

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ


Jackson-Vanik and the Search

for Intelligent Life in the Universe

О поправке Джексона-Вэника

и поиске разумной жизни во Вселенной

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Shelf Development Plan Shuts Out Foreigners Despite Investment Need

Инвестиции нужны, но шельф планируют осваивать без иностранцев

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Active Coiled Tubing Unit Counts

Общее количество действующих установок колтюбинга

WTO | ВТО

WTO Opens World to Russia

Though U.S. Trade Remains Hobbled by Jackson-Vanik

ВТО приветствует Россию

Американским компаниям мешает «Джексон-Вэник»

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

NOVATEK Slices at Gazprom to Grow

«НОВАТЭК» прирастает «Газпромом»

REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Same Old Story for Russian Refining

20 Years Pass and Things Still Need Sorting

В нефтепереработке – без перемен

Спустя 20 лет нефтеперерабатывающая отрасль России решает старые проблемы

37

28

23

42

8

34

Industry Turnaround Sees Drilling Rise in 2012

Бурение: ожидается рост отраслевых

показателей в 2012 году

The results of the 2011 oil and gas production have been summed up, and

some experts believe that 2011 will enter the national history of hydrocarbon

production as the year of the industry revival.

Подведены итоги добычи нефти и газа в 2011 году, и по мнению спе-

циалистов, он войдет в отечественную историю добычи углеводородного

сырья как год возрождения отрасли.

DRILLING | БУРЕНИЕ

14

6

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

Oil&GasEURASIA

www.oilandgaseurasia.com e-mail: [email protected]

MOSCOW ADDRESS 67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111,

Moscow 125009, Russia.

Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836.

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with

the Ministry of Press and Mass Media of the Russian

Federation; Certificate # 77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed

at industry events worldwide. Subscriptions available

through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog

for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta

Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552),

Rospechat NTI

(entry # 66790).

ISSN 1812-2086

Press Run: 8,000

© 2011, Eurasia Press, Inc. (USA)

All Rights Reserved.

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111.

Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36.

Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве

«Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министер-

ством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств мас-

совых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Жур-

нал распространяется по подписке, а также на конференциях и

крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли.

Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2

к ка та ло гу «Га зе ты. Жур на лы» «Рос пе ча ти» (№ 45834),

ка та лог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати»

(№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790).

Ти раж: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086

© 2011, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США)

Все права за щи ще ны.

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

OTC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

SPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

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

«Сахалин Энерджи» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

#2 February 2012

6

EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

RITE.Net System Improves Readiness Control and Reliability of New

and Conventional Technologies

Система RITE.Net улучшает контроль готовности оборудования

и повышает надежность технологий

KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

Kazakhstan Reflects on 20 Years

of Independent Oil&Gas Production

Казахстан подводит итоги

20 лет «постсоветской» добычи

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

GYROSCOPES | ГИРОСКОПЫ

New Heights for Downhole Drilling

Новые высоты для наклонно-направленного бурения

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

MANAGING EDITORElena [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

GUEST CORRESPONDENTAider Kurtmulayev

COVER PHOTOPat Davis Szymczak

TRANSLATIONAPRIORI Translation Agency,Predstavitel Service,Elena Rubinova, Vasily Beilin,Sergei Naraevsky

CIRCULATION ANDSUBSCRIPTIONSElena [email protected]

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) [email protected]

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэ вис Шим чак [email protected]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА Елена Жук[email protected]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТД-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕАйдер Куртмулаев

ФОТО НА ОБЛОЖКЕПэт Дэ вис Шим чак

ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори»,«Представитель Сервис»Елена Рубинова, Василий Бейлин,Сергей Нараевский

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКАЕлена Лунева[email protected]

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯМарина Алешина Анна Бовда[email protected]

is a Member of:

U.S. SALES OFFICE

[email protected]

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

Anna Bovda

[email protected]

Tel.: +7 (495) 781 8837

Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALES

Dario Mozzaglia

[email protected]

Tel.: +39 010 583 684

Fax: +39 010 566 578

CASPIAN SALES

Medina Pashaeva, Lala Abdullayeva

[email protected]

Tel.: +99 412 4933189, +99 412 4934507

Fax: +99 412 4932478

Mobile: +99 450 2223442

54

50

46

ООО «Рид Элсивер»

Energy & Marine

Организаторы

Бронируйте лучшие стенды на Выставке - присоединяйтесь к ведущим компаниям отрасли! Подробности на www.russianoilgas.com

КОНТАКТЫ:

Сергей Жук,

менеджер проекта

т.: +7(495) 937 68 61*127

e: sergey.zhuk@

reedexpo.ru

Наталья Яценко,

менеджер проекта

т.: +44(0) 208 910 7194

e: nataliya.yatsenko@

reedexpo.co.uk

СпонсорыПлатиновые спонсоры Золотой спонсор

16 - 18 ОКТЯБРЯ 2012 ВВЦ, ПАВИЛЬОН 75, МОСКВА, РОССИЯ www.russianoilgas.com

РОССИЙСКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE

ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧЕ 2012

Сопредседателями Исполнительного комитета конференции являются Гани Гилаев, вице-президент компании «Роснефть», и Гарри Брекельманс, исполнительный вице-президент Shell в России и Каспийском регионе

УСПЕХИ RO&G 2010 ГОДА

Краткая статистика

Свыше 3300 участников более чем из 57 стран

1000 делегатов конференции

Количество посетителей Выставки возросло на 28% по сравнению с 2008 г.

СПОНСОРЫ И ОРГАНИЗАЦИИ, ОКАЗАВШИЕ ПОДДЕРЖКУ В 2010 ГОДУ

Добавьте спонсорство мероприятия к портфелю своих маркетинговых инструментов и получите максимальное визуальное присутствие на Выставке

Для молодых инновационных компаний разработан новый формат участия в Выставке «Инкубатор технологий» (подробности у менеджеров проекта)

Приглашаем Вас представить реферат для участия в конференции RO&G 2012. Тема Конференции: «Технологии и эффективное производство – путь к достижению результатов»Точный срок по подаче рефератов узнавайте на сайте

Oil&GasEURASIAFor more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.coma.ccom8

Новые тепловые насосы Allheat™ для работ при высоких температурах и давлении с неохлаждаемым механическим уплотнением

Корпорация Colfax объявила о выпуске новой серии

тепловых насосов Allweiler Allheat™. Насосы Allheat пред-

назначены для перекачивания синтетических масел при

температуре до 400 °C и расчетном давлении до 40 бар (PN

40). При этом охлаждение механического уплотнения не

предусмотрено. Новая серия насосов является альтернати-

вой традиционным тепловым насосам, в которых исполь-

зуются дорогостоящие специальные уплотнения.

Насосы серии Allheat с неохлаждаемыми механиче-

скими уплотнениями пригодны для эксплуатации в услови-

ях высокой температуры. Эти насосы требуют небольших

начальных инвестиций и низких затрат на техническое

обслуживание.

Новые центробежные насосы Allheat идеально под-

ходят для использования в таких высокотемпературных

системах теплопередачи, как солнечные установки и систе-

мы обеззараживания. Благодаря наличию различных моди-

фикаций их конструкции – например, таких как опорный

насос, насосный блок, линейный насос, в комплект постав-

ки входит широкий спектр унифицированных деталей, что

делает их использование экономически выгодным и упро-

щает техническое обслуживание. Кроме того, уникальная

комбинация материалов позволяет использовать насосы

для перекачивания самых разных жидкостей.

Универсальность насосов Allheat – это еще одно эконо-

мическое преимущество. Если оператор принимает реше-

ние об использовании современных синтетических масел,

насос легко можно перенастроить путем простой замены

быстросъемных узлов. Возможность использования уни-

версального насоса для различных теплоносителей значи-

тельно упрощает работу операторов и проектировщиков

технологического оборудования.

Компания FEI выводит на рынок новую автоматизированную систему для исследования месторождений сланцевого газа «от керна до пор»

Департамент природных ресурсов компании FEI

объявил о создании новой системы петрографических

исследований керна коллекторов нетрадиционных газо-

вых ресурсов в нефтегазовой отрасли . В основе данной

системы, которая будет использоваться в нефтегазовой

отрасли, – новейший автоматизированный развернутый

способ обработки изображений высокого разрешения, обе-

спечивающий возможность просмотра и анализа результа-

тов петрографического исследования. Система позволяет

устанавливать линейный масштаб в широком диапазоне

единиц – от сантиметров до нанометров, что особенно

важно для компаний, осуществляющих бурение и добычу

сланцевого газа.

Colfax Offers New Allheat™ Pump Series for High Temperature, High Pressure Needs With Uncooled Mechanical Seal

Colfax Corporation announces the introduction of

its new Allweiler Allheat™ series of heat transfer pumps.

Allheat pumps are capable of pumping synthetic oils at

temperatures up to 400 C and design pressures up to 40 bar

(PN 40), yet the design requires no mechanical seal cooling.

They offer an economic alternative to conventional heat-

transfer pumps that rely on costly, special seals.

The Allheat series’ uncooled mechanical seal feature

offers users a pump that is capable of performing under

high temperatures with an extremely low initial invest-

ment and low maintenance costs.

New Allheat centrifugal pumps are ideal for high-tem-

perature heat transfer applications such as those encoun-

tered in solar installations and during ground decontami-

nation. Available as base-plate, block, and inline versions,

Allheat pumps include a wide range of standardized parts

that makes them economical to produce and simple to

maintain. Finally, a uniform combination of materials cov-

ers all pumped liquids.


With a maximum capacity of 1,450 cubic meters per hour, the ●

“Allheat 1000” is the flagship of Colfax Fluid Handling’s new 400

C heat-transfer pumps. The bearings in the pump are specifically

designed to handle the low lubricity and low viscosity often encoun-

tered with synthetic heat-transfer oils.

Насосы Allheat 1000 с максимальной производительностью ●

в 1450 м3/ч – флагман новой серии насосов, представленных

на портале Colfax Fluid Handling, предназначенных для

эксплуатации при температуре 400 °C. Особая конструкция

подшипников позволяет использовать в насосах синтетические

масляные теплоносители с низкой смазывающей способностью

и низкой вязкостью.

PH

OTO

/ Ф

ОТО

: A

LLW

EIL

ER

AG

9

№2 Февраль 2012


Нефть и ГазЕВРАЗИЯ Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.rueurasia.ru

Allheat pumps are extremely

versatile, another economic ben-

efit. For example, if an operator

decides to convert to modern

synthetic oils, he can easily adapt

existing pumps to the elevated

requirements simply by replac-

ing the insert units. The flexibility

of using a single pump type with

a variety of heat-transfer liquids

should greatly simplify processes

for operators and plant designers.

FEI Launches New Core-to-Pore Imaging Workflow for Shale Gas Reservoirs

FEI̓s Natural Resources Business Unit announced a

“core-to-pore” petrography workflow for core analysis of

unconventional gas reservoirs in the oil and gas indus-

try. The workflow includes a new automated, large-scale,

high-resolution imaging method for viewing and analyz-

ing petrographic data sets with length scales ranging from

centimeters to nanometers. Access to information at both

ends of the scale is critically important to drilling and pro-

duction companies working in shale gas reservoirs.

In order to optimize completion of unconventional

reservoirs, like Marcellus and Barnett, geologists need to

relate the fracture network observed in core samples to the

nanometer-scale distribution of pores, their hydrocarbon

content and permeability, and the connectiveness of the

pore networks allowing it to flow to the nearest fracture for

production. This is “core-to-pore” analysis.

The new core-to-pore workflow solution can be imple-

mented on a variety of FEI scanning electron microscope

systems by adding MAPS (Modular Automated Processing

System) imaging software, a QEMSCAN® petrographic ana-

lyzer, and a specific sample preparation method.

The workflow automatically acquires a grid of high-

resolution electron microscope images covering the entire

sample surface, and stitches them together in a coherent

and correlated image data set. The software also includes a

viewer for quick navigation through the data set.

The image data sets can

be augmented with additional

information, such as mineral-

ogy data from QEMSCAN or

three-dimensional structural

data from a DualBeam™ sys-

tem. The workflow also serves

as a correlative solution that

provides the ability to overlay

and visually correlate high-

resolution electron micro-

scope images with data from

other techniques commonly

found in oil and gas petrology

labs, such as optical micros-

copy, micro-CT, or cathodolu-

minescence (CL).

С целью повышения эффективности

исследований таких нестандартных место-

рождений, как Marcellus и Barnett, геологам

необходимо сопоставить схему разломов в

образцах керна с нанометрической схемой

распределения пор, а также с данными о

содержании углеводородов, проницаемо-

сти и взаимосвязи между порами, чтобы

определить ближайший разлом для нача-

ла эксплуатации. Такой метод называется

исследованием «от керна до пор».

Новое решение реализуется на базе

различных сканирующих электронных

микроскопов компании FEI путем уста-

новки программного обеспечения MAPS

(Модульная автоматизированная систе-

ма обработки) для обработки изображе-

ний, петрографического анализатора

QEMSCAN® и применения специального

метода обработки образцов.

Система автоматически создает решетку по изобра-

жениям, полученным при помощи электронного микро-

скопа высокого разрешения и охватывающим всю поверх-

ность образца, а затем систематизирует их, формируя

единую базу данных взаимосвязанных изображений.

Соответствующее ПО обеспечивает быструю навигацию

по всей базе данных.

В базу данных можно внести такие дополнительные

сведения, как минералогический состав, полученный при

помощи QEMSCAN, или трехмерные структурные данные,

переданные системой DualBeam™. Кроме того, система

позволяет совмещать и визуально сопоставлять изображе-

ния, полученные при помощи электронного микроскопа

высокого разрешения, с данными, полученными посред-

ством других технологий, используемых в нефтегазовых

петрографических лабораториях, таких как оптическая

микроскопия, микро-CT или катодолюминесценция (CL).

Система для смешивания жидких полимеров dynaBLEND™ повышает эффективность скважин зрелых нефтяных и газовых месторождений

По сообщению Fluid Dynamics™ – производителя

систем для смешивания жидких и сухих полимеров (под-

разделение компании Neptune™ Chemical Pump Co., Inc.),

система для смешивания жидких полимеров dynaBLEND™

может в значительной степени повысить потенциал извле-

чения углеводородов из скважин зрелых нефтяных и газо-

вых месторождений. Как показали полевые испытания, 70%

запасов нефти, находящейся в скважине, могут остаться

под землей из-за слишком высокой стоимости добычи.

Технология смешивания жидких полимеров

dynaBLEND позволяет вернуть малодебитные и (или)

законсервированные месторождения и скважины в произ-

водственный процесс благодаря интенсификации добычи

нефти (EOR). Данная операция подразумевает ввод смеси

«щелочь – поверхностно-активное вещество – полимер»

(ASP) в скважину. Процесс предусматривает смешивание

щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера

и последующий ввод смеси в скважину для возбуждения

Length scales range from ●

centimeters to nanometers.

Система позволяет ●

устанавливать линейный

масштаб от сантиметров до

нанометров.

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: F

EI

#2 February 2012



dynaBLEND™ Liquid Polymer Blending Systems Improve Production in Mature Oil and Gas Wells

Fluid Dynamics™, a manufacturer of liquid and dry

polymer blending systems, and a division of Neptune™

Chemical Pump Co., Inc., has announced that its

dynaBLEND™ Liquid Polymer Blending Systems can play

an important role

in realizing the

true product-re-

covery potential of

mature oil and gas

wells. Field tests

have shown that

as much as 70 per-

cent of the actual

recoverable reserves

from an oil well

can remain below

ground because it

has become too

costly to extract the

product.

However, a

recovery system that

features dynaBLEND

liquid-polymer tech-

nology can help turn

these marginal and/

or abandoned fields

and wells into big pro-

ducers again through

an Enhanced Oil

Recovery (EOR) pro-

cess known as alkali-

surfactant-polymer

(ASP) chemical

flooding. In this pro-

cess, an alkali agent,

a surfactant and a

polymer are blended

together and inject-

ed into a water injection well that is energizing the formation.

This chemical combination helps release the oil from the

trapped formation and flow to the well’s surface.

The dynaBLEND is ideal for ASP applications because

it has been designed to effectively activate all types of liquid

polymers. The dynaBLEND’s non-mechanical mixing cham-

ber also delivers an unequalled degree of reliability when com-

pared to other mechanical technologies. The system features

an injection check valve that has been designed for easy disas-

sembly and inspection, which eliminates many of the main-

tenance concerns that affect other systems. This HydroAction

Technology produces in excess of six times the mixing energy

per unit volume than a comparably sized mechanical mixer.

This enables the dynaBLEND to provide polymer activa-

tion that is paired to a particular process and flow demand.

Control options range from manual systems to fully instru-

mental PLC-based units with an unlimited variety of inputs

and outputs. Standard units are available to provide activated

polymer solution from 30 gallons per hour (114 liters per

пласта. Такая химическая комбинация помогает выделить

нефть из вскрытого пласта и вывести ее на поверхность

скважины.

Система dynaBLEND – идеальное решение для процес-

са ASP, так как она обеспечивает эффективное смешивание

любых жидких полимеров. Немеханическая камера смеши-

вания системы dynaBLEND гарантирует непревзойденную

надежность по сравнению с механическими устройствами.

Система оснащена клапаном контроля впрыска, который

легко демонтируется для осмотра оборудования. Такая

конструкция позволяет избежать простоя других систем

во время технического обслуживания оборудования.

Технология HydroAction позволяет в шесть раз повысить

производительность системы смешивания по сравнению с

механическими смесителями.

Таким образом, система dynaBLEND обеспечивает

полимерную активацию, которая соответствует особенно-

стям рабочего процесса и требованиям к расходу. Установка

может быть оснащена различными системами управления

– от ручных до автоматических компьютерных с неогра-

ниченным множеством входов и выходов. Стандартные

установки обеспечивают выход раствора активированного

полимера от 30 галлонов в час (114 л/ч) до 21 000 галлона в

час (79 494 л/ч). В комплект поставки могут быть включены

стандартные или индивидуализированные системы сухого

обогащения производительностью до 2 200 фунтов (998

кг) в день.

i-TEC представила технологию, позволяющую сократить время интенсификации притока

Компания i-TEC, занимающася скважинными техно-

логиями, разработала уникальную систему обсадных труб

нижнего заканчивания с падающим шариком, которая

позволяет в значительной мере сократить общее время

интенсификации притока скважины.

Благодаря новой технологии i-TEC, время интенсифи-

кации скважины на континентальном шельфе Норвегии в

Северном море сократилось до полутора дней вместо стан-

дартных 40-50. Система позволяет установить на цементируе-

мый хвостовик более 20 труб на каждой ступени и использо-

вать для интенсификации всего один шарик. Процесс интен-

сификации притока на одной и той же скважине может

включать в себя несколько ступеней.

Данная система была апробирована в слое раннего пале-

оцена и позднего мелового периода в карбонатном пласте

в норвежском секторе Северного моря. Новая технология

может применяться на месторождениях сланцевой нефти

и газа, особенно в США. В условиях низкой проницаемости

пластов она позволит оператору обработать гидроразрывом

за год в два раза больше скважин по сравнению с традицион-

ными методами.

Процесс добычи нефти и газа в известняковых и мало-

проницаемых сланцевых месторождениях облегчается бла-

годаря бурению горизонтальных скважин, что улучшает кон-

такт между скважиной и пластом. Скважины делятся на зоны,

каждая из которых открывается самостоятельно для контро-

лируемой и эффективной интенсификации притока.

Как правило, этот сложный процесс занимает много

времени и требует многократного применения различных

Having been designed to effectively ●

activate all types of liquid polymers, the

dynaBLEND system is ideal for ASP applica-

tions.

Система ● dynaBLEND, обеспечивающая

эффективное смешивание любых жидких

полимеров, идеально подходит для случа-

ев применения ASP.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

FL

UID

DY

NA

MIC

S

11




hour) to 21,000 gallons per hour (79,494) liters per hour, with

standard or custom dry-preparation systems with capacities

to 2,200 pounds (998 kg) per day also available.

i-TEC Launched Technology to Reduce Well Stimulation Time

Well technology company i-TEC has developed a unique,

new lower completion ball drop sleeve system which can radi-

cally reduce the time it takes to stimulate a well.

The system recently reduced stimulation of a North Sea

well on the Norwegian continental shelf to only one and a

half days, as compared to the normal of 40-50 days. It allows

for more than 20

sleeves per stage

to be installed in a

cemented liner and

opened sequen-

tially with a single

ball. A number of

stages can be run

in a single well.

The recent

installation was

in early paleocene

and late creta-

ceous, carbonate

formations in the

Norwegian sector of the North Sea. The technology also has

potential for global shale oil and gas plays, particularly in the

United States, where in some tight shale fields it could allow

an operator to fracture twice as many wells in a year com-

pared to traditional methods.

The recovery of oil and gas in limestone and tight shale

formations is accomplished by drilling horizontal wells to

increase the well-reservoir contact. Each well is divided into

zones which are individually opened to carry out a con-

trolled and efficient stimulation of the formation rock.

Traditionally, this has been a complex and time-con-

suming process involving the need for running perforation

guns, plugs and stimulation equipment into and out of the

well for each zone. Additionally, the use of explosive charges

involves considerable risk.

The use of i-TEC’s technology enables the well to be

completed in a single, continuous process with the addi-

tional environmental benefit of a reduction in water use.

On the Norwegian shelf, i-TEC was able to open 56

valves in three zones by dropping only three balls. Instead

of using the most common “plug and perf” technique, i-TEC

used different size balls which were pumped into the well

to open all the valves in each zone. This technology also

enables the inclusion of a greater number of valves as com-

pared to alternative solutions.

Rohrback Cosasco Has Launched a Newly Re-designed DCMS

The newly re-designed DCMS Downhole Corrosion

Monitoring System delivers corrosion rate and temperature

data from the harsh conditions of downhole environments.

I-TEC’s ● new technology may significantly

increase productivity of tight fields.

Новая технология ● i-TEC может суще-

ственно повысить продуктивность малопро-

ницаемых пластов.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

I-T

EC

#2 February 2012



DCMS Downhole

Corrosion Monitoring

System provides contin-

uous corrosion history

of downhole tubing. The

DCMS™ tool is another

RCS innovation, and

the only tool available

which provides recorded

corrosion and tempera-

ture data for the hostile

conditions of downhole

operation. The sensitiv-

ity of the system enables

the film persistence of

inhibitors to be evaluated in actual operating conditions,

something that was not possible prior to the development of

the DCMS™.

DCMS™ tool may be attached to a variety of wireline

approved running tools for insertion into the production well

at the start of testing and retrieval from the well at the end of

the testing period. The DCMS™ tool can be set at any required

depth – wherever the most critical corrosion regions are

located. Several DCMS™ tools may be run simultaneously in a

бурильных инструментов и систем интенсификации в каждой

зоне скважины. Кроме того, использование взрывных зарядов

влечет за собой значительное повышение уровня риска.

Применение технологии i-TEC позволяет создать единый

процесс подготовки скважины, что способствует сохранению

окружающей среды благодаря сокращению времени воздей-

ствия на водные источники.

На норвежском шельфе компания i-TEC открыла 56

слоев в трех зонах, используя всего три шарика. Вместо

традиционной технологии «plug and perf», i-TEC применила

шарики разного размера, которые были закачаны в скважи-

ну для открытия всех слоев в каждой зоне. Кроме того, по

сравнению с традиционными, новая технология позволяет

охватывать больше слоев.

Компания Rohrback Cosasco выпустила модернизированную систему DCMS

Новая модернизированная система для мониторинга

коррозии DCMS определяет скорость корродирования и

температуру в сложных скважинных условиях.

Система для мониторинга коррозии DCMS обеспечива-

ет непрерывное считывание данных с коррозионного зонда.

NOV to Start Business for Production of Oil Equipment in Volgorechensk

National Oilwell Varco Inc. (NOV), the largest U.S. oilfield equipment maker, is investing about 3 billion rubles to build a new oil equipment

manufacturing facility at a site in Kostroma Region.

According to the Region’s Administration, the plant for production of drilling rigs, well servicing rigs and other drilling equipment for oil and

gas companies will be built in the city of Volgorechensk, Kostroma Region.

The investment project has already received approval from the Investment Council at the Office of the Governor of the Kostroma Region. In

the first phase of construction, National Oilwell Varco is going to invest about 3 billion rubles. There are plans afoot for the oilfield equipment

maker to enter the Russian and European markets of oil and gas equipment. The project will be implemented in a period of eight years, and the

facility is expected to reach its projected manufacturing capacity in 2019.

The plant will produce the tow drilling rigs, mobile workover rigs, mobile drilling units, geophysical towers, and supporting structures.

The company is expected to roll the first finished product off the assembly line in 2013.

To train staff for the new plant, the company’s management is conducting negotiations with the Kostroma State Technological University

and Vocational School No. 17, Volgorechensk, to prepare curricula for the NC machine operators, engineers, welders, electricians and other

technicians.

Source: и-Маш. Ресурс Машиностроения.

NOV наладит выпуск нефтяного оборудования в Волгореченске

Американская компания National Oilwell Varco (NOV) инвестирует строительство завода по производству нефтяного оборудования,

который будет построен в Костромской области.

Завод по выпуску буровых установок, установок для текущего ремонта скважин и другой буровой техники для нефтегазодобываю-

щих компаний предполагается построить в городе Волгореченске Костромской области, сообщает администрация региона.

Инвестиционный проект уже получил одобрение на совете по инвестициям при губернаторе Костромской области. На первом этапе

строительства завода американская компания National Oilwell Varco планирует инвестировать около 3 млрд рублей. Предполагается,

что предприятие будет работать на российском и европейском рынках нефтегазового оборудования. Срок реализации проекта –

восемь лет. Планируемый срок выхода предприятия на проектную мощность – 2019 год.

Согласно проекту, завод будет производить буксируемые буровые агрегаты, мобильные агрегаты для подземного ремонта сква-

жин, мобильные буровые агрегаты, геофизические вышки, а также вспомогательные конструкции.

Ожидается, что первая продукция предприятия сойдет с конвейера уже в 2013 году.

Для подготовки кадров для нового производства руководство предприятия ведет переговоры с Костромским государственным тех-

нологическим университетом и Профессиональным лицеем №17 города Волгореченска, составляются учебные программы для опе-

раторов станков с ЧПУ, инженеров, сварщиков, электриков и других технических специалистов.

Источник: и-Маш. Ресурс Машиностроения.

The DCMS ● TM tool can be set at any

required well depth.

Инструмент DCMS ● TM можно

установить на любой глубине

скважины.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

RO

HR

BA

CK

13




Инструмент DCMS™ – это еще одно инновационное изобре-

тение RCS. Это единственный механизм, обеспечивающий

запись данных о скорости корродирования и температуре

в процессе эксплуатации в сложных скважинных условиях.

Чувствительность системы позволяет оценить прочность

пленки ингибиторов непосредственно во время работы, что

было невозможно осуществить до появления DCMS™.

Инструмент DCMS™ можно подключать к различным

проводным системам для ввода в скважину в начале исследо-

вания и последующего извлечения по окончании испытаний

скважины. Инструмент DCMS™ можно установить на любой

глубине – там, где наиболее высока степень воздействия кор-

розии. Возможно одновременное использование нескольких

инструментов DCMS™ для получения данных о коррозии на

различной глубине для одних и тех же условий эксплуатации.

Группа компаний SPT выпустила пакет MEPO® нового поколения для оптимизации пластов

Группа компаний SPT выпустила новую версию пакета

MEPO, занимающего ведущее место на рынке среди ПО,

предназначенных для оптимизации пластов. Нефтяные и

газовые компании пользуются данным пакетом для сни-

жения уровня риска, контроля над неопределенностями,

повышения эффективности выбора местоположения сква-

жин и отслеживания событий. MEPO позволяет сократить

финансовые и временные затраты на всех этапах принятия

решений по исследованию и эксплуатации пластов.

С момента своего первого появления на рынке в 2004

году, пакет MEPO стал эталонным решением в области авто-

матизации и оптимизации моделирования рабочих процес-

сов. MEPO 4 является следующим поколением уникальной

технологии, включающей в себя полный пакет инструмен-

тов для моделирования в области разведки и добычи нефти.

Выпуск новой версии MEPO позволил представить на

рынке первую модель оптимизации пластов в условиях

неопределенности. Полностью исключить неопределен-

ности невозможно, однако MEPO позволяет геофизикам

и инженерам-разработчикам нефтяных и газовых место-

рождений более точно оценить перспективы, оптимизи-

ровать планы добычи, разработать стратегии дренирова-

ния и определить точки вскрытия нефтяных горизонтов

даже при наличии неполных данных.

Среди других преимуществ нового решения – возмож-

ность архивации событий на месторождении, что значи-

тельно облегчает процесс оптимизации периода эффек-

тивной добычи, определения точек расположения скважин,

планирования и разработки производственных стратегий.

Новейший пользовательский интерфейс и передовая техно-

логия визуализации 3D (модуль 3DViz) облегчают восприя-

тие и анализ различных сценариев разработки пластов.

well, in order to obtain corrosion data for the different depths,

while under the same operating conditions.

SPT Group Launches Next Generation of its MEPO® Reservoir Optimisation Suite

SPT Group has launched MEPO 4, the next generation of

its market-leading solution for optimising reservoir flow mod-

els. Used by oil and gas companies for risk reduction, uncer-

tainty management, well location optimisation and assisted

history matching, MEPO helps reduce cost and cycle times at

all stages of the reservoir management decision chain.

MEPO has, since the first commercial release in 2004,

become the industry standard for automation and opti-

misation of simulation workflows. MEPO4 is the next

generation release of this unique technology – expanding

the offering to become a complete productivity suite for

upstream modelling and simulation projects.

The new MEPO release brings to market the industry’s

first model for rigorous optimisation under uncertainty.

Removing uncertainty is not possible, but MEPO now

enables geoscientists and reservoir engineers to under-

stand and manage it better, to optimise development

plans, drainage strategies and well targets even, with

imperfect information.

