Oil&Gas Eurasia - February 2011

p. / стр. 8

The latest cutting-edge tech solutionsПередовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

Tech Trends / Новые технологии

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

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

NOVATEK Chief Ventures Into New Business

Михельсон нашел себе новый бизнес

p. / стр. 16

Сотрудничество России и Китая в нефтегазовой сфере

Интересы, проблемы, перспективы

p. / стр. 22

Cooperation Between Russia and China in the

Energy Sector

Interests, Problems and

Prospects

The events this month in North Africa and the Middle East have again been a reminder that I’ve lived too

long in Russia. I’ve become a conspiracy theorist. But with these events, there are too many conspiracies to consider.

I understand that there are far too many angry young (unemployed) men in these countries. And they got together to force a change. But why this month, as opposed to last month, or three years ago. Why now?

Russians tell me, “To understand ‘why’ you need to first ask who ben-efits?” And that is not exactly clear.

I asked my friend and colleague Dianne Sutherland, who lives in Cairo where she publishes Petroleum Africa Magazine, www.petroleumafrica.com. She sided with the “We the People” angle. “How do you explain it, when an illiterate fruit seller commits suicide by publically setting him-self on fire?” she said.

I’ve seen reporting in the Russian Media that suggests the West is financing regime change in the spirit of the Orange Revolution in Ukraine or the Rose Revolution in Georgia. But, in my opinion, that is Soviet-style propaganda straight out of the 1960s.

Since both the West and Russia can’t seem to ever move beyond the Cold War, it would make sense that the West might meddle in relations between Moscow and ex-Soviet republics. And the results of such med-dling – while amusing – are not life threatening to any of the sides.

But why would the West stir up trouble that could crash the U.S. dol-lar and reverse the tenuous recovery that the global economy has just entered. Who really needs $150 per barrel oil? “We the People” certainly don’t. I’m worried already that I’ll find a $5 a gallon gasoline pump price when I go to Houston for OTC over the May Holidays. And don’t laugh my Russian friends, your Ruble price per liter of benzene will go up as well.

But back to regime change. While it is not PC (Politically Correct) for me to say so, we all know what democracy will ultimately mean in many of these countries: No democracy; just a “new boss, same as the old boss” but this “new boss” supports a different elite. And that elite is likely not to appreciate the Western point of view – or the Russian point of view. Though Russia has its oriental side, Russia really is part of the same civilization as the West. And we both face the same terror threat, something that was tragically proven yet again by the recent bombing at Domodedovo Airport. As long as we continue to irritate each other with outdated Cold War era antics, we only allow the real threat to strength-en itself against us.

So to me, it seems that neither the West nor Russia had motive to deliberately stir the pot.

Yet, some good is coming to Russia out of this. And maybe it is the sort of good that will further erode Cold War mentalities on both sides.

События, происходившие в этом месяце в Северной Афике и на Ближнем Востоке, стали для меня очередным напоминанием о том, что я слиш-ком долго прожила в России. Я стала конспирологом. Но в данных собы-

тиях элементов конспирации или заговора, которые стоит принять во внима-ние, кажется, присутствует слишком много.

Я понимаю, что в этих странах достаточно безработной молодежи, край-не недовольной своим положением. И представители этой категории населе-ния собираются вместе, чтобы инициировать перемены. Но почему все случи-лось именно в этом месяце, а не в прошлом или три года назад. Почему имен-но сейчас?

Россияне говорят мне: «Чтобы понять „почему“ нужно ответить на вопрос „кому это выгодно“». И на последний вопрос ответить пока очень сложно.

Я поинтересовалась, что думает по этому поводу моя подруга и коллега Диана Сазерленд, живущая в Каире, – издатель журнала Petroleum Africa (www.petroleumafrica). Так вот, она считает, что подобным образом люди пытаются заявить, что они – граждане и у них есть права. «Как же иначе можно объяс-нить то, что неграмотный торговец фруктами устраивает публичное самосо-жжение?» – говорит она.

Я видела материалы российских СМИ, в которых делались предположения, что это Запад финансирует смену режимов в духе «Оранжевой революции» в Украине и «Революции роз» в Грузии. Но подобные предположения больше напоминают советскую пропаганду в стиле 1960-х годов.

Поскольку и Запад, и Россия, похоже, никак не могут преодолеть последс-твия «холодной войны» в общении друг с другом, вполне логично предполо-жить, что Запад, возможно, действительно пытается вмешиваться в отноше-ния между Москвой и бывшими советскими республиками. Однако результа-ты подобного вмешательства, при всей своей странности, реальной угрозы ни для одной из сторон не представляют.

Но зачем же Западу создавать ситуацию, которая может «обрушить» дол-лар и обратить вспять наметившееся восстановление мировой экономики. Кто заинтересован в цене на нефть на уровне $150 за баррель? Совершенно опре-деленно, что не рядовые граждане. Меня, например, уже беспокоит перспекти-ва не найти бензина по цене $5 за галлон (3,79 л) у себя на родине – я плани-рую ехать в Хьюстон на ОТС (выставку по шельфовым технологиям) в начале мая. И, к сожалению, – говорю это совершенно серьезно – следует ожидать, что «рублевые» цены в России тоже «поползут» вверх.

Что касается смены режима – возможно, я неполиткорректна, но все мы знаем, что, в конечном счете, подразумевается под этой фразой применитель-но к упомянутым выше странам – власть просто переходит к другому лидеру и его сторонникам. И, вполне возможно, что ни новоявленный правитель, ни его «группа поддержки» не будут испытывать симпатий ни к США, ни к России, которая для них также является представителем «западной» системы ценнос-тей. Все мы – как западные страны, так и бывший «соцлагерь», – сегодня ока-зались перед лицом общей угрозы – терроризма, вновь явившего свой отвра-тительный «лик» в аэропорту «Домодедово». И пока мы продолжаем играть в «холодную войну», реальный враг сплачивает свои ряды. Поэтому можно с уверенностью сказать, что в подобной ситуации «раскачивать лодку» не выгодно никому – ни Востоку, ни Западу.

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Пэт Дэвис ШимчакPat Davis Szymczak

Chaos in North Africa – With Oil at $150 a Barrel are There Any Winners?

Беспорядки в Северной Африке –Так кому же выгодны $150 за баррель?

For example, Russia could come to the rescue of Italy by guar-anteeing natural gas deliveries that were cut off by the meltdown in Libya. This is evidence that Russia is a reliable energy supplier.

And it is likely that Russia will spend more money than previous-ly thought on oilfield technologies and equipment. With production shut-in and foreign companies closing offices, Russia will certain-ly attract some of that lost business. At least that’s what I’ve heard in casual conversation with fellow expats in Moscow – particularly in the area of seismic and other exploration and reservoir optimiza-tion technologies.

As for Russian participation in North African projects – we all know that Tatneft joined Wintershall, Repsol, RWE and ENI in shut-ting down their production in Libya. And Russian expats throughout the region were evacuated.

Petroleum Africa Magazine’s editor, Dianne Sutherland, told www.oilandgaseurasia.com that Russian companies are keen to develop Europe-bound gas reserves in North Africa. As she wrote:

“LUKOIL already holds stakes in Egypt, Tatneft is in Libya, and Gazprom is in Algeria. Gazprom also just completed a deal with ENI for the Elephant Field in Libya. While Libya’s future is most uncer-tain at this point, I think that Russian companies may have a political advantage over their American and European counterparts should the Qaddafi regime stay in place, and if not, the playing field should stay pretty level,” Sutherland wrote

“There will definitely be short-term supply disruptions out of Libya. President Qaddafi will not go easily. This will open the door for more oil supply concerns and the continued rise of the barrel price. Both Ben Ali and Mubarak also said they were not going any-where, and we know how that turned out.

“Of concern is gas supply into Europe as Libya ships a substan-tial amount of gas to Italy through the Greenstream Pipeline. The pipeline has a capacity of 11 billion cubic meters per year equating to about 11 percent of Italy’s gas supply, which has now been shut-in by ENI. A protracted shut-in could become problematic for Italy,” Sutherland wrote.

“It doesn’t seem likely in the near-term that much will change on the Tunisian supply front and the smaller volumes there are probably not as interesting to the large Russian companies. There is a small risk however, that terms may be re-written by Egypt as its long-term petroleum minister Sameh Fahmy has just been replaced.

“The investment climate in Algeria has for the past four to five years become less attractive to the oil majors and as a result, a soft-er line from the Algerian regime has recently emerged, but without concrete results so far. While protests in Algeria are not currently on the scale of Libya or Egypt, President Bouteflika’s regime is already making concessions and there is a chance the Algerian people might not take as harsh of a line as their neighbors,” Sutherland wrote.

“On the other hand, if the situation deteriorates, gas supplies to Europe could take a further hit as a substantial amount of natural gas flows into Europe by way of Algerian pipelines. The country has the Maghreb – Europe Gas Pipeline which links the large Hassi R’mel field in Algeria to Cordoba, Spain via Morocco, where it is connected with the Spanish and Portuguese gas grids. It supplies about 12 bil-lion cubic meters per year.

“Algeria also has the Medgaz pipeline which runs under the Mediterranean to Spain. The pipeline has already been delayed for a year and is currently on standby for start up, but a Libya-size flare-up in Algeria could delay the flow to Spain even further. And then there is the oil. Algeria is an oil exporter and the continent’s third largest producer with over 1.2 million barrels daily,” Sutherland wrote.

“Russian companies potentially have a very good opportunity to gain some ground in North Africa depending on how the events play out in the individual nations and their competitor’s reactions, but the bottom line will be the Russian’s appetite for risk.”

Однако, в некоторой степени, даже зло при желании можно обратить во благо (возможно, положив начало преодолению менталитета «холодной войны»): в частности, Россия могла бы помочь Италии, из-за беспорядков в Ливии лишив-шейся природного газа, выступив гарантом его поставок и, таким образом, еще более укрепив свою репутацию надежного поставщика.

Кроме того, России, возможно, придется больше «вложиться» в нефтеп-ромысловые технологии и оборудование. В условиях, когда добыча падает, и зарубежные компании закрывают офисы, выбор логически падает на Россию в качестве более надежного поставщика нефти и газа. По крайней мере, именно это я услышала во время беседы с моими коллегами-иностранцами в Москве – в частности, это касается сейсморазведки, а также технологий геологоразведки и оптимизации коллекторов.

В отношении участия России в проектах в Северной Африке, ни для кого ни секрет, что «Татнефть», как и Wintershall, Repsol, RWE and ENI, сворачивает добычу в Ливии. Российских специалистов из страны эвакуировали.

Редактор журнала Petroleum Africa Диана Сазерленд рассказала www.oilandgaseurasia.com, что российские компании готовы вести разработку место-рождений в Северной Африке. Вот что она пишет:

« У „ЛУКОЙЛа“ уже есть доля рынка в Египте, у „Татнефти“ – в Ливии, у „Газпрома“ – в Алжире. „Газпром“, кроме того, на днях завершил сделку с ENI по месторождению „Элефант“ в Ливии. Хотя будущее Ливии неопределенно, на мой взгляд, российские компании могут получить преимущества перед амери-канцами и европейцами в случае сохранения режима Каддафи. В противном слу-чае, игровая площадка будет оставаться довольно сбалансированной», – пишет Сазерленд. И далее цитируем:

«Безусловно, краткосрочные перебои с поставками из Ливии будут иметь место. Полковник Каддафи легко сдаваться не намерен, что вызывает беспо-койство по поводу поставок и дальнейшего роста стоимости барреля нефти. Бен Али и Мубарак тоже заявляли, что никуда не собираются, и мы знаем, к чему это привело.

Предметом беспокойства является поставка газа в Европу, поскольку Ливия отгружает значительный объем газа через трубопровод „Гринстрим“. Пропускная способность трубопровода составляет 11 млрд м3 газа в год, что составляет около 11% поставок газа в Италию, которые сейчас перекрыты ENI. Длительное отключение магистрали создаст проблему для Италии.

Не похоже, что в краткосрочной перспективе возможны серьезные измене-ния по тунисским поставкам, и небольшие объемы в этом регионе, возможно, не столь интересны российским „тяжеловесам“. И все же, есть некоторый риск, что Египет может переписать условия добычи – Самеха Фахми, длительное время занимавшего пост министра нефти, только что заменили.

За последние четыре-пять лет инвестиционный климат Алжира стал менее привлекательным для крупных нефтекомпаний – это обстоятельство приве-ло к смягчению позиции алжирского правительства, проявившемуся недавно. Однако говорить о каких-либо конкретных результатах пока еще рано. Хотя про-тесты в Алжире в настоящее время не так масштабны, как демонстрации в Ливии или Египте, режим президента Бутефлики уже идет на уступки, и есть шанс, что алжирский народ не будет реагировать так жестко, как его соседи.

С другой стороны, если ситуация ухудшится, пострадают поставки газа в Европу, поскольку значительные объемы природного газа попадают в Европу именно через трубопроводы Алжира. Алжирский газопровод Магриб – Европа соединяет большое алжирское месторождение Hassi R’mel с Кордовой (Испания) через Марокко, где магистраль также подключена к испанским и португаль-ским сетям поставки газа. Трубопровод поставляет около 12 млрд м3 в год. Другая алжирская магистраль, Medgaz, проходит по дну Средиземного моря до Испании.

Трубопровод, пуск которого был ранее отложен на год, уже готов к работе, но вспышка ливийского масштаба в Алжире может привести к еще большим задержкам поставок в Испанию. И, наконец, нефть. Алжир является экспорте-ром нефти и третьим на континенте производителем, добывая более чем 1,2 млн баррелей в день.

Теоретически, российские компании получили возможность добиться неко-торых успехов в Северной Африке, в зависимости от того, как будут развиваться события в отдельных странах, и как будут реагировать их конкуренты, но реша-ющим фактором будет известная российская склонность рисковать».

2

#2 February 2011


Oil&GasEURASIA

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ


Chaos in North Africa –

With Oil at $150 a Barrel are There Any Winners?

Беспорядки в Северной Африке –

Так кому же выгодны $150 за баррель?

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

INDUSTRY UPDATE | СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Introducing www.oilandgaseurasia.com

Представляем www.oilandgaseurasia.com

INVESTMENTS | ИНВЕСТИЦИИ

NOVATEK Chief Ventures Into New Business

Михельсон нашел себе новый бизнес

DRILLING | БУРЕНИЕ

Growing Demand for Meters Drilled Should Stabilize

Contractors´ Rates and Provide Old Rigs Replacement

Рост объемов бурения позволит стабилизировать

цены на сервис и обновить парк установок

STANDARTIZATION | СТАНДАРТИЗАЦИЯ

Moving on Up

Шаг вперед

WATER CONTROL | ВОДОИЗОЛЯЦИЯ ПРИТОКА

Controlled-Penetration Sealant System for Water

and Gas Shutoff Applications

Технология изоляции притока воды и газа

с контролируемым проникновением закупоривающего материала

8

26

Cooperation Between Russia and China in the Energy Sector

Сотрудничество России и Китая в нефтегазовой сфере

интересы, проблемы, перспективы

COVER STORY | ТЕМА НОМЕРА

Unlike the U.S.-China axis, where the two sides compete for global energy resources, on the industrial and food markets, and in the future may become rivals on the financial services market, links between the Russian and the Chinese economies structurally complement each other; besides this, huge deposits of Russia’s primary resources are geographically close to the Chinese border.

В отличие от США и Китая, конкурирующих за глобальные энергети-ческие ресурсы и выступающих конкурентами на рынке промышленных товаров и продовольствия, а в перспективе и – на рынке финансовых услуг, российская и китайская экономики – структурно взаимодополняе-мы, а огромные сырьевые ресурсы России территориально приближены к китайской границе.

16

22

30

36

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 1812-2086Press Run: 12,000 © 2010, 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: 12 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2010, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США) Все права за щи ще ны.

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

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

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

AUTUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

«Подольск-цемент» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

«Машпром» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

«ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

#2 February 2011

6

GAS TRADING | РЕАЛИЗАЦИЯ ГАЗА

Gazprom Gains Ground on the Spot Market

The giant also intends to retain its long-term contracts

«Газпром» делает успехи на спотовом рынке

При этом в газовой монополии не планируют отказываться

от долгосрочных контрактов

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

HEAT REMOVAL | ОТВОД ТЕПЛОТЫ

Modular ACHE Equipment Aids in Oil and Gas Industry Heat Removal

Блочно-модульные АВО решают проблему отвода теплоты в нефтегазовой отрасли

CEMENTING | ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ

Method of Evaluating Normal Stresses

Developed by the Expanding Cement Stone

Методика оценки нормальных напряжений, развиваемых

расширяющимся цементным камнем

44

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

TECHNOLOGY EDITORElena [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

COVER ILLUSTRATIONMaria Busarina

TRANSLATIONAPRIORI Translation AgencyElena Kamenyarzh, 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]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА/ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

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

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕМария Бусарина

ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори»Елена Каменярж, 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 [email protected]&Gas Eurasia HoustonGalleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056Tel.: +1 832 369 7516Fax: +1 281 657 3301Call Toll Free fromwithin the U.S.: +1 866 544 3640

EUROPEAN SALESAnna Bovda, Steve [email protected].: +7 (495) 781 8837Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALESDario Mozzaglia [email protected].: +39 010 583 684Fax: +39 010 566 578

CASPIAN SALESMedina Pashaeva, Lala Abdullayeva [email protected].: +99 412 4933189, +99 412 4934507Fax: +99 412 4932478Mobile: +99 450 2223442

39

46

Oil&GasEURASIAFor more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com8


Deep Casing Tools Runs First Offshore Application for a New Reaming System

Aberdeen based company Deep Casing Tools success-fully ran the new 5-inch Turborunner™ system for CNR International in a horizontal application offshore central North Sea.

This new size of Turborunner™ tool, specifically design to support smaller open hole completion placement, com-bines optimized washing with a rotational reaming capa-bility, avoiding rotation of the completion string itself. The very low operating pressure is ideally suited for integration with completion systems.

Placement of the liner was seen to be a significant risk due to the stability of the sand shale sequences in the long open hole section. The CNR International drilling team selected the Turborunner™ to provide an operational advantage in the event of difficulties in running the liner. The tool was run on a 5,500-foot long 4 ½-inch liner into a 6-inch open hole. Upon reaching planned depth, the tool and the liner were cemented in place without issue.

The experience gained from the Turborunner™ appli-cations has also a direct impact on the Turbocaser™ to be released early 2011. This new product is specifically designed to aid the placement of casing and intermediate strings with the key feature of a fullbore motor.

Emerson Introduces Rosemount® Vibrating Fork Level Switch for Safety Instrumented Systems

Emerson Process Management has extended the capa-bility of its Rosemount 2100 series of vibrating short fork level switches with the introduction of the Rosemount® 2130 for (Safety Integrity Level) SIL 2 safety instrumented systems. This new version features built-in fault monito-ring/self-checking diagnostics and is ideal for high and low level alarms.

Новый скважинный расширитель успешно апробирован на морском месторождении

Компания Deep Casing Tools (Абердин) с успе-хом использовала новый скважинный расширитель Turborunner™ диаметром 127 мм (5 дюймов) для CNR International на наклонной скважине в центральной части Северного моря.

Раширитель Turborunner™, специально предназна-ченный для заканчивания скважин малого диаметра с открытым стволом, сочетает в себе улучшенную систему промывки с возможностью вращательной проработ-ки, что позволяет избежать вращения самой колонны. Крайне низкое рабочее давление идеально подходит для включения новинки в состав современных систем заканчивания скважин.

Посадка колонны-хвостовика могла встретиться с серьезными рисками из-за стабильности пачки пласта на удлиненном участке открытого ствола скважины. Для подстраховки буровики CNR International остановили свой выбор на расширителе Turborunner™ на случай осложнений в процессе спуска колонны-хвостовика. Расширитель спускался через колонну диаметром 114,3 мм (4 ½ дюйма) и длиной 1 677 м в открытый ствол диа-метром 15,24 мм (6 дюймов). После выхода на заданную глубину инструмент и колонна-хвостовик были без каких-либо затруднений зацементированы.