Other new capabilities include a field management

library making it even easier for engineers to optimise

plateau length, well locations, well scheduling and pro-

duction strategies. A redesigned user interface and new

3D visualisation technology (3DViz module) significantly

improves the understanding and analysis of different res-

ervoir scenarios.

MEPO 4 provides market’s first model for rigorous optimisation ●

under uncertainty.

MEPO 4 – первая на рынке модель стабильной оптимизации ●

пластов в условиях неопределенности.

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: S

PT

14 Oil&GasEURASIA

DRILLING

Antonina Petrova

Антонина ПетроваАнтонина Петрова

PH

OTO

: R

OS

NE

FT /

ФО

ТО

: Р

ОС

НЕ

ФТЬ

15


БУРЕНИЕ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

he results of the 2011 oil and gas pro-

duction have been summed up, and

some experts believe that 2011 will enter the national his-

tory of hydrocarbon production as the year of the industry

revival.

According to the Central Dispatching Department of

the Fuel and Energy Complex (CDD FEC), oil and gas con-

densate production amounted to 511.4 million tons and

gas production – 670.5 billion cubic meters, accounting

for production increase by 1.23 percent and 3.1 percent

respectively as compared to 2010.

According to the 2010 and 2011 results, it can be

concluded that the oil and gas industry has fully recovered

from the crisis and for the first time in the past 20 years

has overcome the barrier of oil production at 500 million

tons per year, ranking first in the world (Russia ceded her

leadership in gas production to the U.S. in 2009). There is

no doubt that these achievements are directly related to

the stable growth of prices on global markets, and act as an

incentive for producers.

As for the construction of well sites, a significant

increase can be noted (by 8 to 10 percent). At the same

time, meterage drilled has been constantly rising in almost

every Russian drilling company approx. by 5 to 10 percent,

i.e. the development drilling is being stepped up. One

should take into account the worn-out state of the exist-

ing fleet of drilling rigs (30 ÷ 70 percent), built back in the

Soviet times, which have to be replaced.

одведены итоги добычи нефти и газа в

2011 году, и по мнению специалистов,

он войдет в отечественную историю добычи углеводород-

ного сырья как год возрождения отрасли.

По данным ЦДУ ТЭК, добыча нефти и газового кон-

денсата составила 511,4 млн т, а добыча газа – 670,5 млрд

м3, что обеспечило прирост добычи по сравнению с 2010

годом, соответственно, на 1,23 и 3.1% соответственно. По

итогам 2010 и 2011 годов можно сказать, что нефтегазо-

вая отрасль полностью восстановилась после кризиса и,

впервые за последние 20 лет, преодолела барьер добычи

нефти в 500 млн т в год, выйдя на первое место в мире (по

добыче газа Россия уступила первенство США в 2009 году).

Несомненно, что эти успехи напрямую связаны с устой-

чивым ростом цен на мировых рынках, и это стимулирует

деятельность добывающих компаний

Что касается строительства буровых скважин, здесь

отмечен значительный рост (на 8÷10%). При этом посто-

янно увеличиваются объемы проходки практически у всех

российских буровых компаний ≈ на 5÷10% в год, т.е. нара-

щивается эксплуатационное бурение. Следует учитывать

изношенность существующего парка буровых установок

(30÷70%), построенных еще в СССР, которые подлежат

замене. Однако в поисково-разведочном бурении такого

роста не наблюдается из-за существующих рисков. Давно

разрабатываемые месторождения истощаются, необходи-

мо осваивать новые, но для этого требуется большее коли-

чество буровой техники, в том числе способной работать в

ПT

New Drilling Rig for EDC

A presentation of the Uralmash 5000/320 EK-BMCH rig made by Uralmash NGO

Holding for Eurasia Drilling Company took place at the Tevlinsko-Russkinskoye field

in early December 2011.

During the presentation, the customer representatives noted the advantages of

the new installation: easy assembly and less weight, when compared with German

and Chinese counterparts.

The Uralmash 5000/320 EK-BMCH rig at Lease 12 of the Tevlinsko-Russkinskoye

field was put into operation on Nov. 23, 2011. On Dec. 2, a standpipe was lowered

and cemented at the bottom-hole 760-meter deep.

The Tevlinsko-Russkinskoye field is located in the Khanty-Mansi Autonomous

District, 88 kilometers north of Surgut and is the largest deposit of NK LUKOIL in

terms of crude production with oil reserves estimated at 1.5 billion tons.

Rig Shipment Started For Eriell Neftegaz Service

In December 2011 the Uralmash NGO Holding branch began delivery of Uralmash

5000/320 drilling rig with 320 tons load capacity made for the Eriell Neftegaz

Service. The rig will be used at the South Petiyegskoye field in the Uvat District of

the Tyumen region.

Work on the first equipment package shipment is scheduled for comple-

tion in the first quarter of 2012. A total of three Uralmash 5000/320 EK-BMCH

rigs have been manufactured under the contract with the customer. The first

rig shipment will be immediately followed by the delivery of the second and

third rig packages to Novy Urengoi. Shipments of all drilling rigs for the Eriell

Neftegaz Service company are scheduled for completion in the second quar-

ter of 2012.

Новая буровая установка для БКЕ

В начале декабря 2011 года на Тевлинско-Русскинском месторождении состо-

ялась презентация буровой установки Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ, изготовленной

«Уралмаш НГО Холдинг» для буровой компании «Евразия».

В ходе презентации представители заказчика отметили преимущества новой

установки – высокую монтажеспособность, меньшую массу по сравнению с немец-

кими и китайскими аналогами.

Буровая установка «Уралмаш» 5000/320 ЭК-БМЧ на кусте № 12 Тевлинско-

Русскинского месторождения введена в эксплуатацию 23 ноября 2011 года, 2 дека-

бря при забое 760 м был спущен и зацементирован кондуктор.

Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в Ханты-Мансийском авто-

номном округе, в 88 км к северу от Сургута и является крупнейшим месторождением

НК «ЛУКОЙЛ» по объемам добычи нефти, запасы которой составляют 1,5 млрд т.

Началась отгрузка буровых установок для компании «Эриэлл Нефтегазсервис»

В декабре прошлого года в филиале «Уралмаш НГО Холдинг» началась отгруз-

ка кустовой буровой установки грузоподъемностью 320 т, изготовленной для ком-

пании «Эриэлл Нефтегазсервис». Данная установка будет разбуривать Южно-

Петьегское месторождение в Уватском районе Тюменской области. Работы по

отгрузке первого комплекта оборудования планируется завершить в первом квар-

тала 2012 года. Всего по договору с заказчиком изготовлены три буровые установ-

ки Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ. Сразу после окончания отгрузки первой буровой

установки будет осуществлен вывоз второго и третьего комплектов установок в г.

Новый Уренгой. Работы по отгрузке всех буровых установок для компании «Эриэлл

Нефтегазсервис» планируется завершить во втором квартале 2012 года.

NE

WS

| НО

ВО

СТ

И

16

#2 February 2012

DRILLING

Oil&GasEURASIA

экстремальных условиях – на российском шельфе, освое-

ние которого с каждым годом становится все актуальнее.

Как считают специалисты, 2011 год.

Динамика крупных компанийЭксплуатационная проходка в 2010 году по РФ вырос-

ла на 17,2% и достигла 16,5 млн м (превысив докризис-

ные показатели). Лидером по объемам бурения стало ОАО

«Сургутнефтегаз», увеличившее добычу нефти за счет актив-

ного бурения. Остальные компании из «большой пятерки»

– «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и ТНК-ВР от

«Сургута» отстали.

По данным ОАО «Сургутнефтегаз», объем добычи

нефти в 2011 году составил 60,8 млн т, что на 2,1% больше

показателей 2010 года. Начиная с 2006 года добыча ком-

пании снижалась из-за истощения ее месторождений в

ХМАО. Компенсировать снижение добычи в традиционных

регионах удалось за счет разработки новых месторожде-

ний в Якутии – Талаканского и Алинского. Добыча на них

в 2011 году выросла на 62% – до 5,4 млн т. Также снизились

темпы падения добычи на старых месторождениях – в 2011

году она снизилась всего на 1,5%.

Добычу удалось увеличить за счет активного буре-

ния – почти четверть новых эксплуатационных скважин

в России приходится на ОАО «Сургутнефтегаз». Согласно

отчету, в 2011 году компания пробурила 1 403 нефтяные

скважины, что на 7,5% больше, чем в 2010 году.

Удерживать высокие объемы бурения позволяет при-

менение прогрессивных технологий и самого современно-

го оборудования.

Компания ООО «Газпром бурение» тоже добилась

значительных успехов в 2011 году. Как отметил замести-

тель генерального директора – главный инженер Вадим

Мнацаканов, в 2011 году проходка выросла по сравнению

с прошлым годом на 16% и составила 559,7 тыс. м горных

пород: 464,2 тыс. м в эксплуатационном бурении, 78,9 тыс.

м – в разведочном бурении, 77 тыс. м – в бурении по вос-

становлению скважин зарезкой боковых стволов, 5,1 тыс.

м – в бурении скважин для обустройства месторождений.

Закончены строительством 116 эксплуатационных и 26

разведочных скважин; 93 скважины закончены бурени-

ем, а также 12 скважин восстановлены зарезкой боковых

стволов. По результатам поисково-разведочного бурения

было испытано более 100 объектов, из них 43 дали приток

углеводородов.

Наиболее значительные достижения компании:

– начаты работы на Приразломном нефтяном место-

рождении с уникальной ледостойкой платформы в

Печорском море;

– экспедиции глубокого бурения филиала «Краснодар

бурение» успешно осваивали площади и месторождения в

Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Камчатская ЭГБ

закончила разбуривание Нижне-Квакчикского месторож-

дения;

– досрочно выполнен годовой план по строитель-

ству эксплуатационных скважин на Бованенковском НГКМ:

закончено бурением 93 эксплуатационные скважины, про-

бурено 165,1 тыс. м горных пород;

– в два раза выросли объемы бурения на Чаяндинском

месторождении в Якутии.

К достижениям следует отнести также испыта-

ние новой технологии бурения обсадными трубами на

Бованенковском НГКМ, которое проводил филиал «Ухта

бурение» ООО «Газпром бурение».

However, no such growth is observed in the explo-

ration drilling, which can be easily explained as there

are some risks in place. Despite this, the depletion of

long producing fields has led to the development of new

ones, which requires an increase in the drilling technol-

ogy, including the ability to operate in extreme conditions

on the Russian shelf, which development is increasingly

becoming more urgent.

Evgeny Vlasovets, Vice President,

Sales, Integra Group

OGE: What was the meterage drilled

dynamics in 2011? What influenced it?

Vlasovets: Meterage drilled metric in

2011 has moderately increased com-

pared to 2010 and it was influenced

by better market conditions, increas-

ing demand from customers, industry

recovering from the crisis.

OGE: In what regions did Integra per-

form its most challenging drilling proj-

ects?

Vlasovets: Integra is operating in

each E&P region of Russia and some CIS countries and each one of them has

specific challenges, for example in West Siberia the challenge is to be effi-

cient and competitive while in some complex ERD projects the challenge is to

plan, design and execute well construction process avoiding catastrophe on

the well. Some regions like East Siberia are characterized as remote and logis-

tically complex where you need to put more focus on mobilizations and proj-

ect support structure.

OGE: What drilling technologies did the Company implement in 2011?

Vlasovets: In 2011 we tested and implemented a number of drilling technol-

ogies and each deserves a separate discussion, but in general words we now

have gained unique experience of extreme ERD well construction, multilateral

wells, HP/HT environment, deep sidetracking in vertical and deviated wells.

OGE: What were the Company’s most significant achievements in drill-

ing in 2011?

Vlasovets: In 2011 we have completed several extremely complex ERD

wells for one of our key customers. One of the wells was completed with 2-lat-

eral horizontal drains utilizing level 3 completion technology, latest LWD and

RSS services plus casing running techniques unique for the region. We have

also completed drilling of deep HP/HT vertical exploration well for another key

customer where we reached the MD of 6800m with inclination not exceeding

0.5 degrees and utilizing latest well construction technologies and equipment.

OGE: What drilling equipment (country of origin, manufacturer) is used in

Integra?

Vlasovets: In Integra we are using different drilling equipment, of course

mostly made in Russia but also we have fleet of heavy drilling rigs manufac-

tured by a Romanian company, plus some mobile rigs made in China and Italy.

I need to note that currently Integra is implementing its rig fleet moderniza-

tion strategy/

OGE: What are the plans for 2012?

Vlasovets: The plan for 2012 is to grow our core businesses, increase

meters drilled and operations performed metrics for key services we offer. In

2011 we have developed and started to implement company strategy for drill-

ing rig fleet modernization and upgrade as well as adding new rigs. In 2012 we

have to continue implementation of this strategy with constant monitoring of

the market environment.

17


БУРЕНИЕ


Major Companies MomentumThe operating meterage in 2010 grew by 17.2 percent

to 16.5 million meters (greater than the pre-crisis value)

throughout the Russian Federation. A distinctive leader in

terms of drilling volumes is Surgutneftegaz, which increased

its oil production through the active drilling. Other compa-

nies from the “Big Five”, i.e. Rosneft, LUKOIL, Gazprom Neft

and TNK-BP are lagging behind Surgutneftegaz.

According to Surgutneftegaz, its oil production vol-

ume in 2011 totaled 60.8 million tons, which is a 2.1

percent increase to 2010. The company’s production has

declined due to depletion of its oil fields in Khanty-Mansi

Autonomous District since 2006.

They succeeded in compensation for the decline in

production in traditional areas through the development

of new deposits in Yakutia, namely Talakansky and Alinsky

fields. Their production in 2011 grew by 62 percent, up to

5.4 million tones, supported by a reduced decline rate at the

old fields – only 1.5 percent in 2011.

Production has been boosted through the active drill-

ing. Surgutneftegas has accounted for almost a quarter of

new operating wells in Russia. According to a report, in

2011 the company drilled a total of 1,403 oil wells, which is

7.5 percent more than in 2010.

The use of advanced technologies and modern equip-

ment allows the company to maintain its high drilling

volumes.

Gazprom Burenie Company has also made significant

strides in 2011. As Vadim Mnatsakanov, Chief Engineer and

Deputy Director General noted, in 2011 drilling progress

grew over the last year by 16 percent to 559.7 thousand cu.

m of rock: 464.2 thousand meters in production drilling,

78.9 thousand meters in exploration drilling, 77 thousand

meters in the drilling to recover wells by sidetracking, 5.1

thousand meters in the drilling for field development.

The construction of 116 operating and 26 exploratory

wells is finished; 93 wells were completed by drilling as well

as 12 wells recovered by sidetracking. Based on the results

of exploration drilling, more than 100 sites have been

tested, of which 43 gave the inflow of hydrocarbons.

The most significant achievements of the company

include:

– Works began at Prirazlomnoye oil field with a unique

ice-resistant platform in the Pechora Sea.

– The deep drilling company (DDC) of the Krasnodar

Burenie branch has successfully developed the fields

and sites located in East Siberia and the Far East. The

Kamchatka DDC has finished drilling activities at the

Nizhne-Kvakchikskoye field.

– The annual target for the construction of operating

wells at Bovanenkovo OGCF completed ahead of time with

93 operating wells finished by drilling, and 165.1 thousand

cubic meters of rocks drilled.

– A twofold increase in the meterage drilled at the

Chayanda field in Yakutia.

The achievements should also include the testing of

new drilling with casings technology at the Bovanenkovo

OGCF, performed by the Ukhta Drilling branch of Gazprom

Burenie.

According to Vadim Mnatsakanov, an important deci-

sion was to approve the new strategy of Gazprom Burenie

to diversify its customer base and expand the order portfo-

lio by 40 percent, according to which the company plans

to increase the amount of work for Gazprom within the

По мнению Вадима Мнацаканова, важным было при-

нятие новой стратегии ООО «Газпром бурение» по дивер-

сификации клиентской базы и расширению портфеля

заказов на 40%, в соответствии с которой в течение бли-

жайших трех лет компания планирует увеличить объемы

работ для ОАО «Газпром», а также привлечь к сотрудниче-

Евгений Власовец, вице-президент по продажам, Группа компаний «Интегра»

НГЕ: Какой была динамика объемов бурения в 2011 году? Чем она обусловлена?

Власовец: Показатели проходки в 2011 году несколько увеличились по срав-

нению с 2010 годом, что было обусловлено более благоприятной рыночной ситу-

ацией, увеличением спроса среди заказчиков, восстановлением промышленно-

сти после кризиса.

НГЕ: В каких регионах компания выполняла самые сложные проекты в обла-

сти бурения?

Власовец: «Интегра» ведет свою деятельность во всех нефтедобывающих

регионах России и некоторых стран СНГ. В каждом из них имеются свои слож-

ности. Например, в районах Западной Сибири основная и нелегкая задача – быть

высокоэффективными и конкурентоспособными, а в проектах бурения скважин

с большим отходом от вертикали необходимо разработать проект и реализовать

процесс строительства скважины, обеспечив безопасность. Некоторые регионы,

в частности, Восточная Сибирь характеризуются удаленностью, что создает опре-

деленные трудности с точки зрения логистики.

НГЕ: Какие технологии бурения внедряла компания в 2011 году?

Власовец: В 2011 году мы протестировали и внедрили ряд технологий буре-

ния, и каждая из них заслуживает отдельного обсуждения. Однако в двух словах

можно сказать, что на сегодняшний день мы приобрели уникальный опыт в обла-

сти строительства скважин с большим отходом от вертикали, бурения много-

ствольных скважин, бурения в условиях высокого давления и высокой темпера-

туры, глубоких зарезок боковых стволов как в вертикальных, так и в наклонно-

направленных скважинах.

НГЕ: Расскажите о самых значительных достижениях компании в области

бурения в 2011 году.

Власовец: В 2011 году мы завершили строительство нескольких очень слож-

ных скважин с большим отходом от вертикали. Одна из скважин была построена

с двумя горизонтальными стволами с использованием технологии заканчивания

уровня 3, новейших технологий каротажа в процессе бурения и роторной управ-

ляемой системы, а также уникальной технологии спуска обсадных колонн. Мы

также завершили бурение глубокой вертикальной разведочной скважины в усло-

виях высокого давления и температуры, где мы достигли глубины по стволу 6 800

м и максимального зенитного угла в 0.5 градуса.

НГЕ: Какие производители бурового оборудования предпочтительнее для

вашей компании?

Власовец: Наша компания использует различное буровое оборудование, пре-

имущественно российского производства. Но у нас имеется парк тяжелых буро-

вых установок румынского производства, а также несколько мобильных установок,

произведенных в Китае и Италии. Хочу отметить, что сейчас «Интегра» осущест-

вляет программу по модернизации имеющегося парка бурового оборудования.

НГЕ: Каковы планы на 2012?

Власовец: Основными задачами на 2012 год мы считаем увеличение метров

проходки и улучшение производственных показателей наших ключевых услуг. В

2011 году мы разработали и начали воплощать стратегию по модернизации име-

ющегося парка буровых установок, а также закупке новых. В 2012 году мы будем

продолжать реализацию данной стратегии, осуществляя при этом непрерывный

мониторинг рыночной ситуации.

18

#2 February 2012

DRILLING

Oil&GasEURASIA

next three years, and to attract commercial enterprises not

related to the company’s structure for cooperation as well.

In 2011, Gazprom Burenie became the general con-

tractor for Gazprom Neft Shelf to construct the well sites at

Prirazlomnoye field in the Pechora Sea and started the pro-

cess of drilling off the Prirazlomnaya offshore ice-resistant

oil platform.

As far as equipment is concerned, a program of tech-

nical re-equipment of Gazprom Burenie was implemented

over the past few years, in which the company had updated

its drilling equipment inventory.

The company currently uses a high-tech equipment

from different companies, in particular: Uralmash-BO plant,

Volgograd Drilling Equipment Plant, Bentec (Germany),

Romania-made cementing systems, as well as equipment

manufactured by Stankotehnika, Schlumberger, Baker

Hughes, Chancellor, Reed Haykalog, Varell, Security DBS,

King Dream, Weatherford, Halliburton, Volgaburmash,

TYAZHPRESSMASH, etc.

Offshore DrillingA special mention deserve activities aimed at the design

and construction of drilling rigs for the Russian Arctic shelf,

the Sakhalin shelf, which hold a special place in the drilling.

The Severodvinsk-based Sevmash has built and delivered the

Prirazlomnoye ice-resistant platform to the field bearing the

same name and located in the Pechora Sea.

Victoria Chulkova, Assistant Chief, Drill Bit Service,

BSK RINACO

OGE: Can you tell me

if there was any drill-

ing meterage growth in

2011?

Chulkova: The drilling

meterage supported by

the Integrated Operations

Service (IOS) covering

the bit service, down-

hole screw motors

(DSM) and core sampling in the well site construc-

tion gained a positive momentum in 2011 as new proj-

ects had been launched across all areas of the compa-

ny’s activities. The scope of bit service was more than

500,000 meters; the core sampling technology pro-

duced 6,700 meters of core, which is equal to 1.5

times the company’s total projected annual volume.

OGE: In what regions has the company completed

tdrilling projects?

Chulkova: In 2011, the company successfully pro-

vided the drill bit and DSM field services for well tar-

geting in Krasnoyarsk Region. The core sampling

involved the prospecting and appraisal wells locat-

ed in the Krasnoyarsk and Irkutsk regions at up to

5,000 meters, both in the 215.9-mm-diameter and

139.7-mm-diameter wellbores. In the Khanty-Mansi

Autonomous District, BSK RINACO took core samples

at the prospecting and appraisal wells using the down-

hole screw motors.

OGE: What kind of drilling technologies did the

company develop in 2011 and intends to introduce in

2012?

Chulkova: In 2011, BSC RINACO had a very active

development and testing program for the new PDC

drilling bits modifications in cooperation with a lead-

ing manufacturer from China, and this project will con-

tinue in 2012. In addition, some research was done to

introduce the isolating core retrieval barrel technolo-

gy built around the company’s standard barrels.

OGE: What has been your greatest achievement in

your drilling program for 2011?

Chulkova: BSK RINACO has successfully tested

the KS and KSD drilling bit series currently in active

development for directional and horizontal drilling.

The bit designs were developed on the basis of the

Виктория Чулкова, заместитель начальника отдела долотного

сервиса ООО БСК «РИНАКО»

НГЕ: Какой была динамика объемов бурения в

2011 году?

Чулкова: Динамика объемов бурения с

инженерно-технологическим сопровождением

(ИТС) долот, ВЗД и отбора керна при строитель-

стве скважин в 2011 году имела положительную

тенденцию роста, обусловленную началом рабо-

ты над новыми проектами по всем направлениям

сферы деятельности компании. Объем выполнен-

ных услуг по ИТС долот составил более 500 тыс. м,

в направлении технологии отбора керна – 6 700 м

керна, что превысило планируемый годовой объем

в 1,5 раза.

НГЕ: В каких регионах компания выполнила про-

екты в области бурения?

Чулкова: В 2011 году компания успешно выпол-

нила работы по оказанию ИТС долот и ВЗД при

проводке скважин Красноярского края. По отбо-

ру керна – на поисково-оценочных скважинах

Красноярского края и Иркутской области на глу-

бинах до 5 000 м, как в стволе диаметром 215,9

мм, так и в стволе диаметром 139,7 мм. В Ханты-

Мансийском автономном округе компания прове-

ла работы по отбору керна на поисково-оценочных

скважинах с применением ВЗД.

НГЕ: Какие технологии бурения развивала ком-

пания в 2011 году и собирается внедрять в 2012

году?

Чулкова: На протяжении 2011 года ООО БСК

«РИНАКО», совместно с ведущей компанией-

производителем в Китае, вела активную рабо-

ту в части разработки и испытаний новых моди-

фикаций долот PDC. В 2012 году работа в дан-

ном направлении будет продолжена. Так же были

проведены исследования и внедрена технология

герметизированного отбора керна с применением

изолирующего агента. Технология реализуется на

стандартных снарядах компании.

НГЕ: Каковы достижения компании в области

бурения в 2011 году вы могли бы отметить?

Чулкова: ООО БСК «РИНАКО» успешно провело

испытания и на сегодняшний день активно отраба-

тывает долота типа «KS» и «KSD» для наклонно-

направленного и горизонтального бурения.

19


БУРЕНИЕ


ству рыночные предприятия, не связанные со структурами

общества.

В 2011 году ООО «Газпром бурение» стало генераль-

ным подрядчиком ООО «Газпром нефть шельф» по стро-

ительству скважин на Приразломном месторождении в

Печорском море и приступило к подготовке буровых работ

с морской ледостойкой нефтедобывающей платформы

«Приразломная».

Что касается оборудования, то за последние несколько

лет была реализована программа технического перевоору-

жения ООО «Газпром бурение», в ходе которой компания

значительно обновила парк бурового оборудования.

В настоящее время компания использует высокотех-

нологичное оборудование различных компаний, в част-

ности: завода «Уралмаш-БО», Волгоградского ЗБТ, Bentec

(Германия), цементировочные комплексы румынского

производства, а также продукцию ОАО «Станкотехника»,

Schlumberger, Baker Hughes, Chancellor, Reed Haykalog,

Varell, Security DBS, King Dream, Weatherford, Halliburton,

«Волгабурмаш», «Тяжпрессмаш» и др.

Бурение на шельфеНеобходимо отметить работы по разработке и

строительству буровых установок для арктического

шельфа России, шельфа Сахалина, которые занимают

особое место в бурении. В северодвинском ОАО «ПО

„Севмаш“» построена и доставлена на месторождение

«Приразломное», находящееся в Печорском море, ледо-

Конструкции долот были разработаны на основа-

нии технико-технологических условий Заказчика и

накопленного опыта бурения в горно-геологический

условиях Западной Сибири.

Реализация программ бурения скважин на

основе оптимального подбора типа конструкции

долот PDC «KS» в комплексе с ВЗД и инженерно-

технологическое сопровождение позволили

добиться существенного увеличения средней меха-

нической скорости и проходки на долото при про-

водке скважин в Урало-Поволжском регионе.

В направлении отбора керна ООО БСК «РИНАКО»

проводит политику импортозамещения и ведет тес-

ное сотрудничество с российскими производителя-

ми породоразрушающего инструмента, в результа-

те чего были достигнуты повышение механической

скорости бурения, увеличение стойкости бурильных

головок и стабильно высокий процент выноса керна.

НГЕ: Каких производителей бурового оборудова-

ния предпочитает ваша компания?

Чулкова: Компания использует в основном доло-

та крупнейшего производителя продукции для

нефтегазодобывающей отрасли в КНР компании

KINGDREAM.

Базовыми моделями парка винтовых забойных

двигателей, применяемых компанией, являются

ВЗД, произведенные крупнейшим заводом по про-

изводству ВЗД в КНР – Lilin Petroleum Machinery

Co., Ltd. Оборудование адаптировано к российским

условиям по рекомендациям ООО БСК «РИНАКО».

70% парка бурильных головок PDC состоит из

инструмента российских производителей ОАО НПП

«Бурсервис» и ООО НПП «БУРИНТЕХ», с которы-

ми компания сотрудничает много лет. Алмазный

импрегнированный инструмент представлен про-

дукцией зарубежных компаний, с которыми так же

ведется сотрудничество, направленное на постоян-

ное улучшение характеристик инструмента.

НГЕ: Каковы планы компании на 2012 год?

Чулкова: ООО БСК «РИНАКО» планирует расши-

рение географии применения долот PDC нового

поколения в комплексе с новыми модификациями

ВЗД. Так же планируется провести технические раз-

работки с целью увеличения длины рейса с отбо-

ром керна, а именно: использование многосекци-

онного варианта снаряда с сохранением высокого

процента выноса керна и низкой вероятностью воз-

никновения таких осложнений, как прихват.

сustomer’s technical and manufacturing specifica-

tions and the accumulated experience of drilling in

the geological factor of the Western Siberia.

The implemented well drilling programs based

on the optimal selection of the KS-series PDC bit

designs in conjunction with the DSM and integrat-

ed operations services have resulted in a significant

increase in the average drilling rate and bit life dur-

ing wells targeting in the Urals-Volga region.

As far as core sampling is concerned, BSK

RINACO is pursuing a policy of import substitution,

maintaining a strong partnership with the Russian

manufacturers of the rock cutting tools, which has

resulted in the increased drilling rate, cutter head

durability, and a consistently high percentage of

core recovery.

OGE: Which drilling equipment manufacturers do

you prefer?

Chulkova: We mainly use the bits made by

KINGDREAM, China’s largest manufacturer of tools

for the oil and gas industry.

Basic screw downhole motors used by the com-

pany include the motors manufactured by the Lilin

Petroleum Machinery Co. Ltd, the largest DSM man-

ufacturer in China. The equipment has been custom

designed to operate in Russia’s weather conditions

based on the recommendations of BSK RINACO.

Seventy percent of the of PDC drill head inven-

tory is comprised of the tools made by the Russian

manufacturers, namely NPP Burservis and NPP

BURINTEKH, with whom we have cooperated for

many years. The diamond impregnated tools are

represented by the products from international

companies, with whom our company has also coop-

erated aiming at continuous improvement of the

tools performance.

OGE: What are RINACO’s plans for 2012?

Chulkova: BSK RINACO has plans to expand the

next-generation PDC bits application into new ter-

ritories in conjunction with the new model types of

the downhole screw motors. In addition, there are

plans to deliver some technical development solu-

tions to increase the core run during the core sam-

pling, that is, using the multi-section barrel version,

while maintaining a high percentage of core recov-

ery and the low probability of complications such

as stuck pipe.

PHOTO: VLADIMIR BUTENKO / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО

20

#2 February 2012

DRILLING

Oil&GasEURASIA

стойкая платформа с тем же названием. В ОАО «Центр

судоремонта „Звездочка“» состоялись ходовые испыта-

ния плавучей буровой установки «Арктическая». Опыт

в строительстве подобной техники для нефтегазовой

отрасли у северодвинских предприятий уже имеется, и

они готовы продолжать работу.

Современные морские платформы предназначены

для эксплуатации в условиях сурового климата в течение

круглого года. Они успешно противостоят ледовой нагруз-

ке, напору волн, даже могут выдерживать землетрясения.

Сами платформы производят буровые работы, занимаются

добычей и обработкой углеводородов. По существу, это

автономный, полностью автоматизированный производ-

ственный комплекс со своей инфраструктурой и флотили-

ей, в которую входят корабли обеспечения.

Плавучая самоподъемная буровая установка

«Арктическая» разработана для бурения эксплуатацион-

ных и разведочных скважин на газ и нефть на шельфе как

арктических, так и других морей. Платформу модернизи-

ровали, сейчас она в состоянии вести разведку на глубинах

около 100 м. При этом глубина скважин может достигать

отметки 6,5 км. «Арктическая» – это первая разведочная

морская буровая установка, предназначенная для работы в

тяжелых северных условиях. Это единственная платформа,

которая может работать при внешней температуре до −30

ºС. Она должна бурить скважины в акватории Карского

моря, хотя может работать практически на любом шельфе

мира. Согласно плану, буровая будет ежегодно отгружать

на танкеры 6 млн чистой, без содержания примесей, нефти.

В соответствии с проектом разработки месторождения,

будет пробурено 40 скважин. Вслед за «Приразломной» на

морской шельф выйдет самоподъемная плавучая буровая

установка – СПБУ «Арктическая». Ее строили не на воде, а в

цехах завода «Звездочка». Такую работу в России раньше не

выполняли.

Стоит отдельно отметить и этап проектирова-

ния платформы. Проект кардинально менялся пять раз.

Значительной перекройке подвергалась архитектура плат-

формы, ее системы и комплексы.

Согласно нормативам, срок эксплуатации МЛСП

«Приразломная» – 25 лет. Однако большинство экспертов

считает, что конструкция основания – кессона со стенками

толщиной 5 м настолько прочны, что могут обеспечить

эксплуатацию сооружения в течение гораздо большего

времени.

Ледостойкая платформа в состоянии вести буровые

работы и эксплуатировать около 40 скважин, может вести

добычу, хранение и последующую отгрузку нефти на тан-

керы, самостоятельно вырабатывать электроэнергию. По

своей сути, это многофункциональный комплекс, который

обеспечивает выполнение всех операций по разработке

углеводородного месторождения, запасы которого состав-

ляют около 46 млн т нефти.

Роман Троценко, президент Объединенной судостро-

ительной корпорации, сообщил на пресс-конференции:

«В общих планах отечественных компаний для освое-

ния континентального шельфа только на ближайшие

10 лет предусмотрено возведение более 20 платформ,

строительство около 100 судов и плавсредств для обе-

спечения проводимых на шельфе работ, а также не менее

30 газовозов. Запланированное РФ начало коммерческо-

го использования Севморпути еще больше увеличивает

спрос на подобные арктические суда. По решению нашего

Правительства предприятия ОСК являются основными

Генеральный директор ООО «Уралмаш НГО Холдинг»

Юрий Анатольевич Карпов

НГЕ: Какие проекты компа-

нии в 2011 году Вы могли бы

выделить как самые крупные?

Выпустила ли компания новые

буровые установки для россий-

ского рынка?

Карпов: «Уралмаш» осуще-

ствил несколько крупных проек-

тов: семь буровых установок гру-

зоподъемностью 320 т для ООО

«БК „Евразия“», четыре – гру-

зоподъемностью 400 т для ОАО

«НОВАТЭК», по три – для ком-

паний ОАО «Роснефть» и Eriell.

Особенно следует отметить проект компании «НОВАТЭК». Заканчивается

производство первой из четырех уникальных установок, не имеющих

мировых аналогов. Установки имеют вышку башенного типа, двухрядный

эшелон в контейнерном исполнении, полностью укрыты от кронблока до

приемного моста, имеют систему комбинированного обогрева, что позво-

ляет их непрерывную эксплуатацию в арктических условиях при низких

температурах в зимний период.

НГЕ: Каковы планы (заказы) компании по на 2012 год?

Карпов: В планах компании заключение контрактов более чем на 30

полнокомплектных буровых установок.

НГЕ: Какие новые конструкторские разработки ведутся в компании?

Карпов: Создание новых типов мобильных, стационарных и кустовых

буровых установок, буровых насосов и лебедок, циркуляционных систем

и т.д. Идет разработка оффшорного оборудования.

НГЕ: По вашему мнению, какие конструкционные решения будут вос-

требованы в ближайшие 10-15 лет?

Карпов: Потребуются буровые установки эшелонного типа для кустово-

го бурения скважин грузоподъемностью 250-450 т в арктическом испол-

нении с повышенной монтажеспособностью. Будущее за установками,

которые имеют повышенную мобильность, минимальные сроки монтажа-

демонтажа на месторождениях, оснащенные верхним приводом, циркуля-

ционной системой, позволяющей использовать растворы на углеводород-

ной основе, четырех-пятиступенчатой системой очистки буровых раство-

ров, эффективными обогревом, укрытиями и т.д.

НГЕ: Какие мероприятия проводятся вашей компанией для повышения

качества буровых установок?

Карпов: Осуществляется контроль качества на всех этапах производ-

ства бурового оборудования. Практически все буровые установки, произ-

водимые «Уралмаш НГО Холдинг», проходят полную контрольную сборку

на площадках предприятия, после чего комиссия представителей заказ-

чика проводит отдельную приемку каждой действующей машины.

НГЕ: Каковы темпы обновления парка буровых установок в России?

Карпов: Удовлетворительные. В год закупается 60÷70 стационарных и

кустовых буровых установок.

НГЕ: Какое количество буровых установок необходимо российскому

рынку? Сколько их сегодня, и каких производителей?

Карпов: В настоящее время парк действующих в России стационарных

и кустовых установок насчитывает около 800 машин. Большинство из них

произведены на «Уралмаше». Ежегодно необходимо закупать 70÷75 новых

установок для замены устаревающих станков и некоторого прироста парка

буровых компаний.

21


БУРЕНИЕ


Zvezdochka Ship Repair Center held sea trials of the

Arkticheskaya floating drilling rig. Severodvinsk compa-

nies already have experience in this type of equipment for

oil and gas industry, and they are ready to continue such

work.

Modern offshore platforms are designed to operate

in the harsh climate the year round. They can successfully

resist the ice load, waves pressure, and can even withstand

an earthquake. They perform drilling operations, produc-

ing and processing the hydrocarbons. In essence, these are

self-contained fully automated manufacturing facilities

with own infrastructure and fleet, including the supply

ships.

The Arkticheskaya floating jackup drilling rig was

designed for drilling of operating and exploration wells

for oil and gas on the shelf of the Arctic and other seas. The

platform has been upgraded, and now it can explore at

depths of about 100 meters.

The depth of the wells can reach the 6.5-kilometer

mark. Arkticheskaya is the first exploratory offshore drill-

ing rigs, designed to work in harsh northern conditions.

This is the only platform that can operate at ambient tem-

peratures down to minus 30 degrees Celsius.

It must drill wells in the Kara Sea aquatorium. But it

can run on virtually any shelf in the world. Under the plan,

the rig is to load 6 million of clean and free of impurities oil

to the oil-carriers. According to a field development pro-

gram, the field will have 40 well sites. Prirazlomnaya will be

followed by the Arkticheskaya offshore jackup rig.

судовыми исполнителями этой поистине гигантской про-

граммы. Интеграция в российскую нефтегазовую про-

мышленность обусловлена также выгодным географиче-

ским положением наших предприятий: имеется прямой

выход в Белое море, а также близость к углеводородным

месторождениям Арктики».

ОАО «Газпром» планирует ввести Киринское место-

рождение на шельфе Сахалина в разработку в 2012 году.

Об этом сообщил начальник отдела управления геологии

и разработки месторождений «Газпром добыча шельф»

Сергей Чигай на конференции «Шельф России-2011». По

словам Чигая, в 2011 году компания планировала начать

эксплуатационное бурение на Киринском месторождении

с целью начать его разработку в 2012 году. Он также сказал,

что по Киринскому месторождению проделан большой

комплекс изысканий, пробурены разведочные скважины;

кроме того, на Киринском месторождении планируется

бурение шести добычных скважин.

С 1989 года по настоящее время ОАО «СПМБМ

„Малахит“» занимается разработкой проектов морских тех-

нических средств для освоения шельфа в интересах нефте-

газовых компаний.

Разработана и построена плавучая база комплексного

обеспечения бурения (ПБКОБ) «Тазовская» в составе плаву-

чего бурового комплекса (ПБК) «Обский-1».

ПБК «Обский-1» предназначен для бурения разведоч-

ных газовых скважин глубиной до 2 500 м в межледовый

период на предельном мелководье (с глубинами до 10 м)

шельфа Карского моря (Обская и Тазовская губы).

Вадим Мнацаканов,заместитель Генерального директора – главный инженер ООО «Газпром бурение»

Испытание технологии Weatherford на Бованенковском НГКМ

В 2011 году филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение» про-

водил испытания новой технологии бурения обсадными трубами

Weatherford на Бованенковском НГКМ.

Суть метода – в бурении интервала под кондуктор Ø324 мм колон-

ной обсадных труб с буровым башмаком Drill shoe Defyer™ диаметром

393,7 мм, наворачиваемым на низ обсадной колонны. Лопасти баш-

мака изготовлены из титано-алюминиевого сплава и оснащены рез-

цами PDС. При этом бурение и обсаживание ствола скважины про-

исходит без применения бурильных труб и спуско-подъемных опе-

раций, а обсадная колонна служит каналом для циркуляции бурового

раствора и средством передачи механического вращения на буро-

вой башмак.

Испытание новой технологии производилось с применением обо-

рудования производства компании Weatherford. На сегодняшний день

в условиях Бованенковского НГКМ новый способ бурения применен

в интервале 0-450 м при бурении под кондуктор диаметром 324 мм

на четырех скважинах. При испытаниях, проведенных на скважинах № 6314 и 6321,

была достигнута проектная глубина спуска обсадной колонны, механическая ско-

рость поддерживалась в расчетном режиме.

По предварительным подсчетам специалистов «ТюменНИИгипрогаз», резуль-

татом применения данной технологии может стать экономия финансовых затрат

в пределах 4 млн рублей на одной скважине, увеличение ресурса бурильных труб

и бурового оборудования, сокращение времени строительства скважины пример-

но на двое суток.

Vadim Mnatsakanov, Deputy Director General, Chief Engineer, Gazprom Burenie

Bovanenkovo OGCF Puts Weatherford Technology to Test

In 2011, Ukhta Burenie, the branch of Gazprom

Burenie, tested a new drilling with casing tech-

nology on Bovanenkovskoye oil and gas-conden-

sate field.

The principle of this method is drilling in Ø324

mm surface casing using Ø393.7 mm OD Defyer™

Drill Bit threaded on the first joint of casing. The

bit blades are made of titanium-aluminum alloy and

equipped with the PDS cutters. Well drilling and cas-

ing operations are performed simultaneously with-

out the need for drill pipes or any round-trip oper-

ations. The casing serves as a conduit for drilling

mud circulation and as a means to transfer torque

to the bit.

The new technology was tested with the use of

Weatherford equipment. Now the new drilling meth-

od has already been applied on four wells of Bovanenkovskoye oil and gas-conden-

sate field within the 0-450-meter interval when drilling in 324 mm surface casing

string. The target depth for casing setting was achieved during the testing opera-

tions on well Nos. 6314, 6321. Drilling rate was maintained at design parameters.

Based on the preliminary calculations of TyumenNIIgiprogaz specialists, applica-

tion of this technology can result in financial savings of about 4 million rubles per

well, increase of drill pipe and equipment service life, as well as reduction of well

construction time approximately by two days.

22

#2 February 2012

DRILLING

Oil&GasEURASIA

Помимо ПБКОБ в состав ПБК входит еще один несамо-

ходный объект – плавучая погружная буровая установка

(ППБУ) «Обская».

ПБКОБ – несамоходное судно технического флота,

предназначенное для работы в бассейнах разряда «М» с

ледовым усилением корпуса, надстройками, складскими

помещениями, оборудованием и системами, обеспечиваю-

щими функционирование ППБУ и проживание обслужи-

вающего персонала.

ПБКОБ и ППБУ имеют самостоятельные энергетиче-

ские системы, которые при выполнении буровых работ

могут объединяться посредством коммуникационного

моста.

В 2006 году ПБКОБ «Тазовская» принята в эксплуата-

цию.

The Arkticheskaya rig was built not on the water, but

in the shops of the Zvezdochka plant. No project like this

had been carried out in Russia before.

It is worth looking at the platform design stage. It cer-

tainly was a big problem. Suffice it to say that the project

was fundamentally changed five times. The platform archi-

tecture, its systems and units underwent major reshaping.

According to the standards, the life of the Prirazlomnaya

offshore ice-resistant fixed platform is 25 years. But most

experts believe that the basis design, the caisson with the

five meter-thick walls are so strong that they can ensure the

rig operation for a much longer time.

The ice-resistant platform is able to carry on drilling

operations, and operate approximately 40 wells; it may

produce, store and later ship oil to the tankers, and self-

generate electricity. At its core, it is a multifunctional com-

plex, which ensures performance of all operations on the

development of hydrocarbon field, which oil reserves make

up about 46 million tons.

Roman Trotsenko, President of the United Shipbuilding

Corporation, said at a news conference: “The overall plans

of home companies to develop the continental shelf just

for the next ten years provide for the construction of more

than 20 platforms, about 100 ships and boats for the ongo-

ing work on the shelf and at least 30 LNG carriers.

The RF-scheduled start of commercial use of the

Northern Sea Route drives the demand for such arctic

vessels still higher. According to the Russian Government

decision, the USC enterprises are the main ship performers

of this truly gigantic program.

The integration in the Russian oil and gas industry is

also due to the favorable geographical position of our com-

panies: there is a direct access to the White Sea, as well as

proximity to hydrocarbon deposits of the Arctic.”

Head of the Geology and Mining Department of Gazprom

Dobycha Shelf Sergei Chigai said at the Russia Offshore 2011

Conference that Gazprom had plans to put Kirinskoye field

on the Sakhalin shelf into development in 2012. According

to Chigai, in 2011 the company planned to start drilling at

Kirinskoye field to put the field into development in 2012.

Chigai also mentioned that Kirinskoye field involved a lot of

research with exploration wells drilled. He said that six pro-

duction wells were planned for the Kirinskoye field.

Malachite SPMBM has been engaged in development

projects for the offshore facilities in the interests of the oil

and gas companies since 1989.

Malachite designed and built the Tazovskaya drilling

depot ship as part of the Obsky-1 floating drilling side.

Obsky-1 FDS is designed to drill the exploratory gas

wells up to 2,500 meters depth in the ice-free months at the

extreme shallow water (depths to 10 meters) of the Kara

Sea shelf (Ob’ and Taz Bays).

In addition to the drilling depot ship, the FDS includes

yet another non-propelled vessel, the Obskaya floating sub-

mersible drilling rig (FSDR).

The drilling depot ship is a non-propelled vessel of

the technical fleet designed to operate in the “M” category

aquatoria featuring the ice-reinforced hull, topsides, ware-

houses, equipment and systems that ensure the functioning

of the rig and staff residence.

The drilling depot ship and FSDR have independent

power systems, which can be combined by means of a com-

munication bridge, while performing drilling operations.

The Tazovskaya DDS was commissioned in 2006.

Anatoly Karpov, General Director,

Uralmash NGO Holding

OGE: What 2011 projects are the most significant in your opinion? Did the

company offer new drilling units for the Russian market?

Karpov: Uralmash implemented several large-scale projects: seven 320-ton drill-

ing units for BK Eurasia, four 400-ton drilling units for NOVATEK, three drilling units for

Rosneft and three drilling units for Eriell. NOVATEK project is particularly worth men-

tioning. The production of the first of four unique units that has no analogues in the

world is at its closing stage. Tower drilling units, double container trains, fully covered

from crown blocks to catwalks, and combined heating systems enable continuous low

temperature operation in winter arctic conditions.

OGE: What are your plans (orders) for 2012?

Karpov: We expect contracts for more than 30 complete drilling units to be

finalized.

OGE: What new engineering development works are performed by the company?

Karpov: We are developing new mobile, stationary, and multiple drilling units,

boring pumps and rigs, circular systems, etc. We are working on new offshore

equipment.

OGE: What demand for drilling units do you expect in the nearest 5÷10 years? What

design concepts are expected to prevail in future?

Kaprov: 250-450-ton train rigs for multiple drilling for arctic service with improved

installation flexibility. The future belongs to drilling units with such features as extra

mobility, minimal time required for field installation and disassembly, top drive, circu-

lar systems that enable use of oil-based fluids, four-five step treatment of boring fluids,

efficient heating and sheltering, etc.

OGE: What quality-improving measures are undertaken by your company?

Karpov: Quality audit procedures are performed at every level of the production of

drilling equipment. Almost all drilling units manufactured by Uralmash NGO Holding

undergo check assembly at site; then every operating unit is subject to acceptance pro-

cedures performed by the customer’s representatives.

OGE: What are the upgrade rates for drilling units in Russia?

Karpov: Not bad. 60÷70 stationary and multiple drilling units are annually pro-

cured.

OGE: How many drilling units are needed in the Russian market? How many are cur-

rently operated and where are they manufactured?

Karpov: Approximately 800 stationary and multiple drilling units are currently oper-

ated in Russia. Most of them are manufactured by Uralmash. 70÷75 new drilling units

are annually required for the replacement of obsolescent machinery and the extension

of existing drilling facilities.


Russia’s Ministry of natural resources drafted a new

program for offshore fields’ development. It is

designed for the next 18 years and assumes transfer-

ring to subsoil users some 40 licenses. Well, the user register

hasn’t changed much – the state is not ready to expand the

list of participants and unprepared to throw open the gates

to foreigners, regardless of the need for huge investments

in the industry. But it does promise to reduce the fiscal

burden.

Offshore ReservesThe Long-term 2012–2030 Program for Russian Con-

tinental Shelf Exploration and Mineral Resources Devel-

opment (hereinafter, the Program) recently developed by

the Ministry of natural resources had already been sent for

governmental approval. Work on different versions of off-

shore programs has been going on since 2006, though none

has been adopted.

The current version of the document proposes four

implementation phases. The first phase (2012 to 2015) is

used to set up the necessary legal and regulatory frame-

work, to install the servicing infrastructure, and to do some

groundwork for prospect evaluation surveys. During the

second phase (2016–2020) experts will identify the largest

and most promising fields. The third phase (2021–2025)

will be used to switch to exploration and development of

offshore fields. During the fourth phase (2026–2030) all

earlier discovered commercial deposits will be put online,

as well as new, largest oil and gas fields.

Минприроды России разработало новую программу

освоения шельфовых месторождений. Она рассчи-

тана на ближайшие 18 лет и предполагает передачу

около 40 лицензий недропользователям. Впрочем, список

последних серьезно не изменится – государство не гото-

во расширять перечень участников и широко открывать

двери иностранцам даже несмотря на потребность отрасли

в огромных инвестициях. Но обещает ослабить фискаль-

ную нагрузку.

Морские запасыПрограмма разведки континентального шельфа

России и разработки его минеральных ресурсов на долго-

срочную перспективу (далее – Программа) на период с

2012 по 2030 годы была недавно разработана Минприроды

и уже направлена на утверждение в правительство. Следует

отметить, что работа над различными версиями шельфо-

вых программ велась с 2006 года, но ни одна из них так и

не была принята.

Нынешняя версия документа предполагает четыре

этапа реализации. В течение первого этапа – с 2012 по 2015

годы – должна быть подготовлена необходимая правовая и

нормативная база, начато строительство обеспечивающей

инфраструктуры, а также обеспечен задел для развития

поисково-оценочных работ. На втором этапе – 2016–2020

годы – должны быть выявлены крупные и наиболее пер-

спективные месторождения. Третий этап – 2021–2025 годы

– это переход к разведке и разработке морских месторож-

дений. Четвертый этап – 2026–2030 годы – ввод в эксплуата-

ШЕЛЬФ

Shelf Development Plan Shuts Out Foreigners Despite Investment Need

Инвестиции нужны, но шельф планируют осваивать без иностранцев

Galina Starinskaya Галина Старинская

Fig. 1. Distribution of hydrocarbon reserves on Russia’s sea shelf as of Jan. 1, 2010. ●

Рис. 1. Распределение запасов углеводородов по шельфам морей России по состоянию на 01.01.2010. ●

SOURCE / ИСТОЧНИК: DRAFT LONG-TERM PROGRAM FOR RUSSIAN CONTINENTAL SHELF EXPLORATION

AND MINERAL RESOURCES DEVELOPMENT / ПРОЕКТ ПРОГРАММЫ РАЗВЕДКИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО

ШЕЛЬФА РОССИИ И РАЗРАБОТКИ ЕГО МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НА ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ

24

#2 February 2012

OFFSHORE

Oil&GasEURASIA

Program developers expect that by 2030 offshore oil and

condensate production would reach 40-80 million tons per

year (8-16 percent from current levels), natural gas production

– 190-210 billion cubic meters (32-35 percent). Production

levels will depend on “the development of domestic and

external markets and must be determined by the long-term

market balance.” By that time the accumulated production

volume will reach 435-1,250 million tons of crude and con-

densate and 1-2.6 trillion cubic meters of natural gas.

However, about 70 percent of all recoverable offshore

resources, which is about 100 billion TOE, including over 13.5

billion tons of crude, concentrated on western Arctic shelf:

Kara, Barents and Pechora Seas. Distribution of hydrocarbon

reserves on Russia’s sea shelf is shown of Fig. 1.

цию всех ранее открытых рентабель-

ных месторождений, а также новых

наиболее крупных участков нефти и

газа.

Разработчики Программы ожи-

дают, что ежегодная добыча нефти и

конденсата на шельфовых месторож-

дениях к 2030 году составит 40-80 млн

т (8-16% от текущего уровня), природ-

ного газа 190-210 млрд м3 (32-35%).

Уровень добычи сырья будет зависеть

«от развития внешних и внутренних

рынков и должен определяться его

балансом на долгосрочную перспек-

тиву». Накопленный объем добычи к

этому времени составит 435-1250 млн

т нефти и конденсата и 1-2,6 трлн м3

газа.

При этом около 70% всех извле-

каемых ресурсов континентального

шельфа, а это около 100 млрд т услов-

ного топлива, в том числе нефти –

более 13,5 млрд т, сосредоточены в

недрах шельфа западной Арктики:

Карском, Баренцевом и Печорском

морях. Распределение запасов углево-

дородов по шельфам морей России

представлено на рис. 1.

Удержаться на плаву В настоящее время доля рос-

сийской нефти в мировой торговле

составляет 12%. Основными экспорт-

ными рынками нефти и нефтепро-

дуктов являются Европа, Азиатско-

Тихоокеанский регион (АТР), Северная

Америка, а также страны СНГ. Согласно

Программе, нефть, добываемая на

шельфе Балтийского, Карского и

Печорского морей будет направлять-

ся в страны северо-западной Европы;

Черного и Каспийского морей – в

страны Средиземноморья; Охотского

и Чукотского морей – рынки АТР и

Северной Америки. При этом емкость

нефтяного рынка АТР для российской

нефти может составить 80-100 млн т

к 2030 году. Что касается газа, то его

крупнейшим импортером останется

Европа. Суммарная ниша для голубо-

го топлива к 2030 году по регионам и

рынкам составит: Европа – 166-190 млрд м3, США – 0, АТР –

270-400 млрд м3. То есть фокус спроса на российские нефть

и газ будет перенесен с европейского и североамерикан-

ского рынков на рынок АТР.

Сейчас Россия занимает одну из лидирующих пози-

ций в мире по добыче и экспорту углеводородов, разделяя

в нефтяном секторе первое место с Саудовской Аравией, а в

газовом – второе с Норвегией и США.

Но чтобы остаться на плаву и сохранить свои позиции

на этом рынке, одна из задач реализации Программы – обе-

спечение воспроизводства сырьевой базы. Текущий уро-

вень добычи нефти в России 500 млн т ± 4-6 млн т. Для его

сохранения страна обеспечена рентабельными запасами

Marine facilities requirement. ●

Потребность в морской технике. ●

Facility or Ship Type / Тип сооружения

или судна

Required / Потребность, шт. Total /

Всего2012-2015 2016-2020 2021-2030

Drilling rigs / Буровые установки 7 7 13 27

Oil production platforms

Платформы для добычи нефти19 28 43 90

Floating gas production platforms

Плавучие сооружения для добычи газа6 10 14 30

Tankers / Танкеры

Shuttle tankers (40,000-80,000 tons) for

transportation to loading terminals

Челночные для вывоза на перевалочные

комплексы 40-80 тыс. т

6 8 11 25

Linear tankers for shipments to Europe, the U.S.

(non-ice, 150,000 tons)

Линейные для вывозы в Европу, США

(неледовый, 150 тыс. т)

4 5 7 16

Direct shipments, 150,000 tons

Прямой вывоз, 150 тыс. т10 13 20 43

Tankers for the Caspian (non-ice, 12,000 tons)

Танкеры для Каспийского моры (неледовый,

12 тыс. т)

9 14 20 43

LNG tankers

Суда для перевозки сжиженного газа8 18 27 53

Ice breakers and servicing ships

Ледоколы и обслуживающие суда

Linear ships for tanker navigation in ice

conditions / Линейные для проводки танкеров

в ледовых условиях

0 5 5 10

Multifunctional ice-class ships

Многофункциональные ледовые суда11 16 25 52

Hoverborne ships

Суда на воздушной подушке3 4 6 13

Portal icebreaking tug

Портовый ледокол-буксир10 13 16 39

Ships for oil and gas terminals (tugs, garbage

and sewage collectors, oil skimmers) / Суда для

обеспечения работы нефтегазоперегрузочных

комплексов (буксиры, сборщики льяльных и

фекальных вод, нефтесборщики)

42 52 68 162

Special ships of the service fleet / Специальные суда обслуживающего флота

Ships for mounting offshore platforms

Суда для монтажа платформ в морс5 10 10 25

Ships for installing subsea pipelines

Суда для строительства подводных

трубопроводов

9 9 9 27

25


ШЕЛЬФ


на 13-15 лет, то есть до 2022–2025 годов. Сегодня в нефтедо-

бывающих регионах страны осталось не более 30% запасов

легкой «текучей» нефти, остальные 70% – это запасы очень

тяжелой и вязкой трудноизвлекаемой нефти. В тоже время,

обеспеченность рентабельными запасами газа составляет

25-30 лет.

С другой стороны, разработчики Программы при-

знают, что процесс выдачи лицензий за последние 18 лет

был «вялотекущим», с крайне нерегулярным характером.

По данным на конец июля, было выдано 65 шельфовых

лицензий на углеводородное сырье, принадлежащие 26

недропользователям. Сегодня на госбалансе (по состоянию

на 01.01.2010 года) находятся 25 шельфовых месторожде-

ний (запасы по С2 – 595 млн т), содержащих нефть, в том

числе 9 нефтяных и 16 нефтегазоконденсатных, а также 44

газовых месторождения (запасы 3,5 трлн м3), содержащих

запасы горючих газов (свободный и растворенный газ), в

том числе 11 – газовых, 9 – газоконденсатных, 16 – нефте-

газоконденсатных и 8 – нефтяных.

Только за «Газпромом» и «Роснефтью» закреплено

право владения шельфовыми лицензиями. С 2008 по 2011

годы на проведение работ на российском шельфе они

затратили около 100 млрд рублей. О либерализации законо-

дательства и расширении перечня лицензиатов чиновники

говорят уже давно. Две госкомпании – «Зарубежнефть» и

«Газпром нефть» могут в ближайшее время пополнить этот

список. В госпрограмме есть перечень месторождений,

на которые они претендуют (см. таблицу). По некоторым

участкам интересы компаний пересекаются.

Надежда на льготыПрограмма предполагает два сценария реализации:

инерционный – когда освоение шельфа осуществляет-

ся в рамках действующего нормативного регулирования,

предполагающего доступ к ресурсам только госкомпаний,

и инновационный – расширение субъектного состава

недропользователей. Иначе, при сохранении действующе-

го режима недропользования, на освоение шельфа потре-

буется более 150 лет.

Поэтому, «для интенсификации работ на континен-

тальном шельфе» предлагается предоставить возможность

любым заинтересованным юрлицам, зарегистрированным

в России, осуществлять геологическое изучение с предо-

ставлением им гарантии участвовать в разработке откры-

того месторождения под контролем госкомпании. Также

министерство предлагает поделить акватории на кластеры

– чем ниже изученность недр, тем больше возможности

Staying Afloat Currently, the share of Russian oil in global trade is 12

percent. Europe, Asia-Pacific Region (APR), North America,

and CIS countries are the main export markets for oil and oil

products. Under the Program, the oil produced on the shelf of

the Baltic, Kara and Pechora Seas will be exported to North

West Europe; on the shelf of the Black and Caspian seas – to the

Mediterranean countries; on the shelf of the Sea of Okhotsk

and the Chukchi Sea – to APR and North America markets. The

APR capacity for Russian oil may reach 80-100 million tons by

2030. Europe will remain the largest importer of Russia’s natu-

ral gas. The ultimate need for natural gas by 2030 by regions

and markets is projected at 166-190 billion cubic meters for

Europe, 0 for the U.S. and 270-400 billion cubic meters for APR

markets. That is, market for Russian oil and gas will shift from

Europe and North America to Asia-Pacific Region.

Now Russia is one of the leading global producers and

exporters of hydrocarbons, sharing the top place in oil seg-

ment with Saudi Arabia and second place in natural gas seg-

ment with Norway and the USA.