Опыт, полученный при эксплуатации расширителя Turborunner™, будет учтен при разработке инструмента Turbocaser™, выпуск которого намечен на начало 2011 года. Данная новинка специально предназначена для облегчения работ по посадке обсадной трубы с проме-жуточными колоннами труб, где главной особеннос-тью станет электродвигатель с габаритом скважинного ствола.

Emerson объявляет о выпуске нового вибрационного сигнализатора уровня жидкости Rosemount®

Компания Emerson Process Management расширила функциональные возможности своей серии сигнализато-ров уровня жидкости Rosemount 2100 выпуском модели Rosemount® 2130 класса SIL 2 для инструментальных сис-тем обеспечения безопасности. Новая модель со встроен-ным контролем неисправностей/самодиагностикой пред-ставляет собой идеальное средство сигнализации высокого и низкого уровней.

Модель Rosemount 2100 уже давно пользуется попу-лярностью в качестве сигнализатора высокого и низко-го уровней, а также регулятора насосов. Новая модель – Rosemount® 2130, характеризуется простотой конструкции и удобством в эксплуатации, надежной работой в широком спектре производственных задач, не требуя калибровки на объекте. Мигающий светодиод обеспечивает наглядную

This new size of Turborunner™ tool designed specifically to sup-port smaller open hole completion placement.

Раcширитель Turborunner™ специально предназначен для заканчивания скважин малого диаметра с открытым стволом.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: D

EE

P C

AS

ING

TO

OL

S

9

№2 Февраль 2011


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

The Rosemount 2100 series is alrea-dy a popular choice for high and low level alarm and pump control duties. The new 2130 version is simple and easy-to-use, reliable in a wide range of applications and requires no on-site calibration. The visible “heart-beat” LED gives an instant visual indication that the unit is operational. In addition, the built-in fault monitoring/self diagnostics can detect extreme corrosion of the forks, or any other internal or external damage to the fork sensor, which triggers a warning LED and safe handling of the load.

Further functionality in the new version inclu-des a low-density option suitable for liquids with a specific gravity down to 0.5 (500 kg/cu. m), a wide choice of elec-tronic output options for use on their own, or as part of an analog or digital plant monitoring network.

The Rosemount 2130 is designed for use in extreme temperatures ranging from minus 70 to plus 260 degrees Celsius (minus 94 to plus 500 degrees Fahrenheit) and like other models in the Rosemount 2100 range, the new model is available with 316L stainless steel as standard, ECTFE/PFA copolymer coated 316L stainless steel or corrosion resistant alloy “C” wet side as well as a choice of electronic output types and aluminium or stainless steel housing options.

Gassonic Observer Ultrasonic Gas Detector Protects Gas Compressor Stations

The Gassonic Observer Ultrasonic Gas Detector, developed by General Monitors (a U.S. company), is a breakthrough solution for detecting fugitive gas leaks in compressor stations. It is a non-concentration based gas detector used to detect leaks from high-pressure systems. It responds to the airborne ultrasound generated from gas releases in open, well ventilated areas. Since the Gassonic Observer responds to the source of a gas release rather than the dispersed gas, it is unaffected by chang-ing wind directions, gas dilution and the direction of the gas leak.

The Gassonic Observer is based on robust microphone technology and pro-

индикацию работы устройства. Кроме того, встроен-ный контроль неисправностей/самодиагностика

способны выявлять сильную коррозию вилок или любое иное внутреннее или наружное пов-реждение датчика вилки, включая предупреди-

тельный светодиод и режим безопасного сброса нагрузки.

Прочие функциональные возмож-ности новой модели предусматривают исполнение для рабочих сред с низкой

плотностью, рассчитанное для жидкостей с относительной плотностью до 0,5 (500 кг/м³),

широкий выбор вариантов электронного выхода для автономного использования либо в составе анало-говой или цифровой контрольной сети промышлен-

ных установок.Сигнализатор Rosemount 2130 предназначен для

эксплуатации в диапазоне экстремальных температур от -70 до +260 °C (от -94 до +500 °F). Как и другие моде-ли линейки Rosemount 2100, новая модель стандартно выпускается из нержавеющей стали 316L, нержавеющей стали 316L с сополимерным покрытием ECTFE/PFA или из коррозиейстойкого сплава марки «C» со смачиваемой стороны, а также с несколькими вариантами электрон-ного выхода и корпусом из алюминия или нержавею-щей стали.

Детектор Gassonic Observer обнаружит утечки газа на газокомпрессорных станциях

Ультразвуковой детектор Gassonic Observer, разра-ботанный General Monitors (США), – прорыв в области обнаружения утечек газа на компрессорных станциях. Прибор служит для обнаружения утечек из систем высо-кого давления, при этом датчик реагирует не на вели-чину коэффициента концентрации, а на воздушный ультразвуковой сигнал, производимый газовыделением в открытых, хорошо проветриваемых зонах. Так как Gassonic Observer реагирует на источник газовыделе-ния, а не на рассеянный газ, то на эффективность его анализа не влияют такие параметры как изменения в направлении ветра, разжижение газа и направление утечки.

Принцип действия Gassonic Observer основан на надежной микрофонной технологии, при интенсив-ности утечки 0,1 кг/с прибор обеспечивает радиус обнаружения до 20 м. Кроме того, детектор позволяет выполнять комплексную акустическую самодиагнос-

тику SenssonicTM, цель которой – периодическая проверка целостности электронных схем и

работы звукового датчика. Сертификация: CSA, FM, ATEX, IECEx и С-UL. Класс надежнос-ти SIL 2, детектор имеет сертификат соответс-твия стандарту IEC 61508, выданный FM.

Из-за сочетания высоких температур, давления и вибраций на газокомпрессорных станциях велика опасность пожаров и взры-вов. Два основных процесса, протекающих на ГКС: (1) компримирование, обеспечивающее движение природного газа по трубопроводу

SIL2 suitable level switch with advanced diagnostics is ideal for high and low level alarms.

Сигнализатор предельного уровня класса SIL2 со средствами усовершенствованной диагностики является идеальным прибором сигнализации высокого и низкого уровней.

●

●

The Gassonic Observer is based on robust microphone technology.

Принцип действия Gassonic Observer основан на надежной микрофонной технологии.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

EM

ER

SO

NS

OU

RC

E /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: G

EN

ER

AL M

ON

ITO

RS

#2 February 2011



vides a detection radius of up to 20 meters at a leak rate of 0.1 kg/s. In addition, the detector offers the Senssonic™ integrated acoustic self-test, which periodically verifies the integrity of the electronic circuitry and the operation of the acoustic sensor. The detector features the following approvals: CSA, FM, ATEX, IECEx, and C-UL. The detector is SIL 2 suitable and is FM certified to IEC 61508.

In gas compressor stations, there is a high risk of fire and explosion due to a combination of intense heat, pres-sure and vibration. Two main processes typically take place: (1) Gas compression is performed in order to ensure the natural gas flowing through a pipeline remains pressur-ized and (2) gas chilling/cooling, which reduces the gas temperature. Both processes subject gas compressor equip-ment to high stresses.

Vibration and heat from nearby machinery, for exam-ple, can produce cracks on seals and flanges. Hydrogen sulfide, liquids, and undesirable particles in the natural gas stream can corrode pipelines and degrade components. Over time, prolonged exposure to these elements invari-

под давлением, и (2) охлаждение газа для снижения его температуры. В ходе этих процессов газокомпрессорное оборудование испытывает большие нагрузки.

Например, вибрации и тепло от находящегося рядом оборудования приводят к растрескиванию уплотнений и фланцев. Серoводород, жидкости и нежелательные части-цы, присутствующие в потоке природного газа, вызывают коррозию трубопроводов и разрушение комплектующих. Со временем длительное воздействие этих элементов неиз-бежно приводит к отказу деталей и, возможно, утечкам горючего материала. Раннее обнаружение опасных утечек газа из компрессора очень важно для снижения риска пожара в зонах, где присутствуют летучие вещества.

В конструкцию Gassonic Observer входит фильтр высо-ких частот, не пропускающий частоты ниже 25 кГц и эффективно устраняющий помехи в виде акустического и низкочастотного ультразвукового шума. В то же время, настройка уровня триггера сигнализации выше ультразву-кового фонового шума обеспечивает защиту и от других источников шума. Результат – надежный способ обнаруже-

Sakhalin-1 Project Drills World’s Longest Extended-Reach Well

Exxon Mobil Corporation announced that its subsidiary, Exxon Neftegas Limited, has successfully drilled the world’s longest extended-reach well at the Odoptu field, offshore far east Russia. Exxon Neftegas is the operator of the Sakhalin-1 Project on behalf of an international consortium that includes affiliates of the Russian state company Rosneft RN-Astra and Sakhalinmorneftegas-Shelf; the Japanese corporation SODECO; and the Indian state oil com-pany ONGC Videsh Ltd.

The Odoptu OP-11 well reached a total measured depth of 40,502 feet (12,345 meters or 7.67 miles) to set a world record for extended-reach drilling (ERD). The Odoptu OP-11 also set a world record with a horizontal reach of 37,648 feet (11,475 meters or 7.13 miles). Exxon Neftegas completed the record-setting well in only 60 days using ExxonMobil’s Fast Drill Process and Integrated Hole Quality technology to maximize performance in every foot of hole drilled at OP-11.

Odoptu, one of three Sakhalin-1 Project fields, is situated 5 to 7 miles (8 to 11 kilometers) offshore northeast Sakhalin Island. The ERD process enables onshore drilling beneath the seafloor to the offshore oil and gas reservoirs to successfully operate in a safe and environmentally responsible manner in one of the most challeng-ing sub-arctic environments in the world.

Since the first Sakhalin-1 well was drilled in 2003, six of the world’s 10 record-setting ERD wells have been drilled at the proj-ect. The specially designed Yastreb rig has been used throughout, setting multiple industry records for measured depth, rate of pen-etration and directional drilling.