One of the Program’s objectives is to “stay afloat”, main-

taining the market position by ensuring sustainable recovery

of hydrocarbon reserves. Russia’s current oil production level

is 500 million tons ± 4-6 million tons. At this production level,

current reserves will keep the industry comfortable for next

13-15 years, that is, up to 2022–2025. Today, domestic oil-

producing regions hold at most 30 percent of light “fluid” oil;

the remaining 70 percent is heavy oil and scavenger oil. At the

same time, commercial reserves of natural gas are sufficient

for 25-30 years.

The developers of the Program recognize that for the past

18 years the licensing process has been sluggish and highly

irregular. As of the end of July 2011, there are only 65 offshore

production licenses issued to 26 subsoil users. Currently the

state records (as of Jan. 1, 2010) show 25 offshore fields (C2

[inferred] reserves – 595 million tons) containing oil, includ-

ing nine oil fields, 16 oil and gas fields and 44 natural gas fields

(reserves 3.5 trillion cubic meters) containing combustible

gases (free and dissolved gas), including 11 – gas fields, nine

– gas condensate fields, 16 – oil and gas deposits and eight oil

deposits.

Only Gazprom and Rosneft have the right to own off-

shore production licenses. Between 2008–2011, the compa-

nies forked out some 100 billion rubles for their shelf projects.

Officials for a long time have been mulling liberalization of

the legislation and expansion of the license-holders table.

Two state-owned companies – Zarubezhneft and Gazprom

Neft – may soon be lucky enough to join the list. The State

Program includes a list of fields which all these companies

want to develop (see Table). For some sites, interests of the

companies clash.

Hoping for IncentivesThe Program includes two forecast scenarios: the

“no change” scenario, when offshore development is car-

ried out using the current regulatory framework, which

authorizes offshore production access only for state-owned

companies. And the second, innovative scenario, which

supposes expansion of the subsoil users list. Otherwise, this

will require more than 150 years under the current subsoil

usage regulations.

Thus, “to intensify work on the continental shelf” the

Program proposes to provide exploration opportunities to

any interested Russia-registered legal entity, guaranteeing

Volumes and Sources of Program Funding, billion rubles“No Change” Scenario:

Extra-budgetary financing – 3,796.52;

State investment – 2,332.33 (including 1,235.9 of state tax and

customs regulation measures);

Total investment – 6,128.86.

Innovation Scenario:

Extra-budgetary financing – 5,710.11;

State investment – 1,337.98;

Total investment – 7,048.09.

Program’s Fiscal Impact, billion rubles“No Change” Scenario – 17,941.22;

Innovation Scenario – 25,221.19.SOURCE: DRAFT LONG-TERM PROGRAMME FOR RUSSIAN CONTINENTAL SHELF EXPLORATION AND

MINERAL RESOURCES DEVELOPMENT

26

#2 February 2012

OFFSHORE

Oil&GasEURASIA

Offshore deposits claimed by Russian companies. ●

Шельфовые месторождения, на которые претендуют российские компании. ●

Sea / Море

Operators / Компании-операторыTotal

итогоGazprom

«Газпром»

Rosneft

«Роснефть»

Gazprom Neft

«Газпром нефть»

Zarubezhneft

«Зарубежнефть»

Caspian /

Каспийское– – – Tyuleny / Тюлений 1

Barents and

Pechora

Баренцево и

Печорское

A plot at Shtockman

field;

Ledovy;

Ludlovsky;

Fersmanovsky

Участок недр

Штомановского

месторождения;

Ледовый;

Лудловский;

Ферсмановский

Korgincky;

Severny;

Severo-Barentsevsky;

Mezhdusharsky Vostochy;

Yuzhno-Prinovozemelsky;

Russky;

Severo-Pomorsky 1;

Severo-Pomorsky 2;

Pomorsky;

Papaninsky;

Zapadno-Matveevsky

Коргинский;

Северный;

Северо-Баренцевский;

Междушарский Восточный;

Южно-Приновоземельский;

Русский;

Северо-Поморский-1;

Северо-Поморский-2;

Поморский;

Папанинский;

Западно-Матвеевский

Zapadno-Matvejevsky;

Tsentralno-Barentsevsky

Западно-Матвеевский;

Центрально-

Баренцевский

Southern part of Tsentralno-

Barentsevsky (Fedynsky dome)

Южная часть Центрально-

Баренцевского («свод

Федынского»)

18

Kara / Карское

Leningradsky;

Rusanovsky;

Nyarmeisky;

Skuratovsky

Ленинградский;

Русановский;

Нярмейский;

Скуратовский

Severo-Karsky / Северо-Карский

Beloostrovsky;

Zapadno-Sharapovsky

Белоостровский;

Западно-Шараповский

– 7

Laptev and East-

Siberian

Лаптевых и

Восточно-

Сибирское

–

Ust-Lensky;

Ust-Oleneksky;

Vostochno-Sibirsky;

Anisinskoye-Novosibirsky

Усть-Ленский;

Усть-Оленекский;

Восточно-Сибирский;

Анисинское-Новосибирский

– – 4

Chukchi /

Чукотское–

Severo-Vrangelevsky 1;

Severo-Vrangelevsky 2;

Yuzhno-Chukotsky

Северо-Врангелевский-1;

Северо-Врангелевский-2;

Южно-Чукотский

Severo-Vrangelevsky 1

Северо-

Врангелевский-1

– 4

Okhotsk /

Охотское–

Kashevarovsky / Кашеваровский;

Lisyansky / Лисянский;

Magadan-1 / Магандан-1;

Magadan-2 / Магадан-2;

Magadan-3* / Магадан-3*

– – 5

Total / Итого 8 24 5 2 39

NOTE: * ALL FIVE FIELDS IN THE SEA OF OKHOTSK WERE TRANSFERRED TO ROSNEFT IN MID-DECEMBER 2011.

ПРИМ: * ВСЕ ПЯТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ОХОТСКОМ МОРЕ БЫЛИ ПЕРЕДАНЫ «РОСНЕФТИ» В СЕРЕДИНЕ ДЕКАБРЯ 2011 ГОДА.

SOURCE: DRAFT LONG-TERM PROGRAMME FOR RUSSIAN CONTINENTAL SHELF EXPLORATION AND MINERAL RESOURCES DEVELOPMENT.

ИСТОЧНИК: ПРОЕКТ ПРОГРАММЫ РАЗВЕДКИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИИ И РАЗРАБОТКИ ЕГО МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НА ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ.

27


ШЕЛЬФ


participation in the development of a discovered field under

control of a state company. The Ministry also proposes

to divide the water zones into clusters: the lower subsoil

exploration levels, the more opportunities for private sector

research. The state could introduce geologic exploration as a

separate type of subsoil usage. But there is nothing on access

of the foreign companies to the Russian shelf.

Another problem to be solved is the offshore projects

financing. Here the state still hopes to attract investment

from private companies, providing in return tax and cus-

toms privileges. For example, VAT refund to investors in

proportion to investment in the project rather than after

its completion; fast-track integration of capital expenditure

into expenses row for income tax purposes; reset (reduc-

tion) of property tax; zero export duty on LNG; zero rate of

natural resources production tax.

Innovation scenario suggests establishing a special

offshore fiscal regime: natural resources production tax is

charged at the rate of 10 percent of the produced volumes;

income tax – 20 percent of taxable profit; oil production

profit tax, charged at 15 percent of taxable income, but

“increase of the tax rate if the project exceeds the set level

profitability level.”

A number of projects run by Russian companies already

enjoy the benefits. Rosneft and Gazprom projects offshore

Black Sea and Sea of Okhotsk already operate under zero-

rate natural resources production tax. At the end of 2010

LUKOIL secured a preferential duty on oil exports for its

Caspian fields (Korchagin and Filanovsky).

In December 2011 the government subcommittee

on customs tariff and non-tariff regulation recognized

the feasibility of a preferential export duty for Gazprom’s

Prirazlomnoye field. A preference for Rosneft and Gazprom

Arctic fields in the Kara and Barents Seas may be introduced

in the first half of 2012. Russian Ministry of Finance pledged

that the large Shtokman gas condensate field (Gazprom,

Total, France, and Statoil, Norway) could rely on tax breaks

after the investment decision on the project.

The state needs the offshore development program,

says Vitaly Kryukov, an analyst at IFD Kapital. Currently

the companies aggressively enter the shelf, some (Rosneft,

ExxonMobil) have already moved on to implementing field

infrastructure. This solution also settles some of Russia’s

geopolitical problems linked to

shelf competition from other

states, he notes. But for success-

ful offshore development, tax

regulation must be changed. “In

this direction there are already

positive signals. In particular,

there is a proposal to set the

minimum rates of return for

offshore sites at over 20 per-

cent. For onshore fields it is now

16-17 percent,” adds Kryukov.

It is also necessary to involve

the Russian private business

also should be engaged as its

experience in offshore projects

is extensive, too. “The shelf is

large and requires considerable

financing for its development,”

the analyst concludes.

участия частного капитала в их изучении. Геологическое

изучение может быть введено и как отдельный вид поль-

зования недрами. Но о доступе на российский шельф ино-

странных компаний ничего не говорится.

Другая задача, которую необходимо решить, это

финансирование шельфовых проектов. В этом вопросе

государство все же надеется на привлечение инвестиций

со стороны частных компаний, взамен оно готово предо-

ставить налоговые и таможенные льготы – например,

возмещение НДС инвесторам по мере вложения средств

в проект, а не после его завершения, ускоренное вклю-

чение капитальных затрат в состав расходов для целей

налога на прибыль, обнуление (снижение) налога на

имущество, нулевая экспортная пошлина на СПГ, нулевая

ставка НДПИ.

В случае применения инновационного сценария пред-

лагается установление специального фискального режима

для шельфа: НДПИ взимается по ставке 10% от стоимости

добытого сырья; налог на прибыль – 20% от облагаемой

прибыли; налог на доход от добычи углеводородов, взимае-

мый по ставке 15% от облагаемого дохода, с «увеличением

этой ставки при превышении доходности проекта установ-

ленного уровня».

Ряд проектов российский компаний ранее уже получи-

ли льготы. На шельфе Черного и Охотского морей, где рабо-

тают «Роснефть» и «Газпром», установлена нулевая ставка

НДПИ. В конце 2010 года «ЛУКОЙЛ» добился получения

льготной пошлины на экспорт нефти на своих каспийских

месторождениях – им. Корчагина и им. Филановского.

В декабре 2011 года правительственная подкомиссия

по таможенно-тарифному и нетарифному регулированию

признала целесообразным распространение льготной экс-

портной пошлины для Приразломного месторождения

«Газпрома». Преференции для арктических месторожде-

ний «Роснефти» и «Газпрома» в Карском и Баренцевом

морях могут быть введены уже в первом полугодии 2012

года. Крупное Штокмановское газоконденсатное место-

рождение (участники «Газпром», французская Total и нор-

вежская Statoil) могут рассчитывать на налоговые посла-

бления после принятия инвестрешения по проекту, обещал

российский Минфин.

Госпрограмма по шельфу сейчас необходима, считает

аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. В настоя-

щее время компании активно выходят

на шельф, некоторые уже перешли к

практической фазе проектирования

месторождений, например, «Роснефть» и

ExxonMobil. Это решение и геополитиче-

ских задач России, в то время как другие

страны активно выходят на шельф, гово-

рит эксперт. Но для успешного освоения

шельфа необходимо изменение налого-

вого режима. «В этом направлении уже

есть позитивные сигналы. В частности,

есть предложение об обеспечении мини-

мальной нормы прибыльности для шель-

фовых участков более 20%. Для место-

рождений на суше она сейчас 16-17%»,

– отметил Крюков. Необходимо также

привлекать частный российский бизнес,

который имеет не меньший опыт работы

на шельфе. «Шельф большой, и средства

на его освоение потребуются немалые», –

добавил аналитик.

Объемы и источники финансирования Программы, млрд рублейИнерционный сценарий:

Внебюджетное финансирование – 3 796,52;

Сумма госучастия – 2 332,33 (из которых

госмеры налогового и таможенного

стимулирования – 1 235,79);

Итого общая сумма инвестиций – 6 128,86.

Инновационный сценарий:

Внебюджетное финансирование – 5 710,11;

Сумма госучастия – 1 337,98;

Итого общая сумма инвестиций – 7 048,09.

Бюджетный эффект в результате реализации Программы, млдр рублейИнерционный сценарий – 17 941,22;

Инновационный сценарий – 25 221,19.ИСТОЧНИК: ПРОЕКТ ПРОГРАММЫ РАЗВЕДКИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО

ШЕЛЬФА РОССИИ И РАЗРАБОТКИ ЕГО МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НА

ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ

28 Oil&GasEURASIA


1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total World Count / Всего в мире N/A 761 807 841 1039 1049 1049+ 1163 1323 1454 1530 1616 1732 1841

Canada / Канада 91 120 154 192 216 239 N0

COUNT

DONE

IN

2004

311 370 446 440 378 398 360

United States / США N/A 217 229 224 280 253 265 295 299 419 455 441 494

Europe & Africa / Европа и Африка N/A 128 128 128 144 143 146 150 155 154 152 172 190

South America / Южная Америка N/A 91 91 91 107 107 115 123 131 138 142 206 202

Middle East / Ближний Восток N/A 106 106 106 129 130 137 146 138 127 128 155 148

Far East / Дальний Восток N/A 54 54 54 56 57 57 59 59 56 85 147 166

India, Pakistan / Индия, Пакистан N/A 15 15 16

India / Индия N/A 17 19 19 29 24 24 24 22 24

Pakistan / Пакистан N/A 2 5 8 10 10 10 11 9 7

China / Китай N/A 18 18 25 31 33 0 45 47

Russia, China / Россия, Китай N/A 30 30 30

Russia / Россия N/A 70 78 80 110 118 162 196 213 220

Subtotal Int’l/Промежуточный итог 424 424 425 543 557 557+ 587 658 668 671 783 893 987

Active Coiled Tubing Unit Counts / Действующие колтюбинговые установки

Active Coiled Tubing Units – Former USSR Republics / Действующие колтюбинговые установки в России и СНГ

Active Coiled Tubing Unit Counts (CTU) compiled by Les Tomlin, Director at ICoTA (Canada). Updated on 01/01/12.*

Общее количество действующих установок колтюбинга подсчитано на 01/01/12 Лесом Томлином,

директором канадского отделения Международной ассоциации колтюбинга (ICoTA).

*Send Comments on the Data to / Присылайте комментарии по приведенным данным на адрес [email protected]

01.01. 2008 01.01. 2009 2010 2011 2012

AZERBAIJAN / АЗЕРБАЙДЖАН

Baker Hughes/BJ Services 2 2 2 2 2

THKAP SOCAR 1 1 1 1 1

Totals for Azerbaijan / Всего по Азербайджану 3 3 3 3 3

UZBEKISTAN / УЗБЕКИСТАН

Eriell Corporation S.R.O. 1 1 1

Uzbekeneftegaz 1 1 1

Totals for Uzbekistan / Всего по Узбекистану 0 0 2 2 2

KAZAKHSTAN / КАЗАХСТАН

Baker Hughes/BJ Services 1 2 2 3 3

Catkoneft (Catco) 1 0 0

CNPC owned companies 0 0 7 8 8

Halliburton 0 0 2 4 4

Malinvest 1 0 0

Schlumberger (USA) 4 4 4 4

Coil Tubing Shipments per Geographical Areas:Отгрузка колтюбинга по регионам:

Historical Averages/В среднем за период Pre-

2009

2010 2011

Canada/Канада 29% 13% 15%

Alaska/Аляска 10% 5% 4%

USA/США 21% 43% 45%

Far East/Дальний Восток 2% 2% 2%

North Africa/Сев. Африка 8% 8% 6%

Europe&North Sea/Европа и Северное море 13% 11% 12%

Middle East/Ближний Восток 9% 10% 11%

Latin America/Юж. Америка 8% 8% 5%

Total CT Shipments/Всего отгрузок 100% 100% 100%

Total CTU’s operated by Majors:

Всего КТУ эксплуатируемых в

крупных компаниях

2009 2010 2011

Baker / BJ Services 170 170 181

Halliburton 141 171 183

Schlumberger 224 259 245

Total of Majors: 535 600 609

% of World Total CTU's./% от

общего количества КТУ

33% 35% 33%

29




01.01. 2008 01.01. 2009 2010 2011 2012

FracJet (Russian Co.) 2 2 0 0

Mangistaumunaygaz – SMM 1 1 1 1 1

Totals for Kazakhstan / Всего по Казахстану 2 9 20 20 20

UKRAINE / УКРАИНА

Ukgrazdobycha 4 4 6 6 6

Region 2 2 3

Ukrneft 2 2 2 2 2

Totals for Ukraine / Всего по Украине 6 6 10 10 11

BELARUS / БЕЛАРУСЬ

Belorusneft 1 1 1 1 1

Totals for Belarus/ Всего по Беларуси 1 1 1 1 1

TURKMENISTAN / ТУРКМЕНИСТАН

Continental Industrial Supply Limited 1 1 1

Totals for Turkmenistan / Всего по Туркменистану 1 1 1

RUSSIA / РОССИЯ

Altair-neft-trans / Альтаир-нефть-транс 2 2 2 2 2

Bashneft / Башнефть 5 7 8 8 8

Bashtransgaz / Баштрансгаз 1 1 1 1 1

Baker Hughes/BJ Services (USA) (moved out of Russia in 2009) 4 4 0 0 0

Burgaz / Бургаз 1 1 2 2 2

BurKan (company was liquidated in 2009) / БурКан 3 4 0 0 0

Coilservis (Borets) 5 5 5 5 5

Calfrac (Canada) 4 6 6 7 7

Catkoneft (Catco) 3 3 3 3 3

Grozneftegaz / Грознефтегаз 1 1 1 1 1

Gazprom PHG/ Газпром ПХГ 0 0 2 2 10

Halliburton 1 2 2 3 2

Integra / Интегра 3 5 5 5 5

Kavkaztransgaz/ Gazprom podzemremont Orenburg

Кавказтрансгаз2 0 0 0 0

Koltubing Service / Колтюбинг Сервис 1 2 1 1 1

Komitek / Комитек 1 1 1 1 0

Kubangazprom / Кубаньгазпром 3 3 3 3 0

LUKOIL – Kalinigradmorneft / ЛУКОЙЛ – Калининградморнефть 1 1 1 1 1

LUKOIL – Kogalymneftegaz / ЛУКОЙЛ – Когалымнефтегаз 3 3 3 3 3

Mekamineft / Мекаминефть 1 1 1 1 1

Mostransgaz / Мострансгаз 3 3 3 3 0

Nadymgazprom / Надымгазпром 1 1 1 1 1

Naryanmarneftegaz / Нарьянмарнефтегаз 1 1 1 1 1

Trican Well Service (Canada) / (Канада) 3 5 5 6 6

Nignevartovskiy KRS (company liquidated in 2009 – INTEGRA) /

Нижневартовский КРС1 2 0 0 0

Nord-Service/ Норд-Сервис 2 2 2 2 2

Noyabrskgazdobycha / Ноябрьскгаздобыча 1 2 2 2 2

Orenburgburgaz / Оренбургбургаз 2 1 1 1 1

Orenburggazprom / Оренбурггазпром 2 2 2 2 2

Orenburgneft / Оренбургнефть 1 1 0 0 0

Orenburg Ugpodzemremont Gazprom /

Газпром Оренбург Югподземремонт3 3 4 4 4

Packer Service Пакер-Сервис 0 0 0 1 2

Rosneft – Krasnodarneftegaz / Роснефть – Краснодарнефтегаз 1 1 1 1 1

Rosneft – Purneftegaz / Роснефть – Пурнефтегаз 6 6 6 6 6

Rusimperial / Русимпериал 1 1 1 1 1

SMM – Special Machine Building & Metallurgy 1 1 1

Samotlor-Servis (BJ) – moved out of country

Самотлор-Сервис – ликвидирована2 2 0 0 0

Schlumberger (USA) 12 12 12 13 11

30

#2 February 2012


Oil&GasEURASIA

CHINA Oilfields/Месторождения в Китае 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Huabei Oilfield / Месторождение Хуабей 1 1 2 2 2 2

Shengli Oilfield – (Sinopec) / Месторождение Шенгли 1 1 3 3 3 3

Daqing Oilfield / Месторождение Даджинг 2 2 5 5 5 5

Liaohe Oilfield / Месторождение Ляохе 1 1 2 2 2 2

Jilin Oilfield / Месторождение Джилин 1 1 1 1 1 1

Dagang Oilfield / Месторождение Даганг 1 1 2 2 2 8

Zhongyuan Oilfield / Месторождение Джонгуань 1 1 2 2 2 2

Henan Oilfield / Месторождение Хенань 1 1 3 3 3 3

Sichuan Oilfield / Месторождение Сычуань 3 3 4 6 6 6

Changqing Oilfield / Месторождение Чангджин 1 1 2 2 2 6

Tuha Oilfield / Месторождение Туха 2 2 2 2 2 4

Karamayi Oilfield / Месторождение Карамайи 2 2 4 4 4 4

Tarim Oilfield / Месторождение Тарим 1 1 2 2 2 4

COSL – Halliburton 1 1 2 2 1 1

Jiabghan Oilfield / Месторождение Джиабхань 0 1 1 1 4

S&S shipped in 2011 / Отгрузка S&S в 2011 4 2 1 1

Hydra Rig shipped in 2011 / Отгрузка Hydra Rig в 2011 2 1 1 4

AmKin shipped in 2011 – CTD / отгрузка AmKin в 2011 2

19 19 43 42 40 55

CNPC – Fields/Месторождения CNPC 31 37 See Above Breakdown / См. разбивку выше

CNOOC – Fields/Месторождения CNOOC 2 4

COSO – Fields/Месторождения COSO 0 2

Baker 1 1

BJ Services 2 2 1 1 2 2

Schlumberger 1 1 0 2 1

Halliburton 2 2 1 0 0 0

Highlander & Kline Intl – JV 0 0 2 2 2

Total International Companies / Всего по международным компаниям 6 6 2 3 7 6

Total CTU’s/Всего КТУ 25 25 45 45 47 61

Active Coil Tubing Units – China / Действующие колтюбинговые установки в Китае

01.01. 2008 01.01. 2009 2010 2011 2012

Severgazprom / Севергазпром 8 8 8 8 8

Sibyrtansservice – company was liquidated in 2009

Сибирьтранссервис – ликвидирована в 2009 1 2 0 0 0

Sibbirskaya Geofizicheskaya Kompaniya

Сибирская геофизическая компания2 2 2 2 2

Surgutneftegaz (24 CTU’s + 1 CTD’s) / Сургутнефтегаз (24 – КРС +

1 – бурение)18 25 25 25 25

Tatneft / Татнефть 5 7 8 8 8

TNK – Nizhnevartovsk / ТНК – Нижневартовск 2 2 2 2 2

Tyumenburgaz / Тюменьбургаз 2 3 3 3 3

Tyumentransgaz / Тюменьтрансгаз 1 1 1 1 1

Ural-Design / Урал-Дизайн 2 2 2 2 2

Ugtransgaz / Угртрансгаз 2 2 2 2 0

Gazprom Podzemremont Urengoi – Urengoigazprom

Уренгойгазпром10 8 21 21 21

Urengoigeoresurs / Уренгойгеоресурс 1 2 1 1 1

Varyegan-Remont / Варьеган-Ремонт 1 1 1 1 1

Varyeganneft / Варьеганнефть 1 1 1 1 1

Weatherford 0 1 1 3 3

Westor Overseas Holdings Ltd. 2 7 3 3 3

Yamburggazdobycha / Ямбурггаздобыча 5 5 5 5 5

Zapsibgazprom / Запсибгазпром 1 1 1 1 1

CTU Count for Russia: / количество установок в России: 151 177 176 183 180

CTU Count for RF & Surrounding Countries:

количество установок в России и СНГ162 196 213 220 218

31




Active Coiled Tubing Units for International Operations / Действующие колтюбинговые установки в мире

COMPANY/ КОМПАНИЯ LOCATION/ РАСПОЛОЖЕНИЕ 2006 2007 2008 2009

subtotals/ пром. итог2009

20102010пром итог

2011

MIDDLE EAST UNITS / УСТАНОВКИ НА БЛИЖНЕМ ВОСТОКЕ

Halliburton Middle East / Бл. Восток 13 13 16 16 1 21 18

Halliburton Kuwait /Кувейт 2 2

Schlumberger Middle East / Бл. Восток 30 35 35 35 2 42 28

Schlumberger Kuwait /Кувейт 2 3

SchlumbergerKingdom of Saudi Arabia /Кор. Саудовская Аравия

10

BJ Services Middle East / Бл. Восток 15 25 22 22 1 22

BJ ServicesKingdom of Saudi Arabia /Кор. Саудовская Аравия

7

BJ Services Kuwait / Кувейт 2 3

BJ Services Oman / Оман 2

BJ Services Egypt / Египет 1

BJ Services Qatar / Катар 1

Gulf Drlg & Maint Co. (GDMC) Middle East / Бл. Восток 0 0 0 1 1 2 2

Bin Ham Oil Group Middle East / Бл. Восток 4 6 6 6 6 6

SAPESCO Egypt / Египет 4 5 7 7 7 7

SAPESCO Libya / Ливия 1 1

NAPESCO Middle East / Бл. Восток 14 17 2 2 2 2 2

Uni-Arab Engineering & Oilfield Services Middle East / Бл. Восток 3 3 3 3 3 3

Moraik Group Middle East / Бл. Восток 3 3 3 3 3 3

Delta Engineering Middle East / Бл. Восток 3 3 3 3 3 3

Al Ahlia Oilfields Development Co. Middle East / Бл. Восток 9 9 9 9 9 9

Al Ghaith Oilfield Supplies & Services Co. Middle East / Бл. Восток 2 2 2 2 2 2

M.B. PetroleumMiddle East - Oman / Бл. Восток - Оман

2 2 3 3 3 3

National Petroleum Srvc (NPS was NOWMCO) Middle East / Бл. Восток 1 2 2 2 3 3

Aker Qserv Qatar / Катар 1 1 1 1 1 2

Aker Qserv Yemen / Йемен 0 0 1 1 0 0

Al-HashediMiddle East - Yemen / Бл. Восток - Йемен

2 2 2 2 2 2

Superior Oilfield Services Middle East /Бл. Восток 8 10 10 10 8 8

Sprint Oilfield Services Middle East / Бл. Восток 4 6

Sanjel Middle East / Бл. Восток 2

Weatherford Yemen / Йемен 1 1

Weatherford Mozambique / Мозамбик 1

Weatherford Iraq / Ирак 4

Weatherford UAE / ОАЭ 3 1

XtremeKingdom of Saudi Arabia / Кор. Саудовская Аравия

1 2

Total: Middle East Всего: Ближний Восток 114 138 127 128 155 148

UNITS FOR RUSSIA & EURASIA/ УСТАНОВКИ В РОССИИ И ЕВРАЗИИ

Azerbaijan – Brkdn on “Russia 2010” table Азербайджан – см. таблицу по России и СНГ

3 3 3 3 3 3

Belarus – Brkdn on “Russia 2010” table Беларусь – см. таблицу по России и СНГ

0 0 1 1 1 1

Kazakhstan – Brkdn on “Russia 2010” table Казахстан – см. таблицу по России и СНГ

0 0 1 9 20 20

Uzbekistan – Brkdn on “Russia 2010” table Узбекистан – см. таблицу по России и СНГ

2 2

Turkmenistan – Brkdn on “Russia 2010” table Туркменистан – см. таблицу по России и СНГ

1 1

Ukraine – Brkdn on “Russia 2010” tableУкраина – см. таблицу по России и СНГ

N/A 4 6 6 10 10

Russia – Brkdn on “Russia 2010” table Россия – см. таблицу по России и СНГ

110 118 151 177 176 183

Total: Russia & Eurasia Всего: Россия и Евразия 113 125 162 196 213 220

UNITS FOR THE FAR EAST / УСТАНОВКИ НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ

Halliburton Far East / Дальний Восток 15 15 22 22 27 33

32

#2 February 2012


Oil&GasEURASIA

Schlumberger Far East/ Дальний Восток 15 18 18 12 19 22

BJ Services Australia / Австралия 23 26 14 14 18 3

BJ ServicesNew Zealand / Новая

Зеландия1

BJ Services Indonesia / Индонезия 4

BJ Services Malaysia / Малайзия 1

BJ Services Philippines / Филиппины 1

BJ Services Thailand / Таиланд 1

BJ Services Vietnam / Таиланд 4

PNOC Far East / Дальний Восток 2 2 2 2

Aker Qserv Far East / Дальний Восток 3 2

Black Diamond (new in 2010) (новая в 2010 году) Singapore / Сингапур 1

Subtotal / Промежуточный итог 69 73

India / Индия 29 34 24 24 22 17

Halliburton in India / Halliburton в Индии India / Индия 2 2 2

BJ Services in India / BJ Services в Индии 5 5 5

Total INDIA / Всего по Индии 24

Pakistan / Пакистан 10 10 10 11 9

* OGDC Pakistan / OGDC Пакистан Pakistan / Пакистан 2 2 2

* Weatherford Pakistan – sent to Abu Dhabi / Weatherford Пакистан – отправлены в Абу Даби

Pakistan / Пакистан 1 1 0

* Schlumberger Pakistan / Schlumberger Пакистан Pakistan / Пакистан 3 3 1

* Eastern Western Pakistan / Eastern Western Пакистан


* Sprint Oilfield Services Pakistan / Sprint Oilfield Services Пакистан


Total PAKISTAN / Всего по Пакистану 7

AUSTRALIA / АВСТРАЛИЯ

AmKin shipped in 2010 – CTD Отгрузка AmKin в 2010 году

1

China – Brkdn on “China 2010” table Китай – см. таблицу

2006 & 2007 Stats Adjusted / Уточнение статистики по

2006 и 2007 годам

31 33 0 45 47 61

Total Far East / Всего по Дальнему Востоку 125 136 90 130 0 147 19 166

Total: Russia & Eurаsia + Far East / Всего по России и Евразии

386

LATIN AMERICA: / ЛАТИНСКАЯ АМЕРИКА

Halliburton South America / Южная Америка

15 15 26 26 32 33

Schlumberger South America / Южная Америка

20 22 22 26 45 65

Baker Hughes (CTD / буровая КУ) Venezuela / Венесуэла 1 1

Weatherford S. America - Colombia / Южная Америка - Колумбия

1

Subtotals: Mexico Промежуточный итог: Мексика 64

Schlumberger Mexico / Мексика 20 20 20 20 20

Complete Prdtn Srvcs (IPS-Servicio Petrotech) Mexico / Мексика 14 14 14 14 28 26

Xtreme Mexico / Мексика 10 0

Sanjel CT Mexico / Мексика 0 0 0 0 1 1

BJ Services Mexico / Мексика 4

Weatherford Mexico / Мексика 5

San Antonio (acquired SOTEP 2008/ приобретена SOTEP 2008)

Brazil / Бразилия 6 6 6 6 6 6

BJ Services South America – 32/ Южная Америка – 32

24 28 24 24 32

BJ Services Brazil / Бразилия 16

BJ Services Peru / Перу 2

BJ Services Colombia / Колумбия 4

BJ Services Bolivia / Боливия 1

BJ Services Equador / Эквадор 2

BJ Services Venezuela / Венесуэла 6

Tucker Venezuela – Trinidad 3 3 3 3 2 2

CPVEN – new listing 2011 Venezuela / Венесуэла – Тринидад

3

Ven-Line Venezuela / Венесуэла 6 6 6 6 6 6

33




Newsca Venezuela / Венесуэла 1 1 1 1 1 1

SSO Venezuela / Венесуэла 7 9 9 9 9 9

San Antonio (acquired SOTEP 2008/ приобрел SOTEP в 2008 году)

South America / Южная Америка

7 7 7 7 7 7

BJ Services Argentina / Аргентина 6

Sanjel CT Argentina / Аргентина 1

Total: Latin America Итог по Латинской Америке 123 131 138 142 206 202

EUROPE / AFRICA: ЕВРОПА / АФРИКА

Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Europe / Africa / Европа, Африка

32 32 41 41 38 38

Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Italy / Италия 1

Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Germany / Германия 1

Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Poland / Польша 1

PSL – see Halliburton / см. Halliburton Europe / Европа 7 9 0 0 0

Halliburton (includes former PSL/ включая PLS) Algeria / Алжир 8

Schlumberger Europe / Africa / Европа, Африка

65 65 54 52 58 33

Schlumberger Algeria / Алжир 10

Schlumberger Germany / Германия 2

Schlumberger Italy / Италия 1

BJ / Baker Hughes (CTD’s – not active) Algeria (2 – CTD’s) / Алжир (2 КУ для бурения)

2 0

BJ Services Europe / Africa / Европа, Африка

25 25 39 39 40

BJ Services N. Africa – Algeria 10, Libya 3 / С. Африка – Алжир 10,

Ливия – 3

13

BJ Services Sub-Sahara – Congo, Gabon / Суб-Сахара – Конго

2

BJ Services Nigeria & Angola / Нигерия и Ангола

6

BJ Services United Kingdom / Великобритания

9

BJ Services Norway / Норвегия 4

BJ Services The Netherlands / Голландия 5

Coil Services B.V. (8 total) UK /Великобритания 1

Coil Services B.V. Germany / Германия 2

Coil Services B.V. The Netherlands /Голландия 2

Coil Services B.V. Libya / Ливия 1

Coil Services B.V. Russia / Россия 1

Coil Services B.V. Ukraine / Украина 1

Aker Qserv (includes former Wellserve) Europe / Africa / Европа, Африка

9 9 0 0 9 10

QSERV – see Aker Qserv Aberdeen /Абердин 4 4 8 8 0 0

SMAPE – ITALFLUID EGYPT Egypt / Египет 3 3 3 3 3 3

SMAPE – Europe Europe / Европа 11 13

CROSCO – One (1) unit retired (1 установка выведена из эксплуатации)

Croatia / Хорватия 4 4 4 4 3 3

CROSCO Syria / Сирия 1 1 1 1 1 1

Trican Well Service Algeria / Алжир 0 0 1 1 2 2

Weatherford Algeria / Алжир 3 3 3 2 1

Weatherford Algeria – 2 CTD’s / Алжир – 2 КУ для бурения

2

Weatherford Romania / Румыния 3 3

Weatherford Tunisia / Тунис 1

AIFG Algeria / Алжир 2

Viking Drlg – bought 2 Lariat (USA) CTU’s/ приобрели 2 КУ Lariat (США)

Turkey / Турция 2

Crosnow – new – новая Poland / Польша 2

Diamond – new – новая Poland / Польша 2

Pol Tex Methane – New – CTD doing CBM work – новая КУ для бурения выполняет работы по добыче метана угольных пластов

Poland / Польша 1

Total: Europe / Africa: Итого: Европа/ Африка 150 155 154 152 172 190

Total: International Итого в мире 2005 Итого: 615 512 560 509 552 893 926

34 Oil&GasEURASIA

It’s been a long time coming, but finally,

Russia has been welcomed into the World

Trade Organization (WTO). What will this

mean in practical terms for the oil and gas

industry? Not much for energy prices. But

oilfield equipment producers will face more

competition from imports; and Russian man-

ufacturers will become more competitive and

have an easier time exporting.

Industry experts and analysts have

agreed that Russia, whose economy is largely

dependent on the oil and gas sector, has been

maintaining the status quo by defending

export duties for energy and keeping domes-

tic prices low.

Событие, которого столь долго ждали,

наконец-то произошло – Россия

вступила во Всемирную торговую

организацию (ВТО). Как это отразится

на российской «нефтянке»? Скорее всего,

почти никак, если речь идет о ценах на

энергоносители. Что касается производи-

телей нефтепромыслового оборудования,

с одной стороны, им придется работать в

условиях более жесткой конкуренции, с

другой – экспортировать свою продукцию

российским компаниям станет легче.

Тем не менее, эксперты и аналитики

отрасли сошлись во мнении, что Россия,

чья экономика в значительной степени

зависит от нефтегазового сектора, способ-

на сохранить определенный «статус-кво»,

WTO

WTO Opens World to RussiaThough U.S. Trade Remains Hobbled by Jackson-Vanik

ВТО приветствует РоссиюАмериканским компаниям мешает «Джексон-Вэник»

Alexander Braterskiy

Александр Братерский

ILLUSTRATION: PYOTR DEGTYAREV / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ПЁТР ДЕГТЯРЁВ

35


ВТО


не допуская значительного увеличе-

ния экспортных пошлин на энерго-

ресурсы и роста цен на газ, предна-

значенный для внутренних нужд.

«В целом, влияние ВТО на рос-

сийский нефтегазовый сектор фак-

тически невелико, несмотря на то,

что экспортные поставки нефти и

газа являются основным способом

взаимодействия России с мировы-

ми торговыми операторами», – ска-

зал Мэтью Сейджерс, глава подраз-

деления российской и каспийской

энергетики консалтингового агент-

ства IHS CERA, в интервью журналу

«Нефть и газ Евразия».

Несмотря на стремление ВТО

обязать нового члена организации уравнять внутренние

цены на газ с внешними, России удалось отстоять свою

позицию, и в ближайшем будущем при реализации при-

родного газа будет взиматься экспортная пошлина, не пре-

вышающая 30%. При этом, ряд правительственных экспер-

тов по работе над стратегией социально-экономического

развития России до 2020 года призывали упразднить эти

сборы с целью стимулировать процесс модернизации эко-

номики страны.

Аналогичным образом рассматривался вопрос и по

нефти. В частности, высказывались опасения в отношении

роста цен на бензин, поскольку, в условиях привязки стои-

мости газа к цене нефти, любая попытка регулирования

одной из «составляющих» неизбежно повлечет за собой

изменение другой.

Как отмечено в документе о Соглашении России и

ВТО, опубликованном на сайте организации, «Российская

Федерация будет по-прежнему регулировать цены на энер-

гоносители для бытовых и других некоммерческих потре-

бителей, с учетом принципов внутренней социальной

политики».

«Правительство будет по своему усмотрению регу-

лировать цены на энергоресурсы, предназначенные для

внутригосударственного потребления. Мы вовсе не обя-

заны приводить внутренние цены на газ в соответствие с

экспортными, и наше будущее членство в ВТО не налагает

на нас подобных обязательств», – заявил в интервью газете

«Коммерсантъ» в конце прошлого года Максим Медведков,

руководитель российской делегации на переговорах о

вступлении России в ВТО.

Тем не менее, в связи с подписанием соглашения о

вступлении России в ВТО, большие ожидания возлагаются

на национальных производителей и дистрибьюторов газа,

которые должны будут впредь работать на коммерческой

основе в соответствии с правилами ВТО.

«Поскольку цены на нефть (и, соответственно, экспорт-

ные цены на газ) довольно высоки, вступление в ВТО будет

означать для России довольно существенный рост внутрен-

них цен на газ. Правительство пока не знает, насколько

быстро это произойдет, но уже сегодня существующая раз-

ница в ценах постепенно сокращается за счет медленного

регулируемого увеличения цен на внутреннем рынке, осу-

ществляемого поэтапно», – заявил Сейджерс из IHS CERA.

Российская газовая монополия не очень пострадает

от вступления страны в ВТО, несмотря на то, что, соглас-

но правилам этой организации, каждое государство-

член должно сформировать на своей территории усло-

“In general, the WTO impact on the Russian oil and gas

sector is actually fairly minor, despite the fact that oil and

gas exports are Russia’s major means of contact with global

trade,” Matthew Sagers, the head of IHS CERA’s Russian and

Caspian Energy service told Oil&Gas Eurasia.

The WTO had wanted Russia to end the practice of

charging lower prices for natural gas consumed domesti-

cally, and higher prices for gas exports. But Russia won

that agrument. Russia will be allowed to place a tax of up

to 30 percent on top of the price at which it sells natural

gas domestically for the foreseeable future, despite the

fact that several government experts, working for the gov-

ernment Strategy 2020 economic plan wanted to abolish

them to stimulate economic modernization.

On the oil side, similar deliberations took place. At

issue were fears that gasoline prices might rise and since

the price of natural gas is tied to the price of oil, any adjust-

ment to oil prices would affect natural gas.

“The Russian Federation would continue to regulate

price suppliers to households and other noncommercial

users, based on domestic social policy consideration,” said

the document on the Russian WTO agreement, published

on the organization’s site.

“The government will regulate gas prices for domes-

tic consumption the way it wants. And we don’t have

and will not have an obligation to make the internal gas

prices conform to the export ones,” Maksim Medvedkov,

the chief Russian WTO negotiator told the business daily

Kommersant newspaper at the end of 2011.

However, at some point, Russia will have to deal with

the pain and politically unpopular move of forcing domes-

tic gas producers and distributors to operate on a commer-

cial basis according to WTO rules; just not now.

“With oil prices (and oil-linked export prices for

natural gas) being quite high, this would mean a fairly sig-

nificant increase in domestic gas prices. The government

is uncertain about how rapidly this convergence should

take place now, but it is now being adjusted further with

slower rates of regulated price increases,” Sagers, from the

IHS CERA.

The Russian gas monopoly won’t lose much from WTO

accession, despite the organization’s rules that require

that member countries create conditions for independent

exporters to emerge. Analysts for Russia’s VTB bank believe

that Russia will use domestic legislation to prevent inde-

pendent exporters from emerging.

Vladimir Milov,

Institute of Energy Policy, General Director

When it comes to the oil and gas sector, Russia’s accession to the WTO

will not affect it, because the rules mostly apply to non-natural resources.

As far as domestic natural gas fees are concerned, the issue was

resolved back in 2007, when the government passed a resolution “On the

Improvement of the State Regulation of Natural Gas Prices” (the document

abolishes the state regulation of natural gas fees for all consumers, except

for households, starting Jan. 1, 2007).

We have no natural gas market, but the resolution has already resulted in

an increase in natural gas prices to the U.S. level, reaching $130 per 1,000

cubic meters. There has been no price containment.

36

#2 February 2012

WTO

Oil&GasEURASIA

“In terms of changing overall investment rules (reci-

procity in investment conditions) and transparency in the

sector, WTO is not really going to change the Russian oil

and gas sector from current practices,” said Sagers.

Even so, Russian producers of oil and gas equipment

do worry that they will face greater competition from for-

eign manufacturers.

“We expect that the competition with foreign produc-

ers will be stronger. It will be tough for us, but we hope

that, thanks to modernization, Russia’s pipe industry will

remain competitive,” said Sergei Rybak, a spokesman for

the Chelyabinsk-based CHTZ pipe producer.

Russian manufacturers are sometimes at a disadvan-

tage unless they have voluntarily adopted international

standards to support their exports. Those that have adhered

only to GOST are behind the times.

Yet, a technical engineer from an Omsk-based oil

equipment manufacturer expressed her hopes that Russian

officials will indirectly support Russian companies by tight-

ening technical regulations. “I don’t think that they would

allow us to be ruined,” said the engineer who spoke on

condition of anonymity as she was not authorized to speak

to the press.

According to The Promishlenni Vestnik industry maga-

zine, 400 Russian companies produce oil and gas equip-

ment. To survive, some may merge and others may create

JVs with foreign firms. This won’t happen overnight as it

will take years for Russia to fully adopt all WTO rules.

Ironically enough, Alexander Romanikhin, head of the

All Russian Oil & Gas Equipment Producers Union, said that

domestic producers have nothing to loose, since they don’t

have support anyway. “If there are no barriers what kind of

danger are we talking about?” said Romanikhin.

But the ultimate irony is that while the U.S. has sup-

ported Russia’s accession to WTO, U.S.-Russian trade will

remain at a disadvantage until the U.S. Congress repeals

the Brezhnev-era Jackson-Vanik amendment. The U.S. law

passed in 1974 was to pressure the Soviet Union on human

rights issues, particularly Jewish immigration. Twenty

years after the collapse of the Soviet Union, it remains

on the books and blocks the U.S. and Russia from agree-

ing “most-favored-nation” status in their trade relations.

U.S. Presidents George W. Bush and Barrack Obama have

backed the repeal of Jackson-Vanik, but it is up to Congress

to actually act. In an election year, that, as one analyst said:

“might be asking too much.”

вия для работы независимых экспортеров. Аналитики из

российского Банка ВТБ полагают, что этот вопрос будет

по-прежнему регулироваться национальным законодатель-

ством Российской Федерации.

«С точки зрения изменения общих правил инвестиро-

вания (соблюдение принципа взаимности в условиях инве-

стирования) и, в целом, прозрачности российского нефте-

газового сектора, вступление в ВТО вовсе не предполагает

кардинальный пересмотр принципов функционирования

этой отрасли», – отметил Мэтью Сейджерс.

Больше всего по поводу вступления в ВТО беспокоятся

российские производители нефтегазового оборудования

– им есть что терять в случае появления зарубежных кон-

курентов.

«Мы ожидаем, что конкуренция с иностранными про-

изводителями будет жесткой. Для нас это станет своеобраз-

ным вызовом, но мы надеемся, модернизация позволит

российской нефтегазовой отрасли сохранить конкуренто-

способность», – заявил Сергей Рыбак, директор по страте-

гическим коммуникациям Челябинского трубопрокатного

завода.

Несмотря на то что в стране существуют производители

качественного оборудования, многие технические стандар-

ты на выпуск оборудования и материалов для нефтегазовой

отрасли, действующие еще с советских времен, уже давно

устарели и не способствуют привлечению иностранных

инвестиций.

Однако по словам технического инженера омской ком-

пании, выпускающей нефтяное оборудование, она наде-

ется, что российские чиновники найдут способ косвенно

поддержать местных производителей за счет ужесточения

правил технического регулирования. «Я не думаю, что они

позволят себя разорить», – заявила она на условиях аноним-

ности, так как не имела полномочий делать заявления для

прессы.

Согласно отраслевому периодическому изданию

«Промышленный вестник», в России работает 400 предпри-

ятий, выпускающих нефтегазовое оборудование, и многие

из них, чтобы выжить, будут вынуждены либо объединяться

посредством слияний, либо создавать СП с зарубежными

операторами.

По иронии судьбы, как утверждает Александр

Романихин, президент Союза производителей нефтегазово-

го оборудования, национальным компаниям нечего терять,

поскольку им государство в принципе никогда не оказывало

поддержки. «Если не существует никаких препятствий, о

какой опасности может идти речь?» – сказал Романихин.

Но главный парадокс заключается в том, что США,

поддержавшие вступление России к ВТО, пока не устрани-

ли основное препятствие в американо-российских торго-

вых отношениях – поправку Джексона-Вэника Конгресс

аннулировать не спешит. Данная поправка была принята

в 1974 году с целью оказать давление на СССР в вопро-

сах нарушения прав человека, особенно запрета на выезд

евреев из страны. Несмотря на то, что Советский Союз

распался 20 лет назад, этот «пережиток „холодной войны“»

по-прежнему мешает установить режим наибольшего бла-

гоприятствования в торговых отношениях между США и

Россией. И Джордж Буш-младший в бытность свою пре-

зидентом, и Барак Обама последовательно выступали за

отмену Джексона-Вэника. Однако решающее слово в этом

вопросе остается за Конгрессом, а ждать сколь-либо реши-

тельных действий в год выборов, по мнению одного из ана-

литиков, – это «требовать слишком многого».

Владимир Милов, генеральный директор,

«Институт энергетической политики»

Если говорить о нефтегазовом секторе, то вступление России в ВТО на

него никак не повлияет, так как правила распространяются, в основном,

на несырьевые товары.

Что касается внутренних цен на газ, этот вопрос был закрыт в связи с

принятием в 2007 году постановления правительства: «О совершенство-

вании государственного регулирования цен на газ» (документ отменя-

ет госрегулирование цен на газ для всех потребителей, за исключением

населения, с 1 января 2007).

У нас нет рынка газа, но принятие постановления привело к тому, что

цены уже повысились до американских и составляют $130 за 1 000 м3.

Никакого сдерживания цен не было и нет.

37



NOVATEK, Russia’s leading independent gas pro-

ducer, presented a development strategy through

2020. Using the assets acquired over the past two

years, the company aims at a twofold increase in natural

gas production and a threefold increase in liquids produc-

tion. Experts note that NOVATEK’s share at the domestic

market is growing on the account of reducing the share of

Gazprom.

NOVATEK, which began its rapid growth in the early

2000s, managed to become the largest independent gas

producer in Russia within only a few years. In 2004, the

company produced about 20 billion cubic meters of gas

per annum, and seven years later – 53 billion cubic meters

of gas per annum.

Prior to its Initial Public Offering at the London Stock

Exchange in 2005, NOVATEK promised its investors to

increase the production rate to 45 billion cubic meters of

gas per annum by 2010. However, despite the claims of

NOVATEK’s management of keeping their promises, the

later were fulfilled only thanks to the acquisition of 51

percent of Sibneftegaz, which was in Gazprom’s sphere of

interest, at the close of 2010. In fact, in 2010, NOVATEK

produced 37 billion cubic meters of gas, and in 2011, taking

the “shopping” into account, – 53 billion cubic meters.

Since the beginning of trading session on the London

Stock Exchange, NOVATEK’s GDR quotes increased seven-

fold and amounted to $140 per GDR.

Successful “Shopping”By the beginning of the new decade, NOVATEK has

accumulated a substantial amount of reserves – its proven

reserves have doubled since 2004 and amounted to 8.1 bil-

lion barrels of oil equivalent according to SEC standards,

while the organic growth of reserves amounted to only half

of the respective incremental value.

Over the past two years, NOVATEK spent about $2.7

billion to conduct four major acquisitions: the company

acquired South Tambeyskoye Gas Condensate Field contain-

ing C1 + C2 natural gas reserves in the amount of 1.3 trillion

cubic meters from a businessman Gennady Timchenko and

his partner Peter Kolbin and Gazprombank at the price of

$1.6 billion, 51 percent of Sibneftegaz along with 400 billion

cubic meters of ABC1 + C2 natural gas reserves at the price

of 27 billion rubles (almost $1 billion) from Gazprombank,

25 percent of Severenergia along with 1.3 trillion cubic

meters of natural gas and 722 million tons of ABC1 + C2

liquid hydrocarbons from Gazprom at the price of 56.3 bil-

Крупнейший независимый производитель газа в

России – «НОВАТЭК» – представил новую стратегию

развития к 2020 году. С помощью активов, приоб-

ретенных за последние два года, компания хочет удвоить

добычу газа и утроить производство жидких углеводоро-

дов. Эксперты отмечают, что «НОВАТЭК» на внутреннем

рынке растет за счет снижения доли «Газпрома».

«НОВАТЭК», начавший свой бурный рост в начале

2000-х годов, всего за несколько лет сумел стать крупней-

шим независимым производителем газа в России. Еще в

2004 году компания добывала порядка 20 млрд м³ газа, а

спустя семь лет – уже 53 млрд м³ газа в год.

Перед своим выходом на IPO на Лондонской бирже

в 2005 году «НОВАТЭК» пообещал инвесторам к 2010 году

добывать 45 млрд м³ газа. Однако, несмотря на заявле-

ния руководства о выполнении обещаний, сделать это

удалось лишь благодаря покупке в конце 2010 года 51%

акций «Сибнефтегаза», находившегося в сфере интересов

«Газпрома». Фактически в 2010 году «НОВАТЭК» добыл 37

млрд м³ газа, а в 2011 году, с учетом «шопинга», – 53 млрд м³.

С начала торгов на Лондонской бирже котировки GDR

«НОВАТЭКа» выросли в семь раз – до $140 за GDR.

NOVATEK Slices at Gazprom to Grow

«НОВАТЭК» прирастает «Газпромом»

Svetlana Kristallinskaya Светлана Кристаллинская

ДОБЫЧА ГАЗА

SO

UR

CE

: N

OVA

TE

K /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: Н

ОВ

АТЭ

К

38

#2 February 2012

GAS PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

Удачный «шопинг»К новому десятилетию «НОВАТЭК»

накопил солидный «жирок» – его дока-

занные запасы углеводородов с 2004

года удвоились – до 8,1 млрд барр. н. э. по

стандартам SEC, при этом органический

рост запасов составил лишь половину

прироста.

За последние два года «НОВАТЭК»

потратил около $2,7 млрд на четыре

крупные покупки: приобрел Южно-

Тамбейское месторождение с запасами

по категории С1+С2 в 1,3 трлн м³ у бизнес-

мена Геннадия Тимченко, его партнера

Петра Колбина и «Газпромбанка» за $1,6

млрд, 51% «Сибнефтегаза» с 400 млрд

м³ газа по ABC1+C2 за 27 млрд рублей

(почти $1 млрд) у «Газпромбанка», чет-

верть «Северэнергии» с 1,3 трлн м³ газа

и 722 млн т жидких углеводородов по

АВС1+С2 у «Газпрома» за 56,3 млрд рублей

(на «НОВАТЭК» пришлось порядка $0,9

млрд), а также практически без конкурса получил от государ-

ства четыре участка на 1 трлн м³ газа с запасами по С1+С2 лишь

за 6,7 млрд рублей (около $200 млн).

Теперь по величине доказанных запасов газа «НОВАТЭК»

занимает шестое место среди торгующихся мировых компа-

ний после «Газпрома», ExxonMobil, Petrochina, Shell и BP. При

этом последним двум «НОВАТЭК» буквально «дышит в спину».

Захват внутреннего рынкаЗаявленную в предыдущей стратегии планку добычи

на 2015 год «НОВАТЭК» повысил незначительно – с 65 до 68

млрд м³ газа. Разработка новых запасов после этого рубежа и

через девять лет позволит «НОВАТЭКу» удвоить добычу газа и

утроить добычу жидких углеводородов, которые сейчас дают

около 40% выручки. Обеспечив такой объем добычи газа,

«НОВАТЭК» рассчитывает к 2020 году удвоить свою долю на

российском газовом рынке – с текущих 8 до 14% при росте

добычи газа в РФ с 665 до 825 млрд м³.

Согласно цифрам, представленным «НОВАТЭКом», к 2020

году доля «Газпрома» в поставках газа на внутренний рынок

снизится с нынешних 74 до 61% при росте объемов на внутрен-

нем рынке с 700 до 880 млрд м³. При этом доля «НОВАТЭКа»

увеличится с 8 до13%, других независимых производителей – с

13 до 21%, доля среднеазиатского рынка останется неизмен-

ной – 5% (т. е. физические объемы увеличатся).

Глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон считает, что лучше

позволить российским независимым производителям уве-

личить добычу, чем спонсировать экономику других стран.

Впрочем, закупки центральноазиатского газа – это, скорее,

часть «большой игры» «Газпрома» по недопущению конку-

ренции с этим газом на экспортных рынках, а также – часть

большой политики.

В минувшем году «Газпром» уже отдал «НОВАТЭКу» солид-

ный рынок сбыта – Челябинскую область с крупными про-

мышленными потребителями, расположенную сравнительно

недалеко от районов газодобычи. Ранее «НОВАТЭК» «увел»

у «Газпрома» крупного клиента в лице «Интер РАО». Теперь

«НОВАТЭК» замахнулся и на привлекательный Московский

регион. В ходе презентации стратегии глава «НОВАТЭКа»

дал понять, что компания не прочь поучаствовать в прива-

тизации «Мособлгаза», а в презентации московский рынок к

2020 году обозначен как рынок сбыта порядка 15 млрд м³ газа

lion rubles (NOVATEK’s

share was approximately

$0.9 billion), and virtu-

ally without any compe-

tition received from the

state four natural gas

fields containing 1 trillion

cubic meters of C1 + C2

gas reserves at the price

of only 6.7 billion rubles

(approximately $200 mil-

lion).

Thanks to this strat-

egy, NOVATEK today is the

sixth largest company in

the world in terms of nat-

ural gas’ proven reserves,

coming next after such

giants as Gazprom, Exxon

Mobil, Petrochina, BP,

Shell – and hard on the

last two’s heels.

Capturing

the Domestic Market

NOVATEK’s forecast stated in the previous development

strategy through 2015 in terms of gas production increased

slightly – from 65 to 68 billion cubic meters of natural gas. The

development of new reserves after this milestone will allow

NOVATEK to double the production of natural gas and to

triple the production of liquid hydrocarbons, which currently

account for about 40 percent of the company’s revenues, even

in nine years. Having ensured the availability of such volumes

of natural gas, NOVATEK expects to double its share at the

Russian natural gas market by 2020 – from present-day 8 per-

cent to 14 percent – along with the increase of gas production

in Russia from 665 to 825 billion cubic meters.

According to figures provided by NOVATEK, by 2020,

Gazprom’s share in the supply of natural gas to the domestic

market will drop from present-day 74 percent to 61 percent

along with the increase of the volumes in the domestic market

from 700 to 880 billion cubic meters. As this takes place, the

market share of NOVATEK shall increase from present-day 8

percent to13 percent, and the market share of other indepen-

dent producers shall increase from 13 percent to 21 percent,

the share of the Central Asian market shall remain the same –

5 percent (i.e., the actual volumes shall increase).

NOVATEK’s CEO Leonid Mikhelson believes that it is bet-

ter to let the Russian independent producers increase their

production rate than to sponsor other economies. However,

purchasing natural gas from Central Asia is rather a part of

Gazprom’s “Great Game” aimed at preventing competition

with this gas at export markets, and a part of the big-time

politics.

Over the past year, Gazprom has already given a substan-

tial sales area to NOVATEK – the Chelyabinsk region – with

large industrial customers located relatively close to the gas

production areas. Previously, NOVATEK, “stole” a major cus-

tomer in the name of Inter RAO UES from Gazprom. Now,

NOVATEK also aims at the promising Moscow region. During

the presentation, NOVATEK’s CEO made it clear that the

company was not averse to participating in the privatization

of Mosoblgaz, and the presentation designated the Moscow

SOURCE: NOVATEK / ИСТОЧНИК: НОВАТЭК

39




«НОВАТЭКа». Московская область потребляет около 20 млрд

м³ газа, Москва – почти 30 млрд м³.

Компания заявляет, что готова нести социальную нагруз-

ку в виде поставок газа населению по регулируемым ценам,

однако не скрывает, что у нее нет сомнений относительно

роста цен на газ в России, есть лишь сомнения в темпах роста.

По расчетам компании, средние цены в РФ уже к 2014 году

вырастут на 42% – до 4 тыс. рублей за 1 тыс. м³, а с учетом

ожидаемой либерализации уже к 2017 году компания ждет

цены в 5,7 тыс. рублей. Единственно, что смущает руководство

«НОВАТЭКа» – тенденция на энергосбережение при росте цен

и необходимость обеспечения конкурентоспособности рос-

сийских предприятий в связи со вступлением России в ВТО.

Мировые амбицииКроме роста на внутреннем рынке, к 2020 году

«НОВАТЭК» намерен завоевать себе имя и на мировом рынке,

причем не только со сжиженным природным газом (СПГ),

но также – если судить по мимолетным заявлениям руковод-

ства – с трубопроводным газом и нефтепродуктами.

Компания подтвердила ранее заявленные планы отно-

сительно начала производства СПГ на Ямале к концу 2016

года, однако вместе с иностранными партнерами она будет

строить лишь добычные объекты – все портовые сооруже-

ния и транспортную инфраструктуру, включая ледоколы и

газовозы ледокольного типа, профинансирует и построит

государство. Несмотря на скорое предоставление налоговых

льгот по проекту «Ямал СПГ», нельзя исключать того, что со

строительством транспортной инфраструктуры могут воз-

никнуть задержки, впрочем, как и в любом проекте такого

масштаба. Премьер-министр РФ Владимир Путин пообещал,

что государство возьмет на себя строительство портовой

инфраструктуры. Кроме того, к 2020 году государство пообе-

щало построить три новых атомных ледокола нового поко-

ления, поскольку сроки эксплуатации старых ледоколов в

РФ заканчиваются. Только с учетом портовой инфрастукту-

ры проект будет стоить около 1 трлн рублей.