BusinessWire

В рамках проекта «Сахалин-1» закончено бурение самой длинной в мире скважины с большим отходом забоя от вертикали

Exxon Mobil Corporation сообщила о том, что ее дочерняя ком-пания Exxon Neftegas Limited успешно завершила бурение самой длинной в мире скважины с большим отходом от вертикали на мес-торождении Одопту, расположенном на дальневосточном шельфе России. Exxon Neftegas является оператором проекта «Сахалин-1» в международном консорциуме, в который входят дочерние струк-туры российской государственной компании «Роснефть» – «РН-Астра» и «Сахалинморнефтегаз-Шельф», японская корпорация SODECO и индийская государственная нефтяная компания ONGC Videsh Ltd.

Скважина OP-11 на месторождении Одопту достигла общей глу-бины по стволу 40 502 фута (12 345 м или 7,67 миль), установив мировой рекорд бурения с большим отходом от вертикали (БОВ). Скважина OP-11 стала также мировым рекордом по протяженнос-ти горизонтального ствола (11 475 м или 7,13 миль). Exxon Neftegas провела бурение рекордной скважины всего за 60 дней, используя технологии компании ExxonMobil под названием Fast Drill Process (технология ускоренного бурения) и Integrated Hole Quality (техноло-гия обеспечения устойчивости ствола), чтобы добиться максималь-ной результативности при бурении каждого фута ствола на OP-11.

Одопту – одно из трех месторождений проекта «Сахалин-1» – находится на удалении 5-7 миль (8-11 км) к северо-востоку от ост-рова Сахалин. Процесс БОВ позволяет проводить береговое буре-ние с прокладкой скважины под морским дном к подводным зале-жам нефти и газа. Это дает возможность вести работы безопасным и экологичным способом в одном из наиболее сложных субаркти-ческих регионов в мире.

С тех пор, как в 2003 году на проекте «Сахалин-1» была пробурена первая скважина, в рамках этого проекта было пробурено шесть из десяти самых длинных в мире скважин БОВ. Все это время использо-валась специально спроектированная буровая платформа «Ястреб», побившая несколько мировых рекордов по измеренной глубине, ско-рости проходки ствола и наклонно-направленному бурению.

BusinessWire

SO

UR

CE

: R

OS

NE

FT /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: Р

ОС

НЕ

ФТЬ

11




ния утечек газа, подходящий для объек-тов с высоким уровнем ультразвукового сигнала, таких как компрессорные стан-ции.

«ИНФРА Технологии» поможет утилизировать попутный газ

Компания «ИНФРА Технологии» раз-работала инновационный метод получе-ния синтетического топлива из газа (т.н. технология GTL for gas-to-liquid), угля (CTL) или биосырья (BTL). Технология получения синтетического топлива включает два основных этапа: сначала частичное окисление углеводородного газа в так называемый синтез-газ, затем

получение синтетических жидких углеводородов из син-тез-газа на катализаторе в процессе Фишера-Тропша.

Технология четвертого поколения впервые делает рентабельным строительство как больших, так и ком-пактных заводов по производству синтетической нефти, дизельного и авиационного топлива. Синтетическая нефть – значительно более ценный и экологически чистый про-дукт, чем минеральная нефть. Выход светлых фракций из него достигает 95%, при этом полностью отсутствует сера и ароматики.

Испытания, проведенные Институтом катализа им. Г.К. Борескова (г. Новосибирск), показали, что производи-тельность нового катализатора составляет 350 кг/м3 объ-ема реактора в час. Полученный результат более чем в три раза превышает современные отраслевые стандарты.

Помимо значительного увеличения производитель-ности реактора, компания добилась возможности получать монопродукт непосредственно после стадии каталитичес-кой реакции Фишера-Тропша, исключив необходимость в

гидрокрекинге, изомери-зации и логистике целой линейки синтетических нефтепродуктов.

Технология ком-пании «ИНФРА» может найти применение в решении проблем ути-лизации попутного газа. Сырьем может также стать природный газ низкона-порных и удаленных мес-торождений. Здесь GTL в ряде случаев выступает в качестве альтернативы СПГ (технологии крио-генного сжижения при-

ably leads to component failure and possibly to leaks of combustible material. Early detection of danger-ous compressor gas leaks is critical to help mitigate the risk of fire in volatile locations.

The Gassonic Observer is designed with a high pass filter to remove frequencies below 25 kHz, effectively eliminating interference from audible and low frequency ultrasonic noise. At the same time, set-ting the alarm trigger level above the ultrasonic background noise ensures immunity to other noise sources. The result is a reliable method of detec-tion, able to monitor environments with high levels of ultrasound such as compressor stations.

INFRA Tehnologii Helps Utilizing Associated Gas

INFRA Tehnologii unveiled its next-generation GTL (gas-to-liquids), CTL (coal-to-liquids) and BTL (biofuel-to-liquids) technologies. The “G/C/B-to-liquids” technologies include two key stages – first, partial oxidation of hydro-carbon gas into so-called syngas, and second, using Fischer-Tropsch process on a catalyzer to produce synthetic liquid hydrocarbons from syngas feedstock.

This fourth-generation technology for the first time ever guarantees economic efficiency for factories and mini-plants specializing in production of synoil, diesel and jet fuel. Synoil is much more valuable and environmentally friendly product than conventional fuel. Here, light frac-tions yield reaches 95 percent, with no sulfur or aromatics whatsoever.

Tests in Boreskov’s Catalysis Institute (Novosibirsk) put the productivity level of the new cat-alyst at 350 kilogram per cubic meter of the reactor space per hour – this is thrice better than current industrial production standards.

In parallel to boosting reac-tor’s production capacity, the company discovered a process to extract the required product right after Fischer-Tropsch cata-lytic reaction, removing the need for hydrocracking, isomerization and logistics for entire line of synthetic oil products.

Technology developed by INFRA could aid in solving the problem of utilization of associ-ated gas. The process can also run on natural gas from low-pressure and remote fields. In this case, GTL could be seen as an S

OU

RC

E:

INF

RA

TE

HN

OLO

GII

/ И

СТО

ЧН

ИК

: И

НФ

РА

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГ

ИИ

Technology boosts reactor production capacity.

Технология позволяет существенно увеличить производительность реактора.

●

●

#2 February 2011



alternative to LPG (technology of low-temperature lique-faction of natural gas and subsequent transportation glob-ally using special tankers) Also, in specific Arctic conditions on Yamal peninsula with its summer-only shipping season, GTL could be quite good alternative to LPG as it does not require a fleet of ice-class low-temperature tankers.

Any feedstock that can be turned into syngas via gasifi-cation or catalytic conversion is fit for processing into fuel using GTL technology. Such feedstock includes coal, wood waste, agricultural biogases, and even domestic garbage.

Sercel TriggerFish 1.7 Released and in Production

Sercel has released a new and enhanced version of TriggerFish™, its real-time navigation and data acquisition system for flexible control over a distributed fleet of vessels during acquisition of transition zone, OBC, node and 2D streamer seismic surveys.

Since its deployment in the field in late 2010, the new TriggerFish 1.7 has enabled customers to benefit from pro-ductivity-boosting features such as Multi Shooter/Multi Recorder, Advanced Radio Communications and Fleet Synchronization. The system’s multi-vessel function is scalable to allow up to four vessels per radio link, providing improved flexibility and increased pro-ductivity.

Additional safety features are provided through enhanced Mapping Functionality which includes the Zone Incursion and Proximity Alarm System. These unprecedented safety features are integrated into TriggerFish 1.7 and available across the fleet of vessels without the need for expensive add-on modules.

TriggerFish 1.7 also delivers significant operational advantages. The need for fewer operators reduces the cost of operations and longer radio network ranges enable more advanced survey designs using larger seabed receiver pat-terns, longer streamers, and longer wide-azimuth offsets.

Varel Delivers World’s Largest Roller Cone Drill Bit

Varel International, the leading independent manufacturer of drill bits and global supplier to the drilling industry, recently completed a massive 44-inch steel-toothed roller cone bit for the oil and gas industry.

родного газа и перемещения в сжиженном виде по миру при помощи специальных криогенных танкеров). Кроме того, при этом GTL может быть весьма удачной альтернативой СПГ в специфических арктических усло-виях Ямала, где навигация возможна только летом, так как не требует строительства флота криотанкеров ледо-вого класса.

Альтернативное топливо методом GTL может быть получено из любого сырья, которое превращается в синтез-газ путем газификации или каталитической кон-версии. Таким сырьем может являться уголь, древесные отходы, биогазы сельского хозяйства и даже бытовой мусор.

Sercel начала производство TriggerFish 1.7

Sercel выпустила новую усовершенствованную вер-сию TriggerFish™ – системы навигации и сбора данных, позволяющей работать в реальном времени. Данная

система предназначена для гибкого управления рассредоточенным фло-том на этапе съемки в переходной зоне, сейсмических работ с донной косой, узлами сейсмоприемников и двухмерной сейсморазведки с косой.

С момента ввода в действие на промысле в конце 2010 года новой версии TriggerFish 1.7 заказчики по достоинству оценили увеличиваю-щие производительность возможнос-ти, такие как многократное профили-рование/многократная регистрация,

усовершенствованная радиосвязь и синхронизация действий флота. Число судов на радиоканал может варь-ироваться до четырех, что обеспечивает повышенную гибкость и более высокую эффективность.

Благодаря усовершенствованным функциям отоб-ражения появилась возможность внедрить дополни-тельные средства безопасности, к которым относится и система оповещения о вторжении в зону и сближе-нии. Эти беспрецедентные средства интегрированы в TriggerFish 1.7 и могут использоваться на разных судах без добавления дорогостоящих модулей.

TriggerFish 1.7 также имеет значительные преиму-щества с точки зрения эксплуатации. Благодаря мень-шему числу операторов снижается стоимость работ, а повышенная дальность радиосвязи позволяет реализо-вывать перспективные проекты съемки с использова-нием более крупных групп донных сейсмоприемников, более длинных кос, а также при больших удалениях в ходе широкоазимутальной сейсморазведки.