«НОВАТЭК» планирует взять на себя финансирование

лишь $2,5 млрд из предварительной стоимости «Ямал СПГ»

в $18-20 млрд. Предполагается, что $7-8 млрд будет при-

влечено на условиях проектного финансирования, $2 млрд

сгенерирует первая фаза реализации проекта, а остальное

профинансируют иностранные участники. При этом, выби-

рая иностранных партнеров, кроме уже вошедшей в проект

market as the sales area of approximately 15 billion

cubic meters of NOVATEK’s natural gas by 2020. The

Moscow region consumes approximately 20 billion

cubic meters of natural gas, and the Moscow city con-

sumes approximately 30 billion cubic meters.

The company declares that it is ready to carry the

social burden in terms of supplying natural gas to the

population at regulated prices, but admits that it has no

doubts regarding the increase of price for natural gas

in Russia, the only question is the rate of such increase.

According to the company’s estimates, the average

prices in Russia shall increase by 42 percent – up to

4,000 rubles per 1,000 cubic meters by 2014, and,

taking into account the expected liberalization, the

company expects that the prices shall rise to 5,700

rubles by 2017. The only thing that embarrasses

NOVATEK’s leadership is the tendency to save energy

during the growth of prices and the need to ensure

the competitiveness of Russian companies in con-

nection with Russia’s accession to the WTO.

World-Scale AmbitionsIn addition to increasing its domestic market share

by 2020, NOVATEK intends to win a name for itself in the

world market not only in terms of liquefied natural gas

(LNG), but also – judging by management’s passing state-

ments – in terms of pipeline gas and petroleum products.

The company confirmed its previously announced

plans concerning the start of LNG production on the

Yamal Peninsula by the end of 2016. However, it plans to

build only gas mining facilities in cooperation with foreign

partners – all port facilities and transport infrastructure,

including icebreakers and icebreaking gas tankers, shall be

financed and constructed by the state. Despite the prompt

granting of tax incentives for the Yamal LNG Project, one

must not rule out the possibility that the construction of

transport infrastructure can be delayed, however, as with

any project of this scale. Russian Prime Minister Vladimir

Putin promised that the state will take over the construc-

tion of port infrastructure. In addition, the state promised

to build three new next generation nuclear icebreakers by

2020, since the operating life of older Russian icebreakers

is coming to an end. The project will cost approximately 1

trillion rubles taking into account only the construction of

port infrastructure.

NOVATEK plans to take over the funding of only $2.5

billion out of the preliminary cost of Yamal LNG Project

amounting to $18-20 billion. It is assumed that $7-8 billion

shall be attracted subject to the conditions of project financ-

ing, $2 billion shall be generated by the execution of the first

phase of the project, and the rest shall be financed by the

foreign participants. As this takes place, while selecting for-

eign partners, besides Total, which has already been selected,

NOVATEK intends to focus on marketing, and not financial

or technological opportunities of potential partners.

Market participants were mostly concerned with

NOVATEK’s vision of perspectives for exporting LNG from

this hard-to-reach region. Currently the company is con-

sidering four options for transportation of LNG from the

Yamal Peninsula – exporting to the European market, the

nearest one (the prices per 1 million Btu amounted to $9

in the third quarter of 2011), exporting to the Asia-Pacific

market ($12 per 1 million Btu) through the Northern Sea

Route, exporting to the Asia-Pacific market through the

SO

UR

CE

: N

OVA

TE

K /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: Н

ОВ

АТ

ЭК

40

#2 February 2012

GAS PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

Total, «НОВАТЭК» намерен сосредоточиться на маркетинго-

вых, а не финансовых или технологических, возможностях

потенциальных партнеров.

Более всего участников рынка заботило, как «НОВАТЭК»

видит перспективы вывоза СПГ из этого труднодоступного

региона. На сегодняшний день компания рассматривает четы-

ре варианта транспортировки СПГ с Ямала – европейский,

самый близкий, рынок (цены в третьем квартале 2011 года –

$9 за 1 млн Btu), рынок АТР ($12 за 1 млн Btu) через Северный

морской путь, рынок АТР через Суэцкий канал и рынок Южной

Америки ($12 за 1 млн Btu).

Хотя «НОВАТЭК» говорит о перспективах роста азиат-

ского рынка, себе компания, похоже, все-таки ищет место в

Европе, куда транспортировать ближе, чем в АТР. Это под-

тверждают и слова главы Total Кристофа де Маржери, который

выразил уверенность, что газ «Ямал СПГ» получит доступ «не

только на рынок Европы». «Думаю, будет возможность экс-

порта и в страны АТР, даже если не в физических объемах, то

через систему SWAP», – сказал он. Для этого Total считает необ-

ходимым привлечь в проект катарские компании, ведь Катар

является главным мировым производителем СПГ.

Между тем, Леонид Михельсон, усиленно отбиваясь

от вопросов инвесторов о том, рассчитывает ли компания

на отмену монополии на экспорт газа в России, обмолвил-

ся, что «НОВАТЭК» изучает возможность покупки некой

Suez Canal and exporting to the South American market

($12 per 1 million Btu).

Although NOVATEK makes statements concerning

the growth prospects at the Asian market, the company

itself seems to be still looking for a place in the European

market, which is closer than the Asia-Pacific market. This

is also confirmed by the words of Total CEO Christophe de

Margerie, who expressed confidence in the fact that the

gas produced by the Yamal LNG Project shall gain access

“not only to the European Market.” “I think it would be

possible to export gas to Asia-Pacific countries, even if not

in physical volumes, then by means of the swap system,”

said Christophe de Margerie. To do this, Total believes it

necessary engage Qatari companies in project develop-

ment, since Qatar is the world’s top producer of LNG.

Meanwhile, Leonid Mikhelson, strenuously dodg-

ing the investors’ questions concerning the company’s

expectations in terms of abolishing the monopoly of

gas exports in Russia, mentioned that NOVATEK is inves-

tigating the possibility of acquisition of a certain gas

consumer company beyond the borders of the Russian

Federation. It is worth recalling that just six months ago,

while listening to Gazprom’s plans on building another

export pipeline to Europe – South Stream – EU Energy

Commissioner Guenther Oettinger expressed himself in

Gazprom’s Under PressureYuzhno-Tambeyskoye field which has not been developed yet, is to serve as a

resource base for the Yamal LNG Project. However, according to NOVATEK’s Chief

Financial Officer Mark Gyetvay, the deposit will reach the 16-years mark of 25.2 bil-

lion cubic meters of gas per annum by 2020. Given this, NOVATEK also received

from the RF Government four prospective gas fields located at the Gydan pen-

insula (containing C1+C2 natural gas reserves in the amount of almost 1 trillion

cubic meters) at the price of only 6.7 billion rubles to “expand the LNG produc-

tion resource base at the Yamal Peninsula.” Formally, there were other contenders

– Itera and Summa Group’s subsidiary, but their bids were dismissed as non-con-

forming to the tender’s terms. Itera bridled up, but did not file an appeal.

At the same time, according to Leonid Mikhelson, there is a possibility that gas

from the first gas producing fields – Utrenny and Geofizicheskoye, which are to yield

30.6 billion cubic meters of gas by 2020 – will be partially fed into pipelines integrat-

ed into UGSS’ network.

Leonid Mikhelson’s last meeting with Gazprom CEO Alexei Miller in January

2012 indirectly confirmed the fact that gas from Geofizicheskoye and Utrenny fields

would be fed into the pipe.

According to press release, the parties discussed a possibility to jointly build the

facilities to produce LNG on Yamal. They also considered a strategy for joint devel-

opment and commissioning of new fields based on the Gydan Peninsula’s resource

base to orderly replace the falling production from the Nadym-Pur-Taz Region.

In the region there are three major fields owned by Gazprom, namely the

Yamburg, Urengoy and Medvezhje. The said fields’ reserves are dwindling, thus

making available a pipe in the vicinity of Yamburg Compressor Station.

To connect the pipe with Geofyzicheskoye field, additional 125 kilometers of

pipeline should be laid, and to reach Utrenny field, a longer pipeline – 260 kilome-

ters – is required. Next to Geofyzicheskoye, Gazprom’s Antipayutinskoye field is

located, and the companies could share the cost of constructing a pipeline to the

Yamburg CS.

With this in mind, it may be suggested that NOVATEK will continue pressurizing

Gazprom in the domestic market given that Gazprom only compensates for the fall-

ing production in the corridor, while Novatek intends to supply new gas.

In late November, Gazprom Deputy Chairman Valery Golubev announced some

very telling figures at the annual forum “Gas of Russia – 2011”: in the pre-cri-

Давление на «Газпром»Ресурсной базой для «Ямал СПГ» будет Южно-Тамбейское месторождение,

которое еще не разрабатывается. Однако, по словам финансового директора

«НОВАТЭКа» Марка Джетвея, месторождение уже к 2020 году выйдет на 16-летнюю

полку в 25,2 млрд м3 газа в год. При этом, под «расширение ресурсной базы про-

изводства СПГ на Ямале» «НОВАТЭК» получил от правительства РФ еще четы-

ре перспективных участка на Гыданском полуострове (запасы по С1+С2 почти 1

трлн м3) всего за 6,7 млрд рублей. Формально существовали и другие претенден-

ты – «Итера» и «дочка» Группы «Сумма», но их заявки были признаны несоответ-

ствующими условиям конкурса. В «Итере» возмутились, но подавать апелляцию не

стали.

В то же время, Леонид Михельсон заявил, что, возможно, газ первых разрабаты-

ваемых месторождений – Утреннего и Геофизического, которые к 2020 году обеспе-

чат добычу 30,6 млрд м3 газа, частично будет поставляться в единую систему газос-

набжения (ЕСГ).

Последняя встреча Михельсона с главой «Газпрома» Алексеем Миллером в янва-

ре 2012 года косвенно подтверждает тот факт, что газ Геофизического и Утреннего

месторождений будет пристроен в трубу. Согласно пресс-релизу, стороны обсу-

дили возможность совместного строительства мощностей по производству СПГ

на Ямале, а также стратегию совместного развития и ввода новых месторожде-

ний с учетом ресурсной базы полуострова Гыдан для планомерного замещения

выпадающей добычи Надым-Пур-Тазовского региона. В этом регионе находятся

три главных месторождения «Газпрома» – Ямбургское, Уренгойское и Медвежье,

запасы которых истощаются, а вместе с этим освобождается и труба в районе КС

«Ямбургская». До нее с Геофизического месторождения нужно будет проложить

лишь 125 км трубы, до Утреннего – еще 260 км. Рядом с Геофизическим расположе-

но и Антипаютинское месторождение «Газпрома», поэтому компании могут разде-

лить расходы на строительство газопровода до «Ямбургской». Поэтому давление

на «Газпром» на внутреннем рынке со стороны «НОВАТЭКа» будет только усили-

ваться, так как «Газпром» лишь возмещает падающую добычу на этом коридоре, а

«НОВАТЭК» поставит новый газ.

В конце ноября, на ежегодном форуме «Газ России–2011», заместитель пред-

седателя правления «Газпрома» Валерий Голубев привел весьма говорящие

цифры: в докризисном 2008 году в России было добыто 665 млрд м3 газа, при

этом «Газпром» добыл 550 млрд м3 (82,7% от общего объема), а независимые

41




favour of the abolition of the monopoly on gas exports

in Russia, and noted that Europe would like to see com-

panies such as NOVATEK in its market. A little later, the

European media rumored that NOVATEK was carrying on

negotiations concerning the acquisition of Verbundnetz

Gas (VNG) company – the third company in Germany

in terms of volume of gas sales. Later, Prime Minister

Vladimir Putin mentioned that one must not rule out

the possibility of abolition of monopoly on gas exports

in Russia.

Additionally, one shall not forget that Gazprom is

exporting natural gas produced at the Shtokman Gas

Condensate Field primarily not to Europe, but rather

to Asia. Thus, last year, Gazprom Marketing has signed

memoranda of 25-year supply of 10 million tons of LNG

to Indian companies.

NOVATEK is confident in the profitability of its LNG

project in distinction from the Stockman project, the

decision on which has once again been postponed for

three months, and this was apparently conditioned by the

price issues. According to Mikhelson, in spite of compli-

cations concerning forecasting the costs of transporting

LNG, even if the current Asian-Pacific market price ($12

per 1 million Btu) decreases by almost a half, the export

operations shall still remain profitable.

компании-потребителя газа за пределами РФ. Стоит напом-

нить, что всего полгода назад еврокомиссар по энергетике

Гюнтер Оттингер, выслушивая планы «Газпрома» по строи-

тельству еще одной экспортной трубы в Европу – «Южного

потока», высказался за отмену монополии на экспорт газа

в России, и отметил, что в Европе хотели бы видеть такие

компании, как «НОВАТЭК». Чуть позднее в европейской

прессе появились слухи о том, что «НОВАТЭК» ведет пере-

говоры о приобретении компании Verbundnetz Gas (VNG)

– третьей по объему продаж газа в Германии. Позднее воз-

можность отмены монополии на экспорт газа не исключил

и сам премьер-министр РФ Владимир Путин.

Не стоит забывать и о том, что «Газпром» ведет работу

по продаже газа со Штокмановского месторождения глав-

ным образом не в Европу, а в Азию. Так, в прошлом году

Gazprom Marketing подписал меморандумы с индийскими

компаниями о 25-летних поставках 10 млн т СПГ.

«НОВАТЭК» уверен и в рентабельности своего СПГ-

проекта, в отличие от Штокмана, принятие решения по кото-

рому снова отложено на три месяца – по всей видимости,

из-за ценовых вопросов. По словам Михельсона, несмотря

на сложности с прогнозом стоимости транспортировки СПГ,

даже если текущая цена на рынке АТР ($12 за 1 млн Btu) сни-

зится почти вдвое, поставки все равно останутся рентабель-

ными.

sis 2008, Russia produced 665 billion cubic meters of gas,

while Gazprom produced 550 billion cubic meters (82.7 per-

cent of the total amount). Independent companies produced

110 billion cubic meters, with NOVATEK’s share amount-

ing to 30 billion cubic meters (or 5.5 percent). In 2011, as

Russia’s gas consumption recovered, the total amount of

produced gas approximated to 670 billion cubic meters,

with Gazprom’s share amounting to 510 billion cubic meters

(76 percent) and NOVATEK’s – to 53.3 billion cubic meters

(almost 8 percent). Thus, Gazprom’s production capacity

decreased by 40 billion cubic meters of gas only over the

last four years.

Valery Golubev noted that independent producers sold

gas to Gazprom as well – directly or through joint ventures.

Meanwhile, the effectiveness of Gazprom’s sales, is “very small” – about 5 per-

cent, according to Gazprom’s top manager.

In general, as Golubev said, gas supplies in the UGSS-covered area amounted

to 353 billion cubic meters in 2008, with independent producers’ share account-

ing for 20.7 percent. According to forecasts made in 2011, in case the supply vol-

ume approximated 370 billion cubic meters of gas, the share of independent pro-

ducers would reach 26.8 percent, thus showing an increase by over 6 percent.

“With this share, we may hope that an actual competitive market is evolving in the

country,” Gazprom’s top manager noted. At the same time, Golubev expressed his

concern over preferential treatment given to independent producers: while offered

an opportunity to supply gas to big industrial consumers in the redions located in

the vicinity of production areas, they pay lower MRT (Mineral Replacement Tax) –

e.g., in 2012 Gazprom would have to pay MRT which is twice the amount set for

independent producers. That is why Gazprom spoke against independent compa-

nies receiving a statutory declarative access to the gas “pipe”.

UBS analysts mention that the resource base may enable NOVATEK to produce

the declared amount of gas. They also believe, however, that given consideration

to other independent producers’ aggressive plans, in the mid-term perspective

Russian market may be oversupplied with gas.

The experts thus predict that NOVATEK will contunue squeezing Gazprom out

of its traditional markets. Also, some of UBS analysts are of the opinion that gas

import from Central Asia may stop due to independent producers growth.

– 110 млрд м3, из них «НОВАТЭК» добыл 30 млрд м3 (5,5%). В 2011

году, после восстановления потребления в РФ, из общего объема

примерно в 670 млрд м3 «Газпром» обеспечил 510 млрд м3 (76%),

а «НОВАТЭК» – 53,3 млрд м3 газа (почти 8%). Таким образом, толь-

ко за четыре года «Газпром» потерял в объемах добычи 40 млрд м3

газа.

Валерий Голубев отметил, что независимые производители про-

дают газ и «Газпрому» – напрямую или в рамках совместных с

ним предприятий. При этом эффективность продаж «Газпрома», отметил топ-

менеджер, «весьма незначительна» – порядка 5%.

В целом, поставки газа в зоне Единой системы газоснабжения, подчеркнул

Голубев, в 2008 году составили 353 млрд м3 газа, из них на долю независимых

пришлось 20,7%. В 2011 году прогнозировалось, что при объеме поставок при-

мерно в 370 млрд м3 газа, независимые производители увеличат свою долю до

26,8%, т.е. доля независимых выросла более чем на 6%. «Такая доля дает реаль-

ные предпосылки для начала функционирования реального конкурентного рынка

внутри страны», – считает топ-менеджер «Газпрома». В то же время, Голубев

посетовал на то, что независимым производителям созданы очень хорошие усло-

вия – они имеют возможность поставлять газ в близлежащие с регионами добы-

чи области с крупными промышленными потребителями. Вместе с тем, налог на

добычу газа (НДПИ) для «Газпрома» с 2012 года был установлен в два раза выше,

чем для независимых, поэтому «Газпром» выступил против обеспечения законо-

дательно заявительного доступа независимых к газовой «трубе».

Аналитики UBS отмечают, что ресурсная база может позволить «НОВАТЭКу»

добыть заявленный объем газа, однако считают, что на российском рынке в сред-

несрочной перспективе будет наблюдаться избыток газа с учетом агрессивных

планов других независимых производителей. Поэтому эксперты прогнозируют

дальнейшее вытеснение «Газпрома» «НОВАТЭКом» с его традиционных рынков

сбыта. Рост независимых, по мнению экспертов UBS, может также остановить

импорт газа из Средней Азии.

Valery Golubev, Gazprom Deputy Chairman, is concerned over ●

preferential treatment given to independent producers.

Зампред правления ОАО ● «Газпром» Валерий Голубев считает,

что назависимым производителям созданы очень хорошие

условия.

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТИ

42 Oil&GasEURASIA

Russia’s primary processing capacity peaked in the

early 1980’s, after commissioning Achinsk Refinery

(Krasnoyarsk Territory) in 1982 (Fig. 1). Up until the

early 1990s capacity of Russian refineries lingered at just

over 350 million tons (1989 – 353 million tons), putting

Russia second in the world in terms of refining capacity

(after the US).

Russia’s current refining capacity has dived to just over

270 million tons (2010 – 271 million tons). In 1990–2000s,

large refineries – Omsk Refinery, Angarsk Refinery, Bashkir

group facilities, etc. – were cutting their processing capac-

Мощности по первичной переработке нефти в

России достигли своего максимума в начале 1980-х

годов, после ввода в эксплуатацию в 1982 году

Ачинского НПЗ в Красноярском крае (рис. 1).

Вплоть до начала 1990-х годов мощности россий-

ских НПЗ находились на уровне несколько выше 350 млн т

(1989 году – 353 млн т). В этот период Россия занимала

второе место в мире по уровню и мощностям переработки

нефти после США.

В настоящее время нефтеперерабатывающие мощ-

ности по сырью в России несколько превышают 270 млн т

(2010 году – 271 млн т). В 1990–2000-е годы происходило

снижение перерабатывающих мощностей крупных заво-

дов – Омского, Ангарского, Башкирской группы и др.

– при создании большого количества малых НПЗ в райо-

нах промыслов для обеспечения локальных потребностей

либо приближенных к магистральным нефтепроводам,

ориентированных на первичную разгонку нефти с целью

экспорта темных нефте-

продуктов и получения

прибыли на разнице

пошлин. За последние

три десятилетия был

построен лишь один

относительно крупный

НПЗ, включающий совре-

менные технологические

линии, в Нижнекамске.

Из строящихся заводов

можно отметить только

проект ТАНЕКО также в

Татарстане.

Даешь первичную

переработку

К началу 1990-х

годов объем первич-

ной переработки нефти

в России находился на

уровне 300 млн т в год. В

1990-е годы в результате

снижения добычи нефти

REFINING

Same Old Story for Russian Refining20 Years Pass and Things Still Need Sorting

В нефтепереработке – без перемен Спустя 20 лет нефтеперерабатывающая отрасль России решает старые проблемы

Andrei Korzhubaev, Irina Sokolova, Leontiy Eder Андрей Коржубаев, Ирина Соколова, Леонтий Эдер

Fig. 1. Russia’s primary distillation capacity, 1970 ● –2010.

Рис. 1. Мощности по первичной переработке нефти в России в ●

1970–2010 годы.

43


НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА


и спроса на нефтепродукты, при наращивании экспорта

сырья, произошло резкое сокращение объемов перера-

ботки жидких углеводородов. В 1998 году этот показа-

тель достиг минимального значения за последние 20 лет

– 164 млн т. В первом десятилетии 2000-х годов уровень

первичной переработки нефти в России постепенно воз-

растал, увеличившись до 250 млн т, что составляет чуть

более 80% от уровня 1990 года и (табл. 1, рис. 2) и около 50%

современной добычи.

В 1990-е годы темп падения первичной переработки

нефти в России был существенно выше скорости снижения

мощностей, в результате чего их загрузка сократилась с

85 до 59-61%. Начиная с 2000 года, на фоне роста объемов

переработки и дальнейшего сокращения мощностей, уро-

вень загрузки возрос до 92% – в 2010 году.

Соотношение экспортных пошлин на нефть, темные

и светлые нефтепродукты не стимулируют изменение

структуры выпуска российских НПЗ: по-прежнему является

более выгодным экспортировать сырую нефть, мазут или

дизельное топливо (как полупродукты) для переработки

в странах-реципиентах, при этом цена и качество рос-

сийского бензина пока не выдерживают конкуренции с

европейскими производителями. Основная часть произво-

димого в России автомобильного бензина поставляется на

внутренний рынок, в то время как около половины дизель-

ного топлива и свыше 70% мазута экспортируются.

Глубина переработки падаетБольшинство крупных НПЗ в России были построены

в 1940–1970-е годы. Их технический уровень существен-

но отстает от уровня индустриально развитых стран. За

последние 20 лет глубина переработки нефти значительно

не изменилась, сначала снизившись с 67 до 63%, а затем

увеличившись до 71-72%. При этом последние четыре года

глубина переработки нефти в России постепенно снижа-

ется, составив в 2010 году 71,2%, тогда как среднемировой

ity, in parallel dotting the map of oil fields with small refin-

ing units tailored either for local needs or (if located near

the trunk oil pipelines) for fractional distillation, export of

heavy fractions and the resulting profit on the difference

in duties. Over the past three decades only one relatively

large refinery with modern processing lines has been built

– Nizhnekamsk Refinery (Tatarstan). Out of projects in

installation stage, only TANECO refinery, also in Tatarstan,

is worth mentioning.

A Word on Primary ProcessingBy the early 1990s, Russia’s primary distillation stood

at some 300 million tons per year. A record slump in distil-

lation occurred in 1990s as a result of lower oil production

and lower demand for oil products with parallel growth

of export volumes. In 1998, primary distillation capacity

hit the bottom, sinking to 164 million tons, the lowest for

the past 20 years. In the first decade of the millennium

Russia started to regain its distillation capacity, gradually

reaching 250 million tons, a touch over 80 percent of 1990

levels and (Table 1, Fig. 2) and about 50 percent of current

production.

In the 1990s Russia’s primary distillation capacity

was falling much faster than overall refining capacity; this

resulted in refineries’ load diving from 85 percent to 59-61

percent. Starting 2000, refineries’ load started to edge up

against the background of growing oil processing volumes

and further reduction of refining capacity, reaching 92 per-

cent in 2010.

The balance between export duties on oil, dark and

light oil products does not stimulate Russian refineries to

restructure their production quota: it is still more profitable

to export crude oil, fuel oil or diesel fuel (as half-products)

for processing in the recipient countries; the price and

quality of Russian gasoline cannot compete on European

markets. The bulk of Russian motor gasoline is supplied to


Table 1. Key refining industry figures, 1990 ● –2010.

Табл. 1. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности в 1990 ● –2010 годы.

Year / Год

Refining capacity,

million tons /

Мощности по

сырью, млн т

Primary processing,

million tons

/ Первичная

переработка, млн т

Load of primary

processing units, percent

/ Загрузка установок

по первичной

переработки нефти, %

Production of mainstream oil products,

million tons / Производство основных

нефтепродуктов, млн тRefining depth,

percent / Глубина

переработки

нефти, %motor gasolines

/ автомо-

бильный бензин

diesel fuel /

дизельное

топливо

fuel oil /

мазут

1990 351 300 85 41.0 75.6 95.0 67.0

1995 304 185 61 28.0 43.0 60.0 63.0

2000 281 174 62 27.2 49.3 48.4 70,8

2001 281 178 63 27.6 50.1 50.3 70.6

2002 276 185 67 29.0 52.7 54.2 69.6

2003 271 190 70 29.3 53.8 57.2 70.1

2004 271 195 72 30.4 55.3 58.4 71.4

2005 264 207 79 31.9 59.9 56.7 71.6

2006 273 220 81 34.4 64.2 59.4 72.0

2007 279 229 82 35.1 66.4 62.4 71.9

2008 272 236 87 35.7 69.0 63.9 71.5

2009 267 236 88 35.8 67.3 64.4 71.8

2010 271 250 92 36.0 69.9 69.5 71.2

44

#2 February 2012

REFINING

Oil&GasEURASIA

показатель равен примерно

90%.

Низкий уровень глуби-

ны переработки в России

и недостаточное качество

нефтепродуктов отража-

ет показатель технической

сложности предприятия

(индекс Нельсона): для

России он равен 4,4, тогда

как средний европейский

уровень – 6,5, американский

– 9,5, азиатский – 4,9. В этой

связи важно отметить, что

индекс Нельсона для строя-

щегося в настоящее время

в Татарстане НПЗ ТАНЕКО,

после ввода в эксплуатацию,

составит 15. На современных

НПЗ большинства индустри-

ально развитых стран мощ-

ность вторичных процессов,

как правило, значительно

превышает мощности про-

цессов первичной перера-

ботки.

Семь владеют

почти всем

В России функционирует 27 крупных НПЗ и 211 малых

НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд ГПЗ также занимаются пере-

работкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая

концентрация производства – 2010 году 86,4 % (216,2 млн т)

всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ,

входящих в состав семи вертикально-интегрированных

неф те газовых компаний (рис. 3). Ряд российских ком-

the domestic market, while about half of the diesel fuel and

more than 70 percent of fuel oil goes for export.

The Sinking Refining DepthMost of the major Russian refineries were built in

the 1940s – 1970s. Their technical level is significantly

lower than accepted in industrialized countries. Over the

past 20 years refining depth has not

changed much, initially falling from 67

percent to 63 percent and then grow-

ing to 71-72 percent. Pays to note that

over the past four years the depth of oil

refining in Russia edges down, having

reached 71.2 percent in 2010 (the world

average is about 90 percent).

Low levels of refining depth in

Russia and the poor quality of petroleum

products reflect the technical complex-

ity of the company (Nelson index): for

Russia it is 4.4, whereas the European

average – 6.5, US – 9.5, Asian – 4.9.

Significantly, TANECO Refinery, cur-

rently under construction in Tatarstan,

will have Nelson index of 15. As a rule,

the capacity of the secondary processes

in modern refineries of industrialized

countries greatly exceeds the primary

distillation capacity.

Russia’s Seven SistersIn Russia there are 27 large and 211

small refineries. In addition, a number of

gas processing plants are also involved

in processing of liquids. The industry has

Fig. 2. Key refining industry figures, Russia, 1990 ● –2010.

Рис. 2. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности России в 1990 ● –

2010 годы.

Fig. 3. Oil refining by company and concentration of production in Russia’s oil industry, 2010. ●

Рис. 3. Переработка нефти по компаниям и концентрация производства ●

в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 году.

45


НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА


high concentra-

tion of produc-

tion – in 2010,

86.4 percent

(216.2 million

tons) of liquid

fractions was

refined at the

facilities owned

by seven verti-

cally integrated

oil companies

(Fig. 3). Several

Russian compa-

nies – LUKOIL,

T N K - B P ,

Gazprom Neft,

Rosneft – either

own refiner-

ies or are plan-

ning to acquire

or install refin-

eries abroad

– in Ukraine,

Romania, Bulgaria, Serbia, China, etc.

The largest Russian refinery – 21.2 million tons Kirishi

Refinery – is a part of Surgutneftegaz, other large units

are also controlled by vertically integrated oil companies:

Omsk Refinery (20 million tons) – by Gazprom Neft, Kstov

Refinery (17 million tons) and Perm Refinery (13 million

tons) – by LUKOIL, Yaroslavl Refinery (15 million tons) –

by TNK-BP and Gazprom Neft, Ryazan Refinery (16 million

tons) – by TNK-BP.

Bashneft is the Russian leader by refining depth with

86.2 percent, LUKOIL comes in second (76.7 percent);

refining depth at Russia’s largest refiner is only 64.5 per-

cent, which is below the country’s average. Surgutneftegaz

with its 43.2 percent (Fig. 4) has the lowest refining depth

out of vertically integrated oil companies. The company

favors exports of fuel oil and bunker fuel produced at fully

loaded Kirishi refinery in the Leningrad region.

OverloadedIn the 2000s, rising domestic oil production and grow-

ing domestic demand for motor fuels resulted in higher

refinery runs and more oil products, which led to 100

percent load of some refineries of LUKOIL, Surgutneftegaz,

TAIF-NK, and TNK-BP (Russia’s average load is 92 percent)

in 2010–2011. In 2011, the very lack of reserve capacities

for further increase of refinery runs led to market tensions

and shortages of motor fuels in the Russian market.