Varel объявляет о выпуске крупнейшего шарошечного долота в мире

Varel International, ведущая частная компания-произ-водитель буровых долот и генеральный поставщик буро-вой промышленности, на днях завершила разработку круп-нейшего в линейке своей продукции 112-мм бурового

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: VA

RE

L IN

TE

RN

ATIO

NA

L

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: S

ER

CE

L

TriggerFish™ – real-time navigation and data acquisition system.

TriggerFish™ – система навигации и сбора данных.

●

●

The bit features an advanced cutting structure.

Долото имеет усовершенствованную режущую конструкцию.

●

●

13




шарошечного долота со стальными зубьями.

Диаметр долота, весящего более 2,7 т, увеличен на 22% по сравнению с прежними моделями. Разработка велась по специально-му заказу ближневосточной нефтя-ной компании Saudi Aramco.

Долото имеет усовершенство-ванную режущую конструкцию с оптимальным расположением венцов, шагом зубьев и режущей геометрией, повышающей КПД бурения. Такие характеристики способствуют снижению изно-са зубьев и предупреждают увод шарошки в определенных поро-дах и геологических условиях.

Дэвид Харрингтон, вице-пре-зидент подразделения Varel по шарошечным долотам, объяснил, каким образом подобное долото сверхбольшого диаметра должно повысить производительность промысловых работ и расширить инструментарий промысловиков новаторским одношарошечным решением для проходки верхне-го интервала скважины, прежде требовавшим бурения направля-

ющего ствола с одновременным расширением, после-дующего перебуривания и спуска расширителя ствола скважины.

По его словам, бурение верхнего интервала доло-том сверхбольшого диаметра является более эффектив-ным решением, позволяющим снизить количество спус-ко-подъемных операций для замены долот и исклю-чить потребность в расширителях ствола скважины. Харрингтон также сообщил, что начало коммерческой эксплуатации нового изделия запланировано на пер-вый квартал 2011 года.

The bit, which weighs in at more than 6,000 pounds and is more than 22 percent larger in diameter than any previous roller cone bit, was request-ed specifically by Saudi Aramco, an integrated global petroleum com-pany in the Middle East.

The bit features an advanced cutting struc-ture with optimized row placement, tooth spacing and cutter geometry for increased drilling efficiency. These attributes also work to minimize tooth wear and prevent cutter tracking in a wide vari-ety of formations and conditions.

David Harrington, vice president of Varel’s roller cone technology group, explained how the ultra-large diam-eter bit will work to create efficiencies in current field operations by offering a single bit solution to top-hole drilling which previously involved drilling a pilot hole and then re-drilling with a hole opening assembly.

Harrington said that drilling with such a large diameter bit in the top-hole section provided a more efficient solution, which enabled reduction of tripping to change bits and eliminated the need for hole enlarge-ment tools. According to Harrington, the inaugural run of that innovative product was scheduled for the first quarter of 2011.

Дополнительную информацию о новых разработках

и технологических особенностях успешных проектов

можно получить на сайте www.oilandgaseurasia.com:

Запущен в производство новый измерительный комплекс ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/10381

Бурение на депрессии с азотом успешно выполнено с применением технологии колтюбингового бурения COLT™http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/10063

Новая смесительная установка «Ижнефтемаша» успешно прошла испытания в «Сургутнефтегазе»http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/10474

Expro значительно совершенствует технологию внутрискважинной съемкиhttp://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/10203

To know more about new technologies and recent high-tech

projects in the oil and gas industry, please visit

www.oilandgaseurasia.com:

New Metering Solution of SIBNA for Gas Condensate Wells is Already

in Production

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/10380

COLT™ Coiled Tubing Drilling Technology Successfully Drills

Underbalanced with Nitrogen


HawkEye IV Marks Step Change in Downhole Camera Technology


Linde Partners with Pulsair® to Deliver Total Mixing and Blending

Solutions


14 Oil&GasEURASIA

INDUSTRY UPDATE

Introducing | Представляемwww.oilandgaseurasia.com

RecruitmentПодбор персонала

As young professionals join the ranks of experienced hands, they post their resumes and search for job openings on OGE on-line. With a range of offers from field work to office management, OGE’s recruitment pages bring together Eurasia-based oil and gas professionals and jobs.

По мере приобретения опыта, молодые профессионалы размещают свои резю-ме и ищут объявления о вакансиях на сайте НГЕ. Предлагая должности в различ-ных областях – от полевых работ до управления компаниями, страницы НГЕ помо-гают профессионалам нефтегазовой отрасли в Европе в поиске работы.

Calendar of EventsКалендарь событий

OGE packs a heavy schedule ranging from seminars to some of the biggest events and conferences Russia has to offer. Check our calendar regularly to make sure you do not miss the events which will promote your interests best. We’ll be happy to meet you!

НГЕ предлагает достаточно объемный перечень мероприятий – от семинаров до крупномасштабных событий и конференций, которые проводятся в России. Регулярно сверяйтесь с нашим календарем, чтобы убе-диться в том, что вы не пропустили события, которые наилучшим образом представят ваши интересы.

Будем рады встретиться с вами!

Social Integration (Twitter and Facebook)Социальная интеграция (Twitter и Facebook)

Use the OGE website as a springboard to Twitter and Facebook conversations – we are in the forefront of bringing the social web to Russia’s oil and gas industry. Join us there today!

Используйте сайт НГЕ как плацдарм для общения в сетях Twitter и Facebook – мы зани-маем передовые позиции в использовании социальных сетей в российской нефтегазовой отрасли. Присоединяйтесь к нам сегодня!

The Latest NewsПоследние новости

Oil&Gas Eurasia is committed to bringing you the latest industry news. Our headlines cover explora-tion, production downstream and more. With geographical coverage from Eastern Europe to the Asia Pacific Rim and from Africa to the Arctic seas, our news will help you make the right decisions when it comes to doing business in Russia and the former Soviet Union.

Журнал «Нефть и газ Евразия» готов знакомить вас с последними новостями отрасли. В наших заголовках – развед-ка, добыча, переработка и другие темы. Охватывая географичес-кое пространство от Восточной Европы до азиатско-тихоокеан-ского региона и от Африки до арктических морей, наши ново-сти помогут вам принять пра-вильное решение в том, что каса-ется ведения бизнеса в России и странах бывшего СССР.

Tech TrendsНовые технологии

Tech trends are one of OGE’s most popular segments on-line, drawing engineers and hands-on managers from across Russia and surrounding regions. Highlighting new oil and gas industry technologies, we bring the latest know-how to our readers.

Раздел «Новые технологии» – один из наиболее попу-лярных онлайн-разделов, привлекающий инженеров и активных менеджеров в России и соседних регионах. Освещая тему новых нефтегазовых технологий, мы зна-комим читателей с новейшими «ноу-хау» в отрасли.

Digital Version of OGEЗагрузка электронной версии журнала

OGE is also available as a digital product. Check out our site to learn how to subscribe to OGE Digital. Be the first to have the news and reports professionals use to make business decisions in Russia and Eurasia.

Журнал НГЕ также доступен в электронном виде. Загляните на наш сайт, чтобы узнать, как подписаться на элект-ронную версию НГЕ. Получайте первы-ми новости и репор-тажи, которые про-фессионалы исполь-зуют для принятия решений в бизнесе в России и Евразии.

15


СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯПоследние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

16 Oil&GasEURASIA

Unlike the U.S.-China axis, where the two sides com-pete for global energy resources, on the industrial and food markets, and in the future may become

rivals on the financial services market, links between the Russian and the Chinese economies structurally comple-ment each other; besides this, huge deposits of Russia’s primary resources are geographically close to the Chinese border.

Options for CooperationChina uses its significant investment reserves to

acquire primary resources globally, wherever possible. This strategy targets several issues: access to real assets that will grow in price, unlike the financial assets; ensuring energy security of the own economy; and creating an opportunity

В отличие от США и Китая, конкурирующих за гло-бальные энергетические ресурсы и выступающих конкурентами на рынке промышленных товаров и

продовольствия, а в перспективе и – на рынке финансовых услуг, российская и китайская экономики – структурно взаимодополняемы, а огромные сырьевые ресурсы России территориально приближены к китайской границе.

Варианты сотрудничестваКитай, обладая значительными инвестиционными

ресурсами, скупает сырьевые активы по всему миру, где есть организационные возможности таких сделок. Цели такой политики: получение доступа к реальным активам, которые будут дорожать по сравнению с финансовыми активами, обеспечение сырьевой и энергетической безопасности собственной экономики, а также возможность создания плацдарма в стране пребывания для изучения политичес-кой обстановки и экономической конъюнктуры.

В части использования природных ресурсов, по ряду позиций составляющих значительную часть мировых ресурсов, для России существует несколько вариантов:

поставки сырья с продажей в точке производства (африканский сценарий);

продажа сырья на границе (среднеазиатский сцена-рий);

продажа сырья с доставкой потребителю (ближневос-точный сценарий);

переработка сырья на российской территории либо участие в переработке и продажах на территории страны-покупателя (канадско-австралийский сценарий).

В современной практике российского нефтегазово-го бизнеса присутствуют элементы всех четырех пред-ставленных вариантов. Какой из них станет преобладаю-щим при развитии крупномасштабного энергетического сотрудничества с Китаем, будет зависеть от государствен-ной промышленной и региональной политики, позиции государства и компаний в сфере международной торговли и иностранных инвестиций.

●

●

●

●

COVER STORY

Cooperation Between Russia and China in the Energy Sector Interests, Problems and ProspectsСотрудничество России и Китая в нефтегазовой сфере Интересы, проблемы, перспективы

Andrei Korzhubaev Андрей Коржубаев

Professor Andrei Korzhubaev holds a Doctor of Economics degree and chairs the Institute of Economics and Industrial Engineering at the Siberian branch of the Russian Academy of Sciences. He is also a chair at Novosibirsk State University.Андрей Коржубаев – доктор экономических наук, профессор, заведующий отделом Института экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН, заведующий кафедрой НГУ.

17


ТЕМА НОМЕРА

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Интересы России Россия занимает первое место в мире по производс-

тву нефти и газа. Основная часть продукции поставляется на международные рынки. В 2010 году добыча нефти и газа составила почти 1,1 млрд т нефтяного эквивалента (в пересчете на нефть по энергетической ценности), вклю-чая 505 млн т нефти и 650 млрд м³ газа; экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 370 млн т, газа – 185 млрд м³ (рис. 1-2).

Главный район добычи углеводородов (УВ) – Западная Сибирь, где добывается около 70 % российской нефти и свыше 90 % – газа. В перспективе новыми крупными центрами нефтяной и газовой промышленности станут Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Исходя из устойчивых геополитических и эконо-мических интересов страны, региональных процессов в мировой экономике, тенденций в международной системе энергообеспечения Россия заинтересована в следующем:

диверсификации экспортных поставок, за счет пере-ориентации части потоков нефти с «перегретого», в основ-ном стагнирующего, европейского рынка на динамич-ные емкие азиатско-тихоокеанские рынки (прежде всего, Китай, Корею);

обеспечении прямого (минуя транзитные страны) выхода на традиционные и новые рынки сбыта нефти, нефтепродуктов и газа;

получении долгосрочных гарантий по закупкам нефти, нефтепродуктов и газа;

участие в управлении (совместной эксплуатации) транзитной, транспортной и распределительной инфра-

●

●

●

●

to establish a foothold in the host country for studying the political and economic environment.

Russia has several options of using its natural resourc-es, which constitute a significant part of the global reserve:

supply of raw materials for sale at the point of manu-facture (the African scenario);

sale of raw materials at the border (the Central Asian scenario);

sale of raw materials using “delivery to the customer” option (the Middle Eastern scenario);

processing raw materials domestically or joining refin-ing and sales in the buyer country (the Canadian-Australian scenario).

Today’s Russian oil and gas business encompasses all four options presented. Which of these will dominate in the development of large-scale energy cooperation with China will depend on the state’s industrial and regional strategy and governmental and business position on the issues of international trade and foreign investment.

Russia’s Interests Russia ranks first in the world in oil and gas produc-

tion. The bulk of its volume is delivered to international markets. In 2010, oil and gas production reached almost 1.1 billion TOE (in terms of oil by energy value), including 505 million tons of oil and 650 billion cubic meters of gas; oil and oil products export topped 370 million tons, gas export – 185 billion cubic meters (Fig. 1-2).

West Siberia is currently the key hydrocarbons (HC) production area, producing some 70 percent of Russian oil and over 90 percent of the country’s gas. In the future, East Siberia and the Far East will become new major centers for oil and gas industry.

Russia’s interests, based on its ongoing geopolitical and economic goals, regional developments in the global

●

●

●

●

Fig. 1. Oil, gas production and primary distillation, Russia, 2009–2010.Рис. 1. Добыча нефти, газа и первичная переработка нефти

в России в 2009–2010 годах.

●

●

Fig. 2. Oil, oil products and gas exports, Russia, 2009–2010.Рис. 2. Экспорт нефти, нефтепродуктов и газа из России

в 2009–2010 годах.

●

●

18

#2 February 2011

COVER STORY

Oil&GasEURASIA

economy, trends in the international energy supply system, include:

diversifying exports by switching oil export flows from the “overheated”, basi-cally stagnant European market to receptive, dynamic Asia-Pacific Rim markets (primarily China and Korea);

providing direct access to the tradition-al and new markets for crude oil, oil products and gas (bypassing transit countries);

securing long-term guarantees on pur-chases of crude oil, oil products and gas;

participation in management (joint operation), of transit, transportation and distribution infrastructure for crude oil, oil products and gas on the territory of the des-tination countries;

participation in profits from the sale of crude oil, oil products and gas on the terri-tory of the destination countries.

China’s Energy SupplyThe Chinese economy is the world’s

second largest (after the U.S.) in terms of aggregate GDP and is one of the fastest-growing major economies in the world. China is also the second largest global consumer of energy resources (in 2010 – over 2.3 billion TOE pa). Continued rapid economic advance, growing population, improved living standards, modernization of industry, agri-culture and transport require further growth of energy con-sumption levels. Over the past ten years, oil consumption growth in mainland China is comparable with the growth elsewhere, but the country’s oil consumption continued to grow rapidly even in 2008–2010, against the backdrop of a global recession and then stagnation.

Development of the China’s economy copies indus-trial model of Europe and North America with a lag of 25-35 years (depending on the segment). The country continues large-scale introduction of existing industrial, energy, transport technologies with service life of at least 20-30 years. High persistence of technological systems means that in the coming decades China will further boost its energy consumption levels.

In order to continue economic growth, China is forced to use all opportunities of energy supply: the country is implementing the nuclear power plants program, develop-ing wind, solar and bioenergy segments. Still, in modern economic and technological conditions, only the tradi-tional sources – oil, gas and coal – have the actual capacity to meet the growing energy needs of the country.

In 2009, China produced some 3.1 billion tons of coal, with forecasted short-term growth rise to over 3.5 billion tons – which is the ceiling for this energy carrier, both resource- and technology-wise (current proven reserves will last for just over 40 years, compared to global average of about 150 years). Also, China is facing increasingly seri-ous constraints on its growing anthropogenic pressures on the environment, which is largely linked to the expansion of coal production and use. Over 80 percent of all freight traffic in China is coal. This forces the leadership of China to encourage the development of oil and gas industry, orga-nizing supply routes from various regions of the world.

Changes in the energy supply technologies, further motorization of economy and population, transformation

●

●

●

●

●

структурой нефти, нефтепродуктов и газа на территории стран-импортеров;

участии в прибылях от реализации нефти, нефтепро-дуктов и газа на территории стран-импортеров.

Энергообеспечение КитаяКитайская экономика – вторая (после США) по сово-

купному объему ВВП и самая быстроразвивающаяся из крупных экономик в мире, Китай – второй глобальный потребитель энергетических ресурсов (в 2010 году – свыше 2,3 млрд т нефтяного эквивалента в год). Продолжение быстрого экономического роста, увеличение численности и повышение уровня жизни части населения, модерниза-ция промышленности, сельского хозяйства и транспорта требуют дальнейшего роста потребления энергетических ресурсов. В последние 10 лет прирост потребления нефти в континентальном Китае сопоставим с приростом во всем остальном мире, а в 2008–2010 годах на фоне глобального спада, а затем стагнации, потребление нефти в этой стране продолжало быстро расти.

Развитие экономики КНР происходит в основном по индустриальной модели Европы и Северной Америки с лагом в 25-35 лет (в зависимости от сегмента). Имеет место массовое внедрение существующих промышленных, энер-гетических, транспортных технологий с эксплуатацион-ным ресурсом не менее 20-30 лет. Ввиду высокой инерци-онности технологических систем в ближайшие десяти-летия в Китае будет происходить дальнейшее увеличение совокупного потребления энергетических ресурсов.

Для дальнейшего роста экономики Китай вынужден использовать все имеющие возможности обеспечения энергией: в стране реализуется программа строительства атомных станций, развивается ветровая, солнечная и био-энергетика. Однако в современных экономических и тех-нологических условиях только традиционные источники – нефть, газ и уголь в состоянии реально покрыть возраста-ющие энергетические потребности страны.

В 2009 году добыча угля в Китае составила около 3,1 млрд т, а в ближайшие годы превысит 3,5 млрд т, что будет означать достижение ресурсного и технологического предела по этому виду энергии (обеспеченность текущей добычи разведанными запасами составит чуть более 40 лет

●

19




при среднемировом показателе – около 150 лет). Кроме того, Китай все более сталкивается с серьезными ограни-чениями в части увеличения техногенной нагрузки на окружающую среду, что в значительной мере связано с рас-ширением систем добычи и использования угля. Более 80% всех грузовых перевозок в Китае приходится на уголь. Все эти факторы вынуждают руководство КНР стимулировать развитие нефтяной и газовой промышленности, организо-вывать поставки из различных регионов мира.

В условиях изменения технологического уровня энер-гообеспечения, дальнейшей моторизации экономики и населения, трансформации структуры топливно-энергети-ческого баланса спрос на нефть и газ будет расти наиболее быстро.

Потребление нефти в Китае составит в 2020 году 560-600 млн т, импорт – 380-420 млн т. В этих условиях экспорт нефти из России, особенно трубопроводные поставки в западные и северо-восточные районы Китая не столкнутся с серьезной конкуренцией со стороны других поставщи-ков.

Спрос на газ в Китае составит в 2020 году 300-350 млрд м³. Поставки из Бирмы не превысят 10 млрд м3 в год, из Средней Азии – 30-35 млрд м³. С учетом возможности нара-щивания собственной добычи до 115 млрд м³ в год, и пла-нов развития инфраструктуры СПГ до 80 млрд м³, емкость китайского рынка для российского газа, начиная с 2020 года составит 60 млрд м³ в год с тенденцией к дальнейшему быстрому увеличению. С 2018 года крупнейший поставщик газа в АТР – Индонезия, а после 2025 года – Малайзия, уйдут с рынка и превратятся нетто-импортера газа, что откроет новые возможности для России на рынках Китая.

Возможности поставок нефти и газа

из России в Китай

В последние годы экспорт нефти и нефтепродуктов из России в Китай составляет чуть более 20 млн т, основные поставки ведутся по железной дороге через Манчжурию, а также через Казахстан и через порты Дальнего Востока. С декабря 2010 года начаты поставки нефти по новому нефтепроводу Сковородино – Дацин.

Реализация подписанного в апреле 2009 года межпра-вительственного соглашения позволит России в 2011 году увеличить долю поставок на китайский рынок в зарубеж-

of energy balance structure would propel the demand for oil and gas skywards.

In 2020 China would consume 560-600 million tons of oil, importing 380-420 million tons. In these conditions, oil exports from Russia, particularly pipeline export to the western and northeastern China will face no serious com-petition from other suppliers.