To improve Russia’s oil-refining industry while ensur-

ing technological and regional balance of the oil industry

in general, the following steps should be taken: to con-

tinue the modernization of existing refineries in almost

all regions of the country (the European part, Siberia, Far

East), to expand refining capacity whenever technically

possible; to build new high-tech refineries in the European

Russia (TANECO, Kirishi-2); to form a system of local and

field refineries and gas processing plants in eastern Siberia

(Lensk, Sayansk, Nizhnyaa Poima), as well as new refineries

and petrochemical plants, regional and export-oriented

alike, in the Far East (Yelizarov Bay).

паний – «ЛУКОЙЛ», ТНК-

ВР, «Газпром нефть»,

«Роснефть» – владеют

нефтеперерабатываю-

щими заводами либо пла-

нируют покупку и строи-

тельство НПЗ за рубежом

– на Украине, в Румынии,

в Болгарии, в Сербии, в

Китае и др.

Крупнейший в стра-

не завод – Киришский

Н П З м о щ н о с т ь ю

21,2 млн т входит в состав

«Сургутнефтегаза», дру-

гие крупные заводы

также контролируют-

ся ВИНК: Омский НПЗ

(20 млн т) «Газпром

нефтью», Кстовский

(17 млн т) и Пермский

(13 млн т) – «ЛУКОЙЛом»,

Ярославский (15 млн т) –

ТНК-ВР и «Газпром неф-

тью», Рязанский (16 млн т) – ТНК-ВР.

По глубине переработки нефти в России лидирует

«Башнефть» (86,2%), на втором месте – «ЛУКОЙЛ» (76,7%),

тогда как у крупнейшей нефтеперерабатывающей компа-

нии – «Роснефти» – глубина переработки составляет только

64,5%, что ниже среднего уровня в стране. Самая низкая глу-

бина переработки среди вертикально-интегрированных

компаний у «Сургутнефтегаза» – 43,2% (рис. 4), ведущего

активный экспорт мазутов и бункерных топлив, произ-

водимых на полностью загруженном сырьем Киришском

НПЗ в Ленинградской области.

Мощности загружены до пределаВ 2000-е годы, в условиях роста добычи нефти в

стране и увеличения внутреннего спроса на моторные

топлива, происходило расширение объемов переработ-

ки и повышение выпуска нефтепродуктов, в результате

чего в 2010–2011 годы уровень загрузки мощностей ряда

компаний – «ЛУКОЙЛа», «Сургутнефтегаза», ТАИФ-НК,

ТНК-ВР достиг 100% при среднероссийском показателе

92%. В 2011 году именно невозможность дальнейшего

увеличения выпуска нефтепродуктов за счет резерва про-

изводственных мощностей привело к усилению напря-

женности и дефициту на российском рынке моторных

топлив.

Для повышения эффективности нефтеперераба-

тывающей промышленности России, обеспечения тех-

нологической и пространственной сбалансированности

нефтяного комплекса в целом необходимо: продолжить

модернизацию существующих НПЗ практически во всех

регионах страны (Европейской части, Сибири, Дальнем

Востоке), а при наличии технических возможностей рас-

ширить их мощности по сырью; построить новые высо-

котехнологичные заводы в Европейской части страны

(ТАНЕКО, Кириши-2); сформировать систему локальных

и промысловых НПЗ и ГПЗ в Восточной Сибири (Ленск,

Саянск, Нижняя пойма) и новых НПЗ и НХК регионально-

го и экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта

Елизарова).

Fig. 4. Processing depth and refinery utilization rates, Russia, 2010, by companies. ●

Рис. 4. Глубина переработки и уровень загрузки мощностей НПЗ в России ●

в 2010 году по компаниям.

46 Oil&GasEURASIA

Detailed equipment information helps mitigate risk of incidents

Equipment readiness and reliability control are critical

considerations in the job preparation process. Reducing non-

productive time (NPT) and costs associated with accidents

is achieved by different means, including improving the reli-

ability of equipment and downhole tools. With improper

maintenance, even simple and reliable equipment can have a

higher risk of accidents. When traditional technologies under-

go rationalization and development, and new technologies

merge to the market, there is a need to collect detailed failures

statistics. Oil and service companies have their own systems

for monitoring and recording such data. This allows them to

mitigate similar problems in the future.

Reliability and readiness impacts new and existing equipment

Along with rationalization and development of conven-

tional downhole tools and surface equipment, Schlumberger

engineers continually invent new tools and technology.

Schlumberger invested $919 million into research and devel-

opment of new technologies in 2010 compared with $802

million in 2009. Growing investment in improving and devel-

oping technology demonstrates that Schlumberger is working

to meet the increasingly challenging demands of oil and gas

reservoirs throughout the world. Tool condition and readi-

ness is extremely important for new as well as conventional

technologies. If an incident occurs, both the operator and the

service company will incur direct and indirect losses.

How do we make sure that equipment is ready for the job

and the utilization plan is well optimized? Those and similar

Мониторинг за состоянием оборудования снижает риски аварий

Поступательное развитие технологий в нефтяной про-

мышленности привело к пониманию менеджментом значе-

ния мониторинга готовности и надежности оборудования

в процессе подготовки работ. Снижение непроизводствен-

ных потерь времени и прямые затраты на локализацию

возможных аварий достигаются различными способами,

среди которых повышение надежности работы обору-

дования и забойного инструмента – одно из важнейших.

Даже у простого и надежного оборудования повышает-

ся риск аварий при неправильном обслуживании. Кроме

того, в условиях развития новых технологий и появления

новых продуктов на рынке возникает вопрос о наработ-

ке статистики отказов с целью предпринимать адресные

меры по предотвращению подобных проблем в будущем.

Практически все нефтяные и сервисные компании имеют

свои системы контроля и регистрации показателей надеж-

ности оборудования.

Инвестиции в надежность традиционных и новых технологий

В работах с использованием ГНКТ долгое время при-

менялись достаточно простые инструменты, ведь до недав-

него времени закачка различных химических составов или

промывка забоя были основными операциями с исполь-

зованием ГНКТ. В последние годы ситуация меняется, все

больше средств вкладывается в адаптацию технологий

из других сервисов и развитие собственных новых тех-

нологий. Это обусловлено уникальными возможностями,

которые предоставляет использование ГНКТ – ремонты

в отклоненных и горизонтальных работающих скважи-

EQUIPMENT

RITE.Net System Improves Readiness Control and Reliability of New and Conventional Technologies

Система RITE.Net улучшает контроль готовности оборудования и повышает надежность технологий

Victor Lyashkov, Service Quality Engineer in Houston Conveyance

and Surface Equipment, Schlumberger

Виктор Ляшков, инженер по качеству подразделения разработки

новых забойных инструментов для ГНКТ

компании Schlumberger, Хьюстон

47


ОБОРУДОВАНИЕ


нах, работы по глушению сложных скважин

и другие, свойственные ГНКТ, типы работ.

Наряду с улучшением традиционных забой-

ных инструментов и оборудования в компании

Schlumberger постоянно разрабатываются новые

инструменты. Затраты на исследования и инже-

нерную разработку новых технологий в 2010

году составили $919 млн, тогда как в 2009 году

вложения составляли $802 млн. Этот показатель,

в числе других, показывает серьезность подхода

компании к решению принципиально новых

задач, но не означает, что меньше внимания

уделяется традиционным технологиям. Вопрос

о готовности оборудования к проведению работ

актуален как для традиционных, так и для новых техноло-

гий, ведь в случае проблемы потери в итоге несут как сер-

висная компания, так и компания-оператор.

Как оценить степень готовности оборудования к рабо-

там и оптимизировать загрузку оборудования при их пла-

нировании? Подобные вопросы особенно актуальны в

крупных компаниях и решаются по-разному.

Усиление контроля готовности инструмента к работам внедрением RITE.Net

Так названа система, позволяющая отслеживать техни-

ческое состояние забойных инструментов, оборудования и

их компонентов на основе комплексных критериев состоя-

ния. Вот неполный список функций системы RITE.Net:

занесение оборудования в реестр с момента его изго- ●

товления;

вывод отчетов о готовности оборудования к работе; ●

вывод отчетов об изменениях в конструкции; ●

назначение расписаний техобслуживания; ●

регистрация использованных запчастей; ●

регистрация обслуживающего персонала; ●

регистрация отказов; ●

вывод из рабочего фонда отслужившего инструмента; ●

другие отчеты. ●

Впервые система RITE.Net появилась и была внедрена

много лет назад в подразделениях ГИС, и в ходе эволю-

ции значительно изменилась. Добавились новые функции,

открывающие дополнительные возможности ее исполь-

зования. Последний релиз системы универсален и адап-

тирован под различные типы рабочего оборудования,

идентифицированного с помощью уникальных серийных

номеров, а также под разные сервисные сегменты компа-

нии, определяющие специфику периодичности техобслу-

живания оборудования. Сложно переоценить важность

регистрируемой в системе RITE.Net информации, ведь при

наличии допуска к системе можно быстро идентифициро-

вать текущее состояние оборудования, все проведенные

ремонты и виды технического обслуживания, технический

персонал, изменения конструкции за весь срок «жизни»

инструмента.

Известно, что технологии создаются и оттачиваются

годами, что нередко влечет за собой изменение конструк-

ции, компонентов, материалов, определяющих надежность

систем. Способность RITE.Net осуществлять сбор и реги-

страцию данных помогает анализировать информацию

об отказах всего занесенного в реестр системы RITE.Net

questions are always relevant in large companies, and each

company has its own solution.

Schlumberger implemented RITE.Net Web application to monitor tool status

To monitor the technical status of downhole tools,

equipment, and their components, Schlumberger imple-

mented the Routine Inspection of Tools and Equipment

(RITE.Net) system. It administers and documents pre-

ventative maintenance and repair handling, engineering

modifications, recording and analysis of equipment failure,

and recording and reporting asset location and history.

Functionalities include:

Creating records related to maintenance in the data- ●

base.

Generating various reports related to equipment read- ●

iness before a job, equipment modification, and more.

Monitoring individual maintenance schedules. ●

Registering parts used for maintenance and repair. ●

Registering maintenance personnel. ●

Registering equipment failures. ●

Registering retired tools and equipment. ●

Initially the RITE.Net system was created and imple-

mented for wireline operations. Since then, new function-

alities to address other operational challenges have been

added. The latest system release is suitable for a wide range

of equipment, applicable for different business segments,

and is an essential system in segment service cycles.

RITE.Net system provides valuable failure-preventive information

New technologies take years to get “tuned” and “pol-

ished” before the final release. Often, this process requires

changes in design, components, materials, which has a

direct effect on equipment reliability. The RITE.Net appli-

cation provides information essential to improving the

reliability of conventional and new technology, downhole

tools, and surface equipment. Based on data from RITE.

Net, engineers can define the failure mode and identify the

root causes of problems, significantly reducing probability

of reoccurrence.

RITE.Net system improves tool reliability through condition-based maintenance

Because tool components are often unique, it’s virtu-

ally impossible to create one universal maintenance sched-

Fig. 1. RITE.Net creators. ●

Рис. 1. Разработчики системы RITE.Net. ●

PH

OT

O /

ФО

ТО

: S

CH

LU

MB

ER

GE

R

48

#2 February 2012

EQUIPMENT

Oil&GasEURASIA

оборудования, в том числе и оборудования с использова-

нием новых технологий. Составляющие инструмент узлы

зачастую уникальны. Именно поэтому невозможно соста-

вить универсальное расписание техобслуживания для всех

компонентов оборудования одновременно. К примеру,

механические компоненты забойного инструмента прин-

ципиально отличаются от электронных узлов и должны

обслуживаться с разной периодичностью. Использование

идентичных инструментов, работающих при разных дав-

лениях, температурах и составах пластового флюида также

обуславливает разную периодичность их обслуживания

– расписания техобслуживания «близнецов» будут отли-

чаться.

Подобных примеров множество, и с целью повыше-

ния качества контроля за состоянием оборудования, рабо-

тающего в любой точке мира, в подразделениях ГИС, ГНКТ,

механизированной добычи и испытания скважин – где это

более всего необходимо – была внедрена система RITE.Net.

Назначение системы очевидно – полный контроль

и регистрация информации о состоянии внесенного в

реестр оборудования. Достигается это присвоением компо-

нентам уникальных серийных номеров. Располагая такими

номерами, можно быстро оценить техническое состояние

интересующего оборудования и его готовность к рабо-

те. Система основана на платформе сетевых сервисов, и

получение необходимой информации при наличии точки

доступа в интернет и допуска к системе становится простой

операцией.

Известно, что при правильном учете, планировании и

подготовке к работам можно избежать осложнений в ходе

их проведения. Алгоритм системы RITE.Net работает так,

что после вычисления статуса оборудования критичная

информация для удобства отображается в цветовом коде,

наглядно и без необходимости открытия дополнительных

«окон» (рис. 3). Для удобства планирования работ и повы-

шения качества учета в описываемой системе была вне-

дрена функция учета местонахождения оборудования. При

разветвленной структуре компании Schlumberger важной

представляется возможность заимствования оборудования

у находящихся поблизости коллег. При этом переброска

оборудования будет зарегестрирована с указанием перио-

да времени предоставления оборудования коллегам, что

облегчит процесс дальнейшего планирования его исполь-

зования.

Периодичность обслуживания инструмента зависит от

условий его эксплуатации и изначально определяется груп-

пой дизайнеров. Расписание техобслуживания для различ-

ных инструментов и его компонентов проходят процедуру

согласования ведущими инженерами, прежде чем такое

расписание будет использовано в RITE.Net администрато-

рами и пользователями на местах. Система RITE.Net имеет

возможность хранения копий документов и инструкций,

которые также можно загрузить на ПК из точки удаленного

доступа.

При необходимости ремонта или периодического

обслуживания система отобразит соответствующий статус

оборудования, а затем выдаст запрос о назначении ответ-

ственных лиц для выполнения соостветствующего типа

работ. По окончании обслуживания оборудования пользо-

ватель вносит обновленную информацию, и статус обору-

дования изменяется на «готово к работе». Однако при созда-

нии заказ-наряда с неполными данными, процесс окажется

незавершенным и текущее состояние рабочего оборудова-

ния останется неизменным как «не готово к работе» до тех

ule that will cover the tool and all of its components. The

mechanical components of downhole tools are very dif-

ferent from the electrical components and must undergo

different maintenance events. Even identical components

working under different pressures, temperatures, and for-

mation fluid conditions will have different maintenance

schedules.

Maintenance events triggers for specific tools are

defined by design engineers. They also depend widely on

the downhole conditions. Individual maintenance sched-

ules for tools and components undergo an approval pro-

cess before they can be used in the RITE.Net system.

If a maintenance event is required, the RITE.Net sys-

tem will notify the user and request the assignment of a

responsible person for maintenance or repair. Upon com-

pletion of maintenance or repair, if data is incomplete, the

technical and operational status will remain unchanged

and will be displayed as “maintenance required” until the

missing information is recorded in RITE.Net. This function

ensures consistency and reliability of stored information

for all created reports – from trademark tools to purchased

equipment.

Users “see” every asset from anywhere at any time

Access to RITE.Net information is essential for job

planning. With system and Internet access, users can moni-

tor the status of equipment, maintenance personnel, all

repairs and maintenance events, design modifications,

certification status, and more throughout the life cycle of

the equipment. This enables better quality control in the

most relevant segments – wireline, coiled tubing service,

artificial lift, and well testing – from nearly anywhere in

the world. The system also has the ability to store different

Fig. 2. Non-Productive Time Reduction. ●

Рис. 2. Индексы непроизводственного времени в 2009 ● –2010

годах.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

SC

HL

UM

BE

RG

ER

49


ОБОРУДОВАНИЕ


пор, пока требуемая информация в полном объеме не будет

записана в систему. Это исключает пропуски записи важ-

ной информации и создает условия для вывода различных

отчетов в полном объеме. Реестр данных в RITE.Net хранит

информацию как об оборудовании собственной разработ-

ки, так и о приобретенном оборудовании, что открывает

возможности для наработки статистики и показателей

надежности приобретенного оборудования.

Степень использования RITE.Net разными подразде-

лениями определяется мерой ее востребованности как

сегментами-пользователями, так и заказчиками услуг

Schlumberger. В настоящий момент система содержит дан-

ные о десятках тысяч единиц оборудования и количество

единиц оборудования неуклонно растет. При таком коли-

честве оборудования сложно осуществлять контроль за

состоянием и правильным обслуживанием без системного

подхода, возможность которого и предоставляет описан-

ная система.

Внедрение RITE.Net помогло Schlumberger решить ряд задач

Насколько востребована описанная система сегодня?

Чтобы ответить на этот вопрос, нужно проанализиро-

вать лишь некоторые итоги:

Полный контроль за состоянием всего фонда обору- ●

дования и проведением техобслуживаний позволил повы-

сить надежность инструмента при проведении работ.

Более точное и гибкое планирование загрузки обору- ●

дования на предстоящих работах позволило эффективнее

удовлетворять запросы заказчиков ремонтов скважин.

Запись в реестре системы всех модификаций оборудо- ●

вания помогает правильно идентифицировать используе-

мые запчасти, используемые при обслуживании и ремон-

те.

Использование уникальных серийных номеров улуч- ●

шило контроль за готовностью к работе как оборудования

собственного производства, так и приобретенного обору-

дования.

Мгновенный доступ к истории использования обо- ●

рудования, характерам отказов и условиям работы обо-

рудования, который получили дизайнеры оборудования

и инженерная служба технической поддержки, позволяет

точнее реагировать на необходимость изменений в кон-

струкции.

Список можно продолжать – полный перечень воз-

можностей и итогов внедрения гораздо шире. При этом

система RITE.Net, первоначально внедренная в ГИС и позд-

нее распространенная на другие сегменты, оказалась вос-

требованной в их производственных циклах: и заказчики

услуг, и Schlumberger в равной степени заинтересованы в

готовности оборудования к работам.

Компания постоянно ищет пути оптимизации про-

цессов. Различные комплексные мероприятия при этом

неуклонно направлены на повышение эффективности

бизнеса и надежности оборудования, снижение аварий-

ности и непроизводственных потерь времени с тем, чтобы

обеспечить высочайшее качество предоставляемых услуг.

В ряду прочих достижений компании – снижение непро-

изводственных потерь времени в 2010 году почти на 50%

в сравнении с 2009 годом (рис. 2). И среди бизнес-систем,

внедренных для контроля процессов и планирования про-

ведения работ, RITE.Net отводится важная и возрастающая

роль как инструмента мониторинга технического состоя-

ния и надежности оборудования.

reference documents and instructions, enabling any user to

download files remotely.

Unique serial number ensures proper tool tracking

There are currently tens of thousands of assets registered in

the database of the RITE.Net system. Using that many tools

in day-to-day operations without a systematic approach

for status monitoring and maintenance can be difficult.

Sufficient control, preparation and planning can eliminate

most job complications. RITE.Net provides full control of

conditions and physical location of registered equipment.

By giving each tool a unique serial number, it’s possible to

promptly evaluate technical, operational, and location sta-

tuses for individual tools. Furthermore, the system works in

the way that after calculating equipment status, the results

are displayed in color code without a need to scroll over

additional “windows” (Fig. 3).

RITE.Net implementation helps Schlumberger accomplish major achievements

After Schlumberger implemented the RITE.Net sys-

tem, it realized significant benefits:

The system helped improve tool reliability through ●

full control of registered RITE.Net assets and timely main-

tenance.

It addressed client expectations by improving the ●

accuracy and flexibility of equipment planning.

It helped prevent mistakes while choosing parts ●

required for maintenance and repair by registering all

equipment modifications and parts.

The system improved readiness control of legacy and ●

trademark tools, as well as purchased equipment, with

traceable, unique serial numbers.

It helped designers and sustaining engineers enhance ●

equipment improvement by providing instant access to

equipment utilization history, types of failures vs. condi-

tions of use, etc.

RITE.Net application helped reduce NPT 50 percent in

one year. Schlumberger is continually looking for ways to

improve business efficiency, improve equipment reliability,

reduce risk of accidents and minimize nonproductive time

(NPT) to deliver highest service quality in the industry.

Amongst other achievements, the RITE.Net system helped

reduce NPT in 2010 by almost 50 percent versus 2009 (Fig.

2). RITE.Net holds an important and increasing role as an

equipment readiness and reliability control tool.

Fig. 3. RITE.Net Interface. ●

Рис. 3. Интерфейс RITE.Net с информацией ●

об оборудовании.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

SC

HL

UM

BE

RG

ER

50 Oil&GasEURASIA

For Kazakhstan, the past 2011 was marked by several

anniversaries. The most significant of these is the 20th

anniversary of independence of the Republic. Yet,

since Kazakhstan’s economy is largely (more than 70 per-

cent) dependent on oil exports, one shouldn’t slough off

the milestones of the country’s oil and gas industry which

greatly influenced the future of independent Kazakhstan.

First of all, the country celebrated the centenary of

oil production at the Dossor field. The commemorations

moved on to Mangistau region, to the fields of famed

Mangyshlak Peninsula (Zhetybai, Uzen), which celebrated

their half-century in production. Employees of oil and

gas sector and the country’s society also marked the 25th

anniversary of the Kumkol field (Kyzyl-Orda region). And

finally, the last in a series of celebrations was the 20th anni-

versary of launching the giant Tengiz field.

Прошедший 2011 год для Республики Казахстан озна-

меновался несколькими юбилеями. Самый значи-

мый из них – 20-летие независимости Республики

Казахстан. Но, поскольку казахстанская экономика в зна-

чительной степени (более чем на 70%) зависит от экс-

порта нефти, нельзя забывать и о важнейших событиях в

нефтегазовой отрасли республики, которые существенно

повлияли на будущее независимого Казахстана.

Прежде всего, страна отметила 100-летие со дня нача-

ла добычи нефти на месторождении Доссор. Торжества

продолжились в Мангистауской области на месторождени-

ях знаменитого полуострова Мангышлак (Жетыбай, Узень),

которым исполнилось ровно полвека. Работники нефте-

газового сектора и общественность страны также отме-

тили 25-летие со дня освоения месторождения Кумколь в

Кызылординской области. И, наконец, последним в череде

KAZAKHSTAN

Kazakhstan Reflects on 20 Years of Independent Oil&Gas Production

Казахстан подводит итоги 20 лет «постсоветской» добычи

Aider Kurtmulayev Айдер Куртмулаев

Petropavlovsk

Петропавловск

Kokshetau

КокшетауKostanai

Костанай

Karaganda

Караганда

Aktobe

Актобе

Uralsk

Уральск

Atyrau

Атырау

Aktau

Актау

Kyzylorda

Кызылорда

Caspian Sea

Каспийское море

Aral Sea

Аральское море

Shymkent

Шымкент

Taraz

ТаразAlmaty

Алматы

Ust-Kamenogorsk

Усть-Каменогорск

Astana

Астана

Pavlodar

Павлодар

KazMunaiGaz Company develops 44 oilfields in Kazakhstan. ●

«КазМунайГаз» разрабатывает 44 месторождения ●

Казахстана.

SO

UR

CE

: K

AZ

MU

NA

IGA

Z /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: ТК

АЗ

МУ

НА

ЙГА

З

51


КАЗАХСТАН


празднований стал 20-летний юбилей начала добычи на

гигантском Тенгизском месторождении.

С древних временКоренному населению Казахстана нефть известна с

древних времен. «Черное золото» всегда было рядом со

степными кочевниками, являлось частью их жизни и быта.

Это подтверждают многие географические названия, осо-

бенно в тех местностях, где нефть выходила на поверх-

ность: например, Жаксымай («хорошее масло»), Мунайлы

(«нефтяное»), Майтобе («масляный холм»), Майкомген

(«место захоронения масла»), Караарна («черное русло»),

Карашунгул («черная впадина»), Карамай («черное масло»),

Каратон («черный затвердевший грунт») и т.д.

Особое внимание к месторождениям нефти прояви-

ла Российская империя. Петр I организовал экспедицию

к нижнему течению р. Эмба (Атырауская обл.). Позднее

подобные экспедиции отправлялись и в другие обла-

сти Западного Казахстана – например, на полуостров

Мангистау (Мангышлак). И хотя первый нефтяной «фон-

тан» забил в 1899 году, промышленная эксплуатация

казахстанских месторождений началась позже – 29 апре-

ля 1911 года на месторождении Доссор (Атырауская

обл.). Из глубины в более чем 220 м забил мощный

фонтан нефти. Нефть из скважины №3 била в течение

30 часов, и «на-гора» было выдано 16,7 тыс. пудов нефти.

Затем нефть стали добывать и на других месторождени-

ях – Байчунас, Ескене, Сагыз, Косчагыл. Так зарождалась

нефтегазовая промышленность на территории совре-

менного Казахстана.

Доссорская нефть спасает в войнуСоветское правительство также высоко оценило

богатства Урало-Эмбенского района. В.И. Ленин включил

в план ГОЭЛРО программу освоения района. До войны

была построена инфраструктура промыслов, и в степь при-

шла индустриализация. До Второй мировой войны успели

построить нефтепровод Каспий – Орск и железнодорож-

ную ветку Кандагач – Гурьев (Атырау). В августе 1943 гогда

на Доссоре впервые в промышленном масштабе примени-

ли нагнетание воды в пласт для увеличения нефтедобычи.

Военные историки особо отметили легкую доссорскую

нефть как главный источник топлива для танков. Она зали-

валась в баки без переработки.

Доссор расположен в 90 км от Атырау (Гурьев). Нефть

находится на шести нефтяных горизонтах, в средней юре,

на глубинах от 30 до 300 м. Пластовые, тектонически экра-

нированные залежи находятся на глубине от 8 до 135 м.

Плотность нефти составляет 847-887 кг/м³. Нефть малосер-

нистая – от 0,2 до 0,22%, малосмолистая – 7%, и содержит

парафин – от 0,2 до 2,07%. В состав попутного газа входят

метан – от 77,1 до 93,8%, этан – 7,15%, пропан – от 0,4 до

5,1%, пентан и высшие – 0,3%, азот и редкие – от 0,7 до 4,4%,

углекислый газ от 3 до 7,3%.

На сегодняшний день месторождение законсервиро-

вано, а на месте скважины №3 установлен гранитный обе-

лиск, где указана дата начала освоения нефтяной Эмбы.

Владелец месторождения – нефтегазодобывающее управ-

ление «Доссормунайгаз» компании «КазМунайГаз» – сегод-

ня ведет работы на 13 промыслах района. Кроме того,

открыты три новые скважины. По мнению специалистов

управления, добычу можно увеличить до 511 тыс. т нефти

в год.

From the Elder DaysIndigenous Kazakh people have been familiar with oil

since ancient times. “Black gold” has always had a place in

steppe nomads’ culture as part of their life and existence.

This statement is supported by many place names, especial-

ly in the places where oil comes to the surface: for example,

Zhaksymay (“good oil”), Munayly (“oily”), Maytobe (“oily

hill”), Maykomgen (“the place of oil deposit”), Karaarna

(“black track”), Karashungul (“black hollow”), Karamay

(“black oil”), Karaton (“black hardened soil”), etc.

Russian Empire paid particular attention to the oil

fields. Peter the Great organized an expedition to the lower

course of Emba river (Atyrau region). Later, expeditions

were sent to other regions of the Western Kazakhstan – for

example, to Mangistau (Mangyshlak) Peninsula. The first oil

“fountain” broke free in 1899, but industrial production at

Kazakh fields started somewhat later – on 29 April 1911 at

Dossor field (Atyrau region). Oil gushed off from the depths

of more than 220 meters. The “oil fountain” at the well

No. 3 lasted for 30 hours, producing 33,400 stones of oil.

Then oil production started at other deposits – Baychunas,

Eskene, Sagyz, Koschagyl. This was the beginning of oil and

gas industry on the territory of modern Kazakhstan.

Dossor Oil Wins the WarThe Soviet government also appreciated the wealth

of the Ural-Emba region. Lenin, the first Soviet leader,

included the region’s development into the GOELRO plan

(the first-ever Soviet plan for national economic recovery

and development). Production infrastructure was installed

before the war; industrialization came to the steppe. Before

the WWII, USSR managed to build the Caspian – Orsk oil

pipeline and Kandagach – Guriev (Atyrau) railway line. It

was here (at Dossor field) that industrial-scale water injec-

tion for better oil production was used for the first time, in

August 1943. Military sources paid tribute to light Dossor

oil as the main source of tank fuel: this oil could have been

poured into the tank’s fuel cell without any processing.

Dossor field is 90 kilometers away from Atyrau

(Guriev). Crude is located on the six oil pools in the Middle

Jurassic layers, at 30 to 300-meter depths. Bedded, tectoni-

cally screened deposits located between 8 to 135 meters

deep. Oil density is 847-887 kg per cubic meter. Oil is sweet

– from 0.2 to 0.22 percent, low in tar – 7 percent, contains

paraffine – from 0.2 to 2.07 percent. Associated gas con-

tains methane (77.1 percent to 93.8 percent), ethane (7.15

percent), propane (0.4 percent to 5.1 percent), pentane

It was at Dossor field during WWII that industrial-scale water ●

injection for better oil production was used for the first time.

Во время Второй мировой войны на Доссоре впервые в ●

промышленном масштабе применили нагнетание воды в

пласт для увеличения нефтедобычи.

SO

UR

CE

: K

AZ

MU

NA

IGA

Z /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: ТК

АЗ

МУ

НА

ЙГА

З

52

#2 February 2012

KAZAKHSTAN

Oil&GasEURASIA

Мангышлак приходит на сменуДо 1961 года Урало-Эмбенский район оставался

единственным в Казахстане нефтяным регионом, но уже

с падающей добычей. Перелом в развитии нефтегазовой

отрасли наступил с вводом в эксплуатацию мангышлак-

ских нефтеносных месторождений Жетыбай (скважина

№ 6) и Узень (скважина Г-1). Затем пришла очередь

«черного золота» полуострова Бузачи (западная часть

Мангышлака), месторождений Каламкас, Каражанбас,

Северные Бузачи и множества малых, средних и крупных

месторождений. Именно на «полуостров сокровищ», как

его называют эксперты из-за огромных запасов природ-

ных ископаемых, среди которых не только углеводоро-

ды, переносится центр нефтегазовой отрасли республи-

ки с истощающейся Эмбы. Сюда же переехали и многие

специалисты.

Природно-климатические условия на полуострове

Мангистау (Мангышлаке) не самые лучшие. Зимой тем-

пература доходит до −40 °С, летом – до +40 °С, но самое

главное – на полуострове нет воды. Сегодня ее получают

либо опреснением из морской, либо по трубопроводу,

проведенному из Атырау. В труднейших условиях без-

людной пустыни формируется Южно-Мангыстауский

нефтегазоносный бассейн, строятся автомобильные

дороги, прокладываются магистральный трубопровод

(до Атырау и далее в Самару) и железная дорога. В Атырау

возводится нефтеперерабатывающий завод, внедряется

безкомпрессорный газлифтный способ эксплуатации

скважин, на одной из скважин впервые в мире начинает

работать промышленная установка по закачке в пласт

горячей воды.

Еще 50 лет назад специалисты обнаружили в

Мангистау более полусотни структур с сотнями мил-

лионов тонн углеводородного сырья. Крупнейшими

среди них являются нефтегазовые месторождения Узень,

Жетыбай, Тенги, Жанажол, Каражанбас, Кенбай, Тасбулат

и др. Мангышлакская нефть является ценным сырьем для

нефтехимической промышленности. Глубина залегания

узеньской нефти относительно небольшая – от 1-2,5 км.

Плотность нефти составляет в среднем 860 кг/м3, содер-

жание серы – от 0,16 до 2%, парафинов – от 16 до 22%,

смол – от 8 до 20%. Южный Мангышлак и прилегающий

к нему район богат не только месторождениями нефти,

но и неисчерпаемыми ресурсами природного газа. Его

прогнозные запасы превышают 1 трлн м3, а в районе

Северного Устюрта этот показатель еще выше – более 2

трлн м3.

Будущее «полуострова сокровищ» не только на суше

в более глубоких пластах залегания углеводородов, но и

на каспийском шельфе – это блок «Н», перспективный

Кашаган, «Жемчужина» и некоторые другие.

На Кумколе открывают новые залежи нефти В этом году исполнилось 25 лет и другому круп-

нейшему нефтегазовому месторождению Республики

Казахстан – Кумколю (Туранская нефтегазоносная

провинция). Оно было открыто в феврале 1984 года в

пустынных приаральских Кызылкумах. Географически

расположено в Кызылординской области, 160-180 км

севернее Кызыл-Орды. Месторождение включает соб-

ственно Кумколь и Восточный Кумколь (в разработке

с декабря 2006 года). Его площадь – 15 881 га. Залежи

нефти располагаются на глубине 1-1,5 км. Ее плотность

– около 810 кг/м³, содержание серы – от 0,11 до 0,52%,

and higher (0.3 percent), nitrogen and rare gases (0.7

percent to 4.4 percent), carbon dioxide (3 percent to 7.3

percent).

Today the field is shut down; there is a granite obe-

lisk on the location of well No. 3 with the date of the

beginning of Emba oil production. One of KazMunayGas

production subsidiaries – Dossormunaygaz, owner of the

deposit, is currently operating 13 fields of the province.

The producer also opened three new wells. Company’s

experts hold that oil production here could be boosted

to 511 tons of oil per year.

Mangyshlak as ReplacementUntil 1961 the Ural-Emba region was the only oil-

producing Kazakhstan territory, but with already declin-

ing production. For oil and gas industry, the turning

point was the commissioning of the Mangyshlak oil fields

Zhetybai (well No. 6) and Uzen (well G-1). Then Buzachi

Peninsula (western part of the Mangyshlak) fields were

put online, followed by Kalamkas, Karazhanbas, North

Buzachi fields and a number of small, medium and other

large deposits. The focus of the country’s upstream

industry was transferred from the exhausted Emba

region to this “Treasure Half-island”, as territory was

known to experts thanks to the huge reserves of natural

resources (not only hydrocarbons). Many specialists had

also moved there.

To put it simply, natural and climatic conditions on

the Mangistau (Mangyshlak) Peninsula aren’t the best.

In winter, temperatures fall to minus 40 degrees Celsius,

in summer – rise to plus 40 degrees Celsius, but most

importantly – there is no water. Today it is produced

either by desalinating sea water or by the pipeline from

Atyrau. In the most difficult conditions of hostile desert

oilers set up the South Mangistau petroliferous basin,

construct roads, install the trunk pipeline (to Atyrau and

on to Samara) and the railroad. In Atyrau workmen are

building a refinery and implementing new, compressor-

less gaslift well operating technology; first in the world

unit for industrial-scale hot water injection is being

installed on one of the wells.

Already 50 years ago experts discovered in Mangistau

over 50 deposits with hundreds-millions-tons of hydro-

carbons. The largest are oil and gas fields Uzen, Zhetybai,

Tengi, Zhanazhol, Karazhanbas, Kenbai, Tasbulat, etc.

Mangyshlak oil is a valuable stock for the petrochemical

industry. Uzen oil occurrence depth is relatively small

– from 1-2.5 kilometers. Oil density is on average 860

kg per cubic meter, sulfur content – 0.16 percent to 2

percent, paraffines – 16 percent to 22 percent, tar – 8

percent to 20 percent. Southern Mangyshlak and the

adjacent land are famed not only for its oil deposits;

natural gas resources here are virtually inexhaustible

(its probable reserves top 1 trillion cubic meters, in the

North Ustyurt – even higher, more than 2 trillion cubic

meters).

The future of the “Treasure Half-island” lies not only

in onshore depths, but also on the Caspian shelf: this

includes the N block, highly promising Kashagan field,

“Zhemchuzhina” and some others.

New Oil Deposits Discovered at Kumkol This year marks quarter of a century for another

large Kazakhstan oil and gas field – Kumkol (Turan oil

53


КАЗАХСТАН


and gas province). It was opened in February 1984, in

the Aral desert of Kyzyl-Kum. Geographically the field

is located in Kyzyl-Orda region, 160-180 kilometers

north of Kyzyl-Orda city. The field covers 15,881 hectares,

including the actual Kumkol and East Kumkol (in develop-

ment since December 2006). Oil deposits are located at

1-1.5-kilometer depth. Crude density is about 810 kg per

cubic meter, sulfur content – 0.11 percent to 0.52 percent,

paraffines – about 11 percent, asphaltenes – 0.11 percent

to 0.92 percent, tar – 4.8 percent to 8.42 percent. Kumkol

production capacity for oil is 130 million tons, for natural

gas – 15 billion cubic meters.

Today, the field is fully equipped. It is divided into

industrial, administrative-economic and disaster recovery

area. Production wells stock includes more than 380 wells.

Field operator actively uses polymer solutions drilling-in

method with overlapping production liner. For utiliza-

tion of associated gas there are gas turbines and other

power devices; APG re-injection technology is also used.

Oil is shipped to oil terminals at Zhosaly railway sta-

tion via 170-kilometer pipeline. The field is developed by

PetroKazakhstan company. New oil reserves discovered at

Kumkol in 2010 mean new prospects for the industry.

Tengiz Stock Ensures StabilityTengiz field, a “giant” deposit by the global classifi-

cation, was commissioned in April 1991. The field is the

contemporary of country’s independence and the symbol

of sustainable economic development. It holds over 3 bil-

lion tons of oil. Tengiz field propelled Kazakhstan into the

top-20 oil-rich states. The deposit is unique in many ways:

firstly, Tengiz is the largest in terms of volume; secondly, oil

is located deeper than 5 kilometers; thirdly, it is a subsalt

deposit; fourthly, there is abnormally high pressure in the

layers; fifthly, the oil is rich in hydrogen sulfide (25 per-

cent).

This oil and gas field located within Prikaspiyskaya

oil and gas province in the Atyrau region (some 160 kilo-

meters south-east of Atyrau) was discovered in 1979. It

was launched in April 1991, together with Tengiz oil and

gas processing plant. The field is owned by a joint venture

which installed there a first-generation complex techno-

logical line, followed by second-generation processing

facility. Today it is the biggest in the world sour oil process-

ing facility.

Original reservoir pressure at the deposit is 84.24

MPa, oil temperature – 105 degrees Celsius. Oil density is

790 kg per cubic meter. The produced crude is sour (about

0.7 percent of sulfur), paraffine-containing (over 3.69

percent) and low in tar (up to 1.14 percent). It includes

about 0.13 percent of asphaltenes. Recoverable reserves

at this Tengizchevroil-owned field are estimated at 1 bil-

lion tons of oil, anticipated reserves – over 3 billion tons

of oil, reserves of associated gas – at almost 2 trillion cubic

meters.

Oil, as ever, plays crucial role in the life of Kazakh

people. At the ceremonial meeting dedicated to the jubilee

year oil and gas minister Sauat Mynbayev said that today

“oil and gas industry is destined to solve ever more seri-

ous challenges, helping to develop other industries, being

a basis for the development of Kazakhstan economy less

dependent on the global hydrocarbons markets” and urged

his compatriots to use sparingly oil and gas resources of the

country.

парафинов – около 11%, асфальтенов – от 0,11 до 0,92 %,

смол – от 4,8 до 8,42%. Извлекаемые запасы нефти на место-

рождении Кумколь составляют 130 млн т, газа – 15 млрд м3.

Сегодня территория месторождения отлично обустрое-

на. Она делится на производственную, административно-

хозяйственную и аварийно-восстановительную зоны.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин включает

более 380 скважин. На месторождении активно приме-

няется технология вскрытия продуктивного горизонта на

полимерных растворах с перекрытием эксплуатационным

хвостовиком. Для утилизации попутного газа были установ-

лены две газотурбинные установки и другие энергетиче-

ские устройства, также используется технология обратной

закачки ПНГ в пласт. До железнодорожной станции Жосалы

с нефтепереливными терминалами нефть доставляется по

трубопроводу протяженностью 170 км. Месторождение раз-

рабатывается компанией «ПетроКазахстан». На Кумколе в

2010 году были открыты новые залежи нефти, с которыми

связаны будущие перспективы.

Запасы Тенгиза обеспечивают стабильностьВ апреле 1991 года было введено в эксплуатацию место-

рождение Тенгиз, вошедшее в разряд гигантских по мировой

классификации. Месторождение стало ровесником неза-

висимости и символом стабильного экономического разви-

тия. Его запасы составляют более 3 млрд т нефти. Благодаря

Тенгизу, Казахстан вошел в число 20 государств, имеющих

большие запасы нефти. Месторождение уникально по мно-

гим параметрам: во-первых, Тенгиз – крупнейшее по объему

в мире месторождение; во-вторых, залежи нефти находятся

на глубине свыше 5 км; в-третьих, месторождение – подсо-

левое; в-четвертых, в залежах имеется аномально-высокое

давление; в-пятых, в состав нефти входит сероводород в

больших количествах (25%).

Это нефтегазовое месторождение относится к

Прикаспийской нефтегазоносной провинции и располага-

ется в Атырауской области, в 160 км юго-восточнее г. Атырау.

Его открыли в 1979 году. В эксплуатацию месторождение

ввели в апреле 1991 года, вместе с Тенгизским нефтегазо-

перерабатывающим заводом. После создания совместного

предприятия на заводе была запущена комплексная техно-

логическая линия первого поколения. Затем ввели в строй

завод второго поколения. На сегодняшний день он является

крупнейшим предприятием в мире, перерабатывающим

серосодержащую нефть.

Месторождение характеризуется начальным пласто-

вым давлением залежей нефти 84,24 МПа и температурой

105 °С. Плотность нефти составляет 790 кг/м3. Нефть сер-

нистая – около 0,7%, парафинистая – более 3,69%, мало-

смолистая – до 1,14%, и содержит около 0,13% асфальтенов.

Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 1 млрд

т нефти. Прогнозируемые запасов включают более 3 млрд т

нефти. Запасы попутного газа оцениваются почти в 2 трлн

м3. Владеет месторождением ТОО «Тенгизшевройл».

Нефть, как и прежде, играет очень важную роль в

жизни казахстанцев. На торжественном заседании, посвя-

щенном юбилейному году, министр нефти и газа РК Сауат

Мынбаев заявил, что сегодня «нефтегазовый комплекс при-

зван решать еще более серьезные задачи, помогая развитию

других отраслей, являясь основой для создания в Казахстане

экономики, которая находилась бы в меньшей зависимости

от ситуации на мировом рынке углеводородов» и призвал

соотечественников рационально использовать нефтегазо-

вые ресурсы страны.

5454 Oil&GasEURASIA

GYROSCOPES GYROSCOPES ADVERTORIAL SECTION

Высоко над бескрайними долинами и каньонами в бассейне Пайсенс в штате

Колорадо, Фрэнк Весткотт, президент колорадской компании Native Navigation, должен

решить сложную задачу. Он слушает специалиста по наклонно-направленному бурению,

который рассказывает ему о плане бурения новой скважины через 16 других скважин,

уже пробуренных с буровой площадки, на которой они стоят. «Самое главное здесь – не

ошибиться и не пробурить сухую скважину. Такое бурение неожиданно становится еще

более сложной задачей», – говорит Весткотт.

Наклонно-направленное бурение нескольких скважин с одной буровой площадки –

обычная практика для богатых месторождений нефти и газа в бассейне Пайсенс. Однако

при этом существует высокий риск пересечения траекторий скважин, так как скважи-

ны находятся в непосредственной близости друг от друга. Можно сказать, что отличи-

тельное свойство наклонно-направленного бурения – это очень высокие ставки: в слу-

чае успешного бурения скважина в бассейне Пайсенс может дать 1,2-1,4 млрд фут3 при-

родного газа, а неточность при бурении может обойтись в миллионы долларов и нанести

непоправимый ущерб репутации компании.

Новые системы навигации стволов скважин при помощи гироскопической инклино-

метрии значительно облегчают работу буровиков, специализирующихся в наклонно-

направленном бурении. Ведущей компанией в этой отрасли является Stockholm Precision

Tools AB (SPT AB), которая занимается разработкой навигационных измерительных

систем нового поколения. Уже более 15 лет компания успешно разрабатывает и внедря-

ет уникальные гироскопические инклинометры в нефтяном, газовом и горнодобываю-

щем секторе. Главный продукт компании – гироскопический инклинометр GyroTracer™

с динамически настраиваемым гироскопом (ДНГ), получивший высокую оценку среди

операторов нефтегазового сектора во всем мире и признанный наиболее надежным и

точным прибором геонавигации на сегодняшний день.

«Если вам предстоит пробурить до 22 скважин с одной буровой площадки, то про-

сто необходим надежный инструмент, позволяющий получить точные данные; кроме

того, прибор не должен быть подвержен влиянию магнитного поля. Мы заметили раз-

ницу сразу же, как только начали использовать GyroTracer™, – говорит Весткотт. –

Он идеально отработал на 100%». Весткотт не одинок в своей оценке инклинометра

GyroTracer™. «Эта технология намного опережает все остальные», – соглашается с ним

Джастин Семадени, менеджер по техническим услугам компании Major Drilling America,

Inc. Техники Major Drilling обследовали скважину с размером керна NQ при помощи гиро-

скопического инклинометра SPT АВ в автономном режиме работы, до глубины 1 300 м

High above the deep valleys and canyons in Colorado’s Piceance Basin, Frank

Westcott, the president of Colorado-based Native Navigation faces a challenge.

He is listening to his directional driller’s plan to navigate a new bore hole through

16 other wells already spudded from the drill pad they are standing on. “The risk in this

play is not drilling a dry hole. Suddenly, drilling a hole has become even more techni-

cal,” says Westcott.

Directional drilling of multiple holes from a single drill pad is a standard practice in the

Piceance Basin’s prolific oil and gas fields, but the risks are enormous as the holes are in

close proximity and a well collision is a possibility.

ACCURACY / ТОЧНОСТЬ

The North-seeking GyroTracer delivers highly accurate, non-magnetic devi- ●

ations in magnetically disturbed environments, such as inside casings, a drill pipe

or magnetic rock.

The gyroscope is low-power and lightweight, with the capacity of operating ●

in a wireline or battery-operated mode.

The tool delivers azimuth and inclination measurements accurate from 0-70 ●

degrees from vertical.

Гироскопический инклинометр GyroTracer™ – это прибор с динамически ●

настраиваемым гироскопом (ДНГ). Прибор не подвержен влиянию магнитных

воздействий и предназначен для получения высокоточных данных об

отклонении ствола скважины в магнитно-неустойчивых зонах, например,

внутри обсадных или бурильных труб или в магнитных породах.

Гироскопический инклинометр имеет оптимальные массо-габаритные ●

характеристики, потребляет небольшое количество электроэнергии и может

работать в двух режимах – с геофизическим кабелем или в автономном

режиме с питанием от многозарядного аккумуляторного модуля.

Прибор используется для измерений угла и азимута отклонения ●

скважин в диапазоне 0-70 градусов от вертикали.

New Heights for Downhole DrillingНовые высоты для наклонно-направленного бурения

This article was supplied courtesy of Stockholm Precision Tools AB Статья предоставлена компанией SPT AB

Precision matters when spending millions of dollars drilling for minerals or oil and gas in harsh environments

such as the North Sea, the frozen Arctic or scorching deserts of North Africa. That’s why more and more drilling

companies are relying on gyroscopic surveying tools for accuracy.

При бурении в ходе добычи полезных ископаемых, нефти или газа в суровых климатических условиях,

например, в Северном море, покрытой льдом Арктике или обожженных солнцем пустынях Северной

Африки, где тратятся миллионы долларов, степень точности имеет огромное значение. Именно поэтому

все больше и больше буровых компаний используют в своей работе гироскопические инклинометры для

получения максимально точных измерений.


ГИРОСКОПЫГИРОСКОПЫРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Directional drilling is a high stakes spe-

cialty – a successful hole in the Piceance

Basin can average 1.2 to 1.4 billion cubic feet

of natural gas while a mistake in accuracy

could cost millions of dollars and irreparably

damage the company’s reputation.

New downhole gyroscopic survey navi-

gation systems are making the job a lot eas-

ier for directional drillers, and the compa-

ny on the forefront of survey technology is

Stockholm Precision Tools AB (SPT AB).

SPT AB has been in the business of devel-

oping survey technology since 1990, but the

main product of the company is the North-

seeking GyroTracer™, a survey tool many in

the industry have hailed as the most reliable

and accurate available globally.

“When you have as many as 22 wells

spudded from a single drill pad, you need a

reliable tool for accuracy and one not affect-

ed by magnetic interference. As soon as we

started using the North-seeking GyroTracer,

we noticed the difference,” says Westcott.

“The GyroTracer has worked perfectly, 100

percent of the time.”

Westcott is not alone in his assessment of

the North-seeking GyroTracer. “The technol-

ogy is heads above the rest,” agrees Justin

Semadeni, Technical Services Manager for

Major Drilling America, Inc.

Major Drilling technicians surveyed an NQ core hole with the SPT gyro in memo-

ry mode to a measured depth of 1,300 meters – inclination was 7.38 degrees and azi-

muth was 212.06. Following the initial survey, the hole was deepened and, two and a half

months later, the company was called out to survey the hole again. “We lowered the gyro

to the tie-on point (the final station of the previous survey) and began surveying from

1,300 meters. When we retrieved the data from the gyro, the tie-on inclination was 7.38

degrees and the azimuth was 212.16. We couldn’t believe the incredible repeatability!”

says Semadeni.

NORTH-SEEKING GYROThe North-seeking GyroTracer uses the latest gyroscopic and quartz technologies,

along with many advanced sensors, to find direction. It’s a North-seeking gyro; all azi-

muth measurements are in reference to geographic north, which means it produces

more accurate and precise results because magnetic north shifts its geographic position

over time, whereas the geographic north remains static.

NO MAGNETIC INTERFERENCEUnlike other downhole survey or magnetic tools, the GyroTracer it is not affected

by magnetic interference and can be run inside casing, drill pipe and magnetically-dis-

по стволу скважины – отклонение составило 7,38 градусов, а само значение азимута

212,06. После первоначального замера скважину углубили и два месяца спустя компа-

нию пригласили еще раз промерить скважину. «Мы опустили прибор до точки привязки

(завершающей точки предыдущего обследования) и начали работы с глубины 1 300 м.

Когда мы извлекли прибор и получили данные, то обнаружили, что отклонение в точке

привязки составило 7,28 градусов, а азимут – 212,16. Мы не могли поверить такой неве-

роятной воспроизводимости!» – говорит Семадени.

ГИРОСКОПИЧЕСКИЙ ИНКЛИНОМЕТР С ДНГ Для определения траектории скважины компания SPT AB применяет в своем при-

боре GyroTracer™ новейшие гироскопические и кварцевые технологии, а также много-

численные усовершенствованные датчики. Гироскопический инклинометр GyroTracer™

FEATURES / ХАРАКТЕРИСТИКИ

42 mm. ●

Memory mode allows for mobilization at sites with limited access or where equip- ●

ment is not feasible to use.

Wireline mode allows for real-time data acquisition. ●

25,000 hour lifetime. ●

Uses gyroscopic and quartz technologies. ●

Диаметр скважинного прибора 42 мм ●

Работа в автономном режиме позволяет использовать прибор на площадках ●

с ограниченным доступом или на площадках, где использование оборудования

невозможно.

В режиме работы с геофизическим кабелем можно получать данные в ●

реальном времени.

Срок службы – 25 тыс. часов. ●

Используются гироскопические и кварцевые технологии. ●

“The North-seeking Gyroscopic Inclinometer, which has wireline and memory capability, uses gyroscopic and quartz technologies, along with many advanced sensors, does not require field calibration”

«Гироскопический инклинометр с ДНГ, рабо-тающий как в автономном режиме, так и с гео-физическим кабелем, использующий гироско-пические и кварцевые технологии в сочетании с усовершенствованными датчиками, не нуждается в поверочной калибровке»

5656 Oil&GasEURASIA

GYROSCOPES GYROSCOPES ADVERTORIAL SECTION

содержит миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ), который произ-

водит все измерения азимута относительно географического севера. Это означает, что

результаты измерений, полученные при помощи этого прибора, являются более точны-

ми, потому что северный магнитный полюс со временем постепенно смещается, а гео-

графический север остается неизменным.

ОТСУТСТВИЕ ДРЕЙФА ОТ ВОЗДЕЙСТВИЯ МАГНИТНОГО ПОЛЯ

В отличие от других приборов для скважинных исследований или магнитометрических

приборов, гироскопический инклинометр GyroTracer™ не подвержен влиянию магнитно-

го поля, его можно использовать внутри обсадных или бурильных труб или в магнитно-

неустойчивых зонах. Как считает компания SPT АВ, данные наклонно-направленного

бурения, полученные при помощи этого прибора, более надежны и точны, чем данные,

получаемые при помощи других аналогичных приборов на базе микроэлектромеханиче-

ских систем (МЭМС).

«Если вы проводите разведочные работы, особенно в жестких условиях, когда стволы

и скважины необходимо бурить на большую глубину с более сложными траекториями,

то технология, которую вы применяете в системах для исследования скважин, должна

быть надежной и высокоточной, – говорит Орландо Рамирез, президент компании SPT

AB. – Если данные, полученные для наклонно-направленного бурения будут неточны, то

можно пройти мимо целей и высокие затраты не оправдаются; кроме того, можно нане-

сти вред окружающей среде в экологически уязвимых районах, например, на шельфо-

вых месторождениях нефти и газа».

НАДЕЖНОСТЬГироскопический инклинометр GyroTracer™ с ДНГ – это высокоточный надежный при-

бор для подземной навигации, удобен в использовании, не требует предварительной

калибровки перед началом замера, также не требует начального ориентирования в устье;

для начала инклинометрической съемки достаточно задать широту исследуемой сква-

жины. Прибор потребляет мало электроэнергии, имеет оптимальные массо-габаритные

характеристики, может работать как с геофизическим кабелем, так и от многозарядно-

го аккумуляторного модуля в автономном режиме. Цена GyroTracer™ также относитель-

но невысока по сравнению с другими аналогичными приборами и услугами, предлагае-

мыми сегодня на рынке.

В течение нескольких лет компания International Directional Services, оказываю-

щая услуги по наклонному бурению и ГИС, протестировала значительное количество

геофизических приборов – как магнитных, так и немагнитных. Генеральный дирек-

тор Грег Тейлор утверждает, что на сегодняшний день, исходя из опыта работы его

компании, надежность и точность новой системы SPT АВ можно оценить как «отлич-

ную». Похожие отзывы также поступают от горнодобывающих компаний, работаю-

щих в районе Садбери в канадской провинции Онтарио, от золотодобывающей компа-

нии Goldcorp, работающей в золоторудном районе Ред-Лейк, от нефтяных компаний в

Тунисе, с шельфовых месторождений восточной Италии, а также от других междуна-

родных буровых компаний, обслуживающих сектор добычи природных ресурсов.

ОБУЧЕНИЕ ЗАКАЗЧИКА И ОПЕРАТОРА«SPT АВ старается делать все необходимое для обеспечения успешности наших

заказчиков, – продолжает Рамирез. – Около 25% нашей выручки мы инвестируем в

научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР), концентрируя

усилия на продвижении новой продукции и внедрении модернизированных и усовер-

шенствованных версий существующих приборов и программного обеспечения. Цель

компании – предоставить заказчикам 100%-ю технологию, чтобы они могли осущест-

влять конкретные цели и задачи».

Однако, по мнению SPT АВ, одних приборов недостаточно, чтобы получить преиму-

щество над конкурентами. Успешность SPT АВ определяется ее приборами в сочета-

нии с комплексным надлежащим обучением заказчиков и операторов для обеспечения

максимальной эффективности работ. Группы SPT АВ по технической поддержке и обу-

чению работают практически круглый год, проводя теоретическое обучение и практи-

ческую подготовку персонала заказчиков SPT АВ по использованию покупаемого ими

оборудования на протяжении всего срока его службы, наряду с послепродажной техни-

ческой поддержкой. В условиях жесткой экономии, когда на счету каждая копейка и оку-

паемость инвестиций является критическим элементом при принятии любого бизнес-

решения, обладание оптимальной технологией в сочетании с технической поддержкой

может стать определяющим фактором.

turbed ground. As a consequence, SPT believes the directional survey data it gener-

ates is more reliable and accurate than data generated by competing gyros based on

MicroElectroMechanical Systems (MEMS).

“When you are conducting exploration work, the technology you deploy in drill hole

surveying systems, particularly in demanding environments where wells and holes must

be drilled to greater depths with more complex trajectories, you need technology that is

highly reliable and accurate,” says Orlando Ramirez, SPT’s CEO. “Unreliable directional

survey data can miss targets at great cost, and may also cause environmental damage in

sensitive areas such as offshore oil and gas fields.”

RELIABILITYThe North-seeking GyroTracer instrument is rugged, user-friendly, and does not

require field calibration or a roll test before operation. It’s low-power, lightweight and

capable of operating on a wireline or battery-operated memory mode. It’s also less

expensive than many of the other survey tools and services available.

International Directional Services, a directional-drilling and borehole-survey service

company, has tested many survey instruments, both magnetic and non-magnetic, over

the years. General Manager Greg Taylor says the company’s experience with the repeat-

ability and accuracy of SPT’s new system to date has been “excellent.”

Similarly, positive feedback has come from mining companies in Ontario’s Sudbury

Nickel Basin, from Goldcorp’s Red Lake gold camp, from petroleum companies in

Tunisia, from the offshore gas fields of eastern Italy, and from other international drilling

companies servicing the resource sector.

CUSTOMER AND OPERATOR TRAINING“At SPT, we are committed to the success of our customers,” Ramirez continues.

“We invest 25 percent of all we make back into research and development, focusing

both on new product advancement and on implementing upgrades and improvements to

existing tools and software. Our focus is 100 percent on delivering technology to enable

our customers to meet their specific project goals and objectives.”

But tools are never enough, and SPT does not believe its products alone differenti-

ate the company from its competition. What makes SPT successful is its tools in combi-

nation with comprehensive and relevant customer and operator training to ensure max-

imum efficiency in operation. SPT training and technical teams are on the road through-

out the year, delivering theoretical and practical training, along with post-sales technical

support, to SPT customers for the life of the equipment they purchase. In an economy

where every penny counts, and return on investment is a critical element of any business

decision, knowing you’ve got the best tool, and the best service and support team on

your side, can make all the difference.

BENEFITS / ПРЕИМУЩЕСТВАOption for battery or wireline mode. ●

The gyroscope is 70 percent more cost efficient than the other survey tools ●

and services available.

Takes independent surveys to eliminate drifting over depth and time. ●

No field calibration required. ●

Easy-to-use application and software interface means gyro-calibration can ●

be easily performed by the customer.

No surface reference points needed and no gyro drift over time. ●

Выбор между режимами работы – от многозарядного аккумуляторного ●

батарейного модуля или с геофизическим кабелем.

Рентабельность прибора на 70% выше, чем рентабельность других ●

геофизических приборов и систем, существующих сегодня на рынке.

Независимые исследования для исключения отклонений по глубине ●

и по времени.

Не нуждается в калибровке в полевых условиях. ●

Удобный в использовании интерфейс приложения и ПО позволяет ●

заказчику легко выполнить калибровку самостоятельно.

Нет необходимости в реперных точках на поверхности, нет дрейфа ●

показаний гироскопа с течением времени.

oil&gas eurasia february 2012

Documents

intelligent life

seti project

intelligent conversation

intelligent response

intelligent alien beings

star trek fan

home global community

star fleet officer