In 2020 gas demand in China will reach 300-350 bil-lion cubic meters. Burma deliveries will not exceed 10 billion cubic meters per year, shipments from Central Asia – 30-35 billion cubic meters per year. Considering the pos-sibility of boosting domestic gas production to 115 billion cubic meters per year and the plans for developing LNG infrastructure to 80 billion cubic meters; starting 2020, the Chinese market will be able to accommodate 60 billion cubic meters per year of Russian gas, with a tendency to a further rapid increase. Starting 2018, the largest APR gas supplier – Indonesia and after 2025 – Malaysia will leave the market, becoming net importers of gas; this will open new opportunities for Russia on the China’s market.

Options for Russia’s Oil and Gas Exports

to China

In recent years, Russia has been exporting to China just over 20 million tons of oil and oil products, mainly by railway through Manchuria, as well as via Kazakhstan and own Far Eastern ports. Oil flow via the new Skovorodino – Daqing pipeline started in December 2010.

Implementation of intergovernmental agreement (signed in April 2009) will allow Russia to boost its share in oil export to China in 2011 to 15-16 percent (35-40 mil-lion tons). Further consolidation of Russian presence on the Chinese market requires boosting Skovorodino-Daqing pipeline capacity to 30 million tons per year, expanding shipments from the Khabarovsk, Primorye and Sakhalin seaports, increasing transit flow through Kazakhstan to Xinjiang using Omsk – Atasu – Alashankou pipeline. Total export of Russia’s oil and oil products to China may reach 70-80 million tons by 2020.

In the gas segment, Russia would be advised to set up shipments of standard gas and LNG, as well as gas supplies with the participation of Russian companies (primarily Gazprom) from other regions of the world. Being a global energy company, Gazprom has an opportunity to enter the swap projects on LNG supply to China (now being organized by international and multinational companies from various regions of the globe), exchanging such entry for access to production projects in Western and Eastern Siberia. Creating gas and LNG transportation infrastructure will allow Russia to dominate the Chinese gas market supplying 80-100 billion cubic meters per year starting 2020–2025.

Altai Gas PipelineThe Altai gas pipeline is the nearest

workable option for organizing large-scale gas exports from Russia to China. This trunk gas pipeline route was initially proposed in 1998 by Alexei Kontorovich, member of the Academy of Sciences, in a RAS study com-missioned by Gazprom, as an alternative to

20

#2 February 2011

COVER STORY

Oil&GasEURASIA

the difficult northern route offered by the company’s top management at the time (SRTO – Podkamennaya Tunguska – Far East – China).

The construction of another trunk gas pipeline with-in the transport corridor Yamal-Nenets Autonomy (PS Purpeyskaya) – Surgut – Kuzbass – Altai – China is also in the cards. To implement shipments from West Siberia, Russia is planning a new pipeline system in the existing transport corridor, with a subsequent extension to China via the Canas mountain crossing and the Ukok plateau which will link to the existing trans-China pipelines West – East, West – East-2 and West – South.

Pipeline gas shipments to the Xinjiang-Uygur Autonomous District could begin as early as 2015–2016. The length of the pipeline to China’s border is about 2,670 km, and the pipeline has a diameter of 1,420 millimeters. The projected annual export is at least 30 billion cubic meters of natural gas.

Gazprom and CNPC are already closing in on a mutually acceptable price for gas shipments. Currently state-regulated prices for natural gas in the Shanghai area are close to $230 per 1,000 cubic meters, which is higher than the price paid for Russian gas by some CIS countries. Yet growing competition from LNG, includ-ing on the traditional markets, is putting extra pressure on Gazprom. The growing flexibility of the Chinese is due to the steady rise in domestic prices (in contrast to the global trend), on the background of high economic growth, yuan revaluation and exacerbation of environ-mental and energy problems.

CNPC participation in financing the Altai pipeline project on Russian territory is also reccommended. This might be followed by the establishment of a joint venture for geological and geophysical work and gas production in the Yamal-Nenets Autonomous District. Both solutions will provide acceptable for Gazprom and CNPC price formula, also attracting Chinese investment in long-term capital-

ных поставках нефти до 15-16% (35-40 млн т). Для даль-нейшего усиления российского присутствия на китайском рынке необходимо будет увеличить пропускную способ-ность нефтепровода Сковородино – Дацин до 30 млн т в год, расширить поставки из морских портов Хабаровского и Приморского краев, Сахалинской области, увеличить транзит через Казахстан в Синьцзян по действующему нефтепроводу Омск – Атасу – Алашанькоу. Суммарный экспорт нефти и нефтепродуктов в Китай из России может достигнуть 70-80 млн т к 2020 году.

В газовой сфере целесообразно формирование поста-вок сетевого и сжиженного газа из России, а также, при учас-тии российских компаний (прежде всего, ОАО «Газпром»), из других регионов мира. «Газпром», как глобальная энерге-тическая компания имеет возможность вхождения в проек-ты поставок СПГ в Китай, организуемых международными и транснациональными компаниями, из различных регионов мира по схеме замещения (SWAP), а также в обмен на их допуск к добывающим проектам на территории Западной и Восточной Сибири. Создание инфраструктуры газопровод-ного транспорта и СПГ позволит России занять доминирую-щие позиции на китайском рынке газа, обеспечивая постав-ки 80-100 млрд м³ в год, начиная с 2020-2025 годов.

Газопровод «Алтай»Газопровод «Алтай» – наиболее реалистичный вариант

организации крупномасштабного экспорта газа из России в Китай. Впервые этот вариант трассы магистрального газоп-ровода был предложен академиком А.Э. Конторовичем в 1998 году в исследовании, проведенном СО РАН по заказу ОАО «Газпром», как альтернатива предлагавшемуся тогдаш-ним руководством концерна труднореализуемому север-ному маршруту «СРТО – Подкаменная Тунгуска – Дальний Восток – Китай».

Предполагается строительство магистрального газоп-ровода в транспортном коридоре ЯНАО (КС Пурпейская) –

21




Сургут – Кузбасс – Алтай – Китай. Для реализации поставок из Западной Сибири предусматривается созда-ние новой трубопроводной транс-портной системы в существующем транспортном коридоре, с последу-ющим продолжением в Китай через перевал Канас и плато Укок с под-ключением к транскитайским газоп-роводам «Запад – Восток», «Запад – Восток-2» и «Запад – Юг».

Поставки трубопроводного газа в Синьцзян-Уйгурский автономный район могут начаться в 2015–2016 годах. Протяженность трассы до границы с КНР составляет около 2670 км, диаметр трубы – 1 420 мм. Планируемый годовой объем поста-вок не менее 30 млрд м³.

По вопросам цен поставок идет постоянное сближение позиций «Газпрома» и CNPC. Сейчас внутрен-ние регулируемые цены на газ в райо-не Шанхая составляют $230 за 1 000 м³, то есть они выше, чем цены пос-тавок российского газа в некоторые страны СНГ. Давление на «Газпром» оказывает нарастающая конкуренция со стороны СПГ, в том числе на тради-ционных рынках. Повышение гиб-кости китайской позиции обусловле-но стабильным повышением (в отли-чие от мировых) внутренних цен на газ в Китае на фоне высоких темпов экономического роста, ревальвации юаня и обострения экологических и энергетических проблем.

Целесообразно участие CNPC в финансировании строительства газопровода «Алтай» на российской

территории. Следующим шагом может стать создание СП по проведению ГГР и добыче газа в Ямало-Ненецком авто-номном округе. Оба эти решения позволят обеспечить при-емлемую для «Газпрома» и CNPC формулу цены, привлечь китайские инвестиции в долгосрочные капиталоемкие проекты, открыть новое крупное направление экспорта российского газа.

Важно, чтобы при развитии сотрудничества с CNPC «Газпром» получил возможность участия в проектах транспортировки, хранения и сбыта конечным потреби-телям на территории КНР. Целесообразно также участие «Газпрома» и в сегменте разведки и добычи на территории и акватории Китая, что позволило бы изнутри контроли-ровать ситуацию с собственными источниками добычи газа и нефти в этой стране.

intensive projects and opening a huge new terrain for Russian gas exports.

Importantly, in developing cooperation with CNPC, Gazprom must have the opportunity to participate in projects on transportation, storage and distribution to end-users in China. Gazprom also should participate in main-land and offshore upstream projects in China as this would ensure inside control of the market via its own oil and gas production projects in the Middle Kingdom.

Environmentalists are against projected pipeline tracking through Ukok Plateau, that is in UNESCO World Heritage List.

Экологи требуют изменить машрут прокладки газопровода Алтай через плоскогорье Укок – объект Всемирного наследия ЮНЕСКО.

●

●

SO

UR

CE

: G

AZ

PR

OM

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

ГАЗ

ПР

ОМ

22 Oil&GasEURASIA

Enlisting a well-connected investor helped Leonid Mikhelson, the head of NOVATEK gas producer, to hone its competitive edge while aiming at Gazprom

itself – and also spreading its investments in other indus-tries. Mikhelson recently announced the acquisition of Sibur Holding, the largest domestic petrochemical holding worth about $7.5 billion excluding liabilities.

The acquisition of the NOVATEK stake by Gennady Timchenko, founder of Guvnor oil trader, enabled NOVATEK’s founder Mikhelson to strengthen his grip on the domestic natural gas market and even to challenge Russia’s gas giant Gazprom in several other markets. Even during the crisis, NOVATEK gas production rate grew 10-12 percent a year, while Gazprom’s own production declined. Also, last year NOVATEK acquired several assets whic Gazprom had earlier had its eyes on (see OGE #12/1). This resulted in NOVATEK capitalization rocketing to such levels that Mikhelson, who owns some 27 percent of the company’s shares, being able to buy Russia’s largest petro-chemical company. At NOVATEK’s current capitalization, such a stake would be worth $9.9 billion; according to Forbes, in early 2010 Mikhelson’s pockets were some $4.4 billion deep.

Привлечение инвестора со связями помогло главе газодобывающей компании «НОВАТЭК» Леониду Михельсону не только замахнуться на конкурен-

цию с самим «Газпромом», но и начать инвестиции в другие отрасли. В канун Нового года Михельсон объявил о покупке крупнейшего нефтехимического холдинга в стране – ОАО «Сибур Холдинг», оцениваемого в $7,5 млрд без учета дол-гов.

Появление в числе акционеров созданного Михельсоном «НОВАТЭКа» основателя нефтетрейдерской фирмы Gunvor Геннадия Тимченко позволило компании занять прочные позиции на российском газовом рынке и даже потеснить газового монополиста – ОАО «Газпром» – на ряде рынков. Так, темпы добычи газа «НОВАТЭКом» даже в кризис растут на 10-12% в год, в то время как у «Газпрома» добыча снижается. Кроме того, «НОВАТЭК» в нынешнем году получил несколько активов, на которые претендовал «Газпром» (см. НГЕ №12/1). В результате капи-тализация «НОВАТЭКа» выросла настолько, что Михельсон, владеющий около 27% акций компании, смог приобрести крупнейший нефтехимический холдинг в стране. Исходя из текущей капитализации «НОВАТЭКа», такой пакет может стоить порядка $9,9 млрд. Состояние самого Михельсона журнал Forbes на начало года оценивал в $4,4 млрд.

В конце года «Газпромбанк» объявил, что ЗАО «Миракл», представляющее интересы Михельсона, приобрело права на 50% акций ОАО «СИБУР Холдинг», из которых 25% будут перерегистрированы на покупателя после получения раз-решения Федеральной антимонопольной службы (ФАС). «Стороны договорились также об условиях увеличения пакета покупателя до 100% и заложили механизм реализа-ции данных договоренностей», – говорилось в заявлении.

«Газпромбанк» не раскрывает сумму сделки, однако в пресс-релизе об этом соглашении отмечает, что «текущая оценка компании составляет более 225 млрд рублей без учета долга». При этом, по состоянию на конец 2009 года, чистый долг «СИБУРа» по РСБУ оценивается в 147,8 млрд рублей. «Газпромбанк» приобрел 75% акций «СИБУРа» в

INVESTMENTS

Svetlana Kristalinskaya Светлана Кристалинская

NOVATEK Chief Ventures Into New BusinessМихельсон нашел себе новый бизнес

NOVATEK Chief Leonid Mikhelson foresees significant growth pros-pects for SIBUR.

Глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон видит значительные перспективы роста у «СИБУРа».

●

●

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТИ

23


ИНВЕСТИЦИИ


конце 2005 года, исходя из оценки компании в 40 млрд рублей. Банк поможет частично профинансировать сделку, обеспечением выступят как приобретаемые акции, так и другие активы Михельсона.

Сам «НОВАТЭК» несколько лет говорил о необходи-мости создания в России производств высоких переделов, чтобы экспортировать не просто газ, но высокотехно-логичную продукцию. В качестве площадок рассматри-вался Новокуйбышевск, Омск, а также совместное инвес-тирование с «СИБУРом» в нефтехимический комбинат в Тобольске. Стоимость строительства нефтехимиического комплекса в Новокуйбышевске оценивалась в 2005 году в 1 млрд евро, при том, что для производства 0,5 млн т полипропилена, которые предполагалось производить на нефтехимическом комплексе, необходимо около 600 тыс. т пропана, а «НОВАТЭК» в 2009 году произвел 750 тыс. т СУГ на Пуровском ЗПК (завод по переработке конденсата), мощности которого позволяют довести эту цифру до 1,3 млн т.

Однако, как заявил Михельсон после объявления сдел-ки по «СИБУРу», «было принято решение сконцентрировать все усилия компании на основном направлении бизнеса – добыче газа и конденсата». По оценке экспертов, сжи-женный углеводородный газ, который мог бы стать сырьем для нефтехимического производства, в настоящее время гораздо более выгодно экспортировать, чем поставлять на внутренний рынок. Так, на Пуровском ЗПК «НОВАТЭК», в результате получения высококачественного стабильного конденсата производятся и СУГи. «СИБУР» же работает на

In the end of the year, Gazprombank circulated infor-mation that Miracle, a company closely associated with Mikhelson, acquired the rights to a 50 percent stake in SIBUR Holding; half will be re-registered in the buyer’s name after clearance from FAS, the Federal Anti-monopoly Service. “The sides have also agreed the terms of enlarging the stake to 100 percent and implemented the mechanism for achieving such agreements,” reads on the announce-ment.

Gazprombank has shied away from stating the sum of the deal, but a company press-release noted that “currently the company is valued at over 225 billion rubles exclud-ing liabilities”. The 2009 SIBUR financial report shows net liabilities of 147.8 billion rubles by Russian accounting standards. In late 2005, Gazprombank acquired 75 percent of SIBUR shares (putting SIBUR at 40 billion rubles).

The bank will help to partly finance the deal, which will be secured on shares being acquired and other assets of Mikhelson.

For several years now, NOVATEK has been talking on the need to set up high-processing industries so that the country can export hi-tech products as well as natural gas. Likely sites include Novokuibyshevsk, Omsk, and Tobolsk petrochemical complex (joint investment with Sibur). In 2005, Novokuibyshevsk petrochemical plant project was estimated at 1 billion Euro. Notably, the plant’s name-plate production rate of 0.5 million tons of polypropyl-ene required some 0.6 million tons of propane, while in 2009 NOVATEK produced some 750,000 tons of LPG at its Purovsky condensate processing plant (this capacity could grow to 1.3 million tons if required).

Yet, as Mikhelson noted after announcing the SIBUR deal, “the decision was made to concentrate all effort on its key business – natural gas and condensate production.”

SIBUR is the flagman of Russian petrochemical industry.«СИБУР» – национальный лидер нефтехимической отрасли.

●

●

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТИ

24

#2 February 2011

INVESTMENTS

Oil&GasEURASIA

попутном нефтяном газе, продуктом переработки которого также являются СУГи.

По оценке аналитика Банка Москвы Дениса Борисова, синергетический эффект от сделки для «СИБУРа» и «НОВАТЭКа» будет незначительным, поскольку доля СУГ в структуре выручки «НОВАТЭКа» невелика. По итогам 2009 года продажа СУГ в структуре выручки «НОВАТЭКа» в раз-мере 90 млрд рублей составляла 9%. «При этом, – подчер-кивает аналитик, – весь производимый газовой компанией конденсат (около 25% от выручки), который также час-тично может использоваться в производственных схемах „СИБУРа“, направляется на экспорт».

«СИБУР» в 2010 году планирует произвести порядка 3,4 млн т СУГ при общем производстве в России около 10 млн т. Таким образом, с этой точки зрения «НОВАТЭК» и «СИБУР» являются скорее, конкурентами. Теоретически синергия между компаниями была бы возможна с учетом того, что структура газовых запасов ухудшается в сторо-ну повышения содержания жидких фракций, и «СИБУР» рассматривает Ямал как следующую возможную сырье-вую базу для дальнейшего развития нефтехимии, однако источник в компании подчеркивает, что на Ямале работает множество компаний, и это не может быть связано только с «НОВАТЭКом».

Стоит отметить, что незадолго до покупки «СИБУРа» Михельсоном, «НОВАТЭК» продал тому же «СИБУРу» ООО «НОВАТЭК-Полимер» за 2,4 млрд рублей. Предприятие выпускает более десятка наименований изоляционных лент и пленки на основе полиэтилена и полипропилена. Среди них полимерные ленты и обертки, термоусажива-ющиеся ленты, манжеты для защиты сварных швов труб, полиэтиленовые трубы и фитинги. Предприятие является крупнейшим в России и странах СНГ производителем изо-ляционных антикоррозийных материалов для изоляции подземных магистральных трубопроводов.

Что касается «НОВАТЭКа», у него теперь есть более грандиозный проект – производство сжиженного при-родного газа (СПГ) на Ямале на базе Южно-Тамбейского месторождения. По оценкам специалистов этот проект потребует инвестиций порядка $18-20 млрд.

Для «Газпромбанка» «СИБУР» – тоже непрофильный актив, и по заявлению банка, сделка существенно улучшает структуру баланса, при том, что банк не исключает про-ведения своего IPO. Еще в 2008 году банк готовил сделку по продаже 50% плюс одна акция «СИБУРа» его пяти топ-менеджерам всего за 53,5 млрд рублей (то есть, вся ком-пания оценивалась в примерно 100 млрд рублей), однако кризис разрушил эту сделку. Кроме того, выяснилось, что на совершение сделки потребовалось бы разрешение пра-вительственной комиссии по контролю за иностранными инвестициями в России, поскольку ряд структур «СИБУРа» относится к стратегическим предприятиям. Источник, зна-комый с ситуацией утверждает, что Михельсону тоже при-дется получать разрешение комиссии, чтобы увеличить долю до 100%.

«СИБУР» планирует в течение ближайших трех лет зна-чительные инвестиции. По словам президента компании Дмитрия Конова, на 2011–2013 годы придется основной объем инвестиций компании, так как в этот период будет завершаться реализация основных инвестиционных про-ектов. Инвестиции «СИБУРа» в 2011 году составят около 70 млрд рублей. В 2012–2013 годах объем инвестиций будет сопоставим с 2011 годом. Ожидается, что консоли-дированная выручка «СИБУРа» в 2010 году вырастет, по

Experts estimate that liquefied petroleum gas, the would-be feedstock for the petrochemical industry, is currently more valuable as an export item than as a domestic market com-modity. Thus at Purovsky plant NOVATEK also produces LPG, a by-product of stable condensate production – while SIBUR runs on associated petroleum gas, which also produces LPG as a by-product.

In the opinion of Denis Borisov, Bank of Moscow ana-lyst, NOVATEK’s acquisition of SIBUR is unlikely to produce much synergy as LPG share in NOVATEK revenue structure is not that significant. According to 2009 results, LPG sales amounted to 9 percent of NOVATEK’s 2009 revenue (total-ing some 90 billion rubles). “All gas condensate produced by the company (some 25 percent of the revenue) that could be used in SIBUR production, is being exported,” holds the analyst.

In 2010 SIBUR plans to produce some 3.4 million tons of LPG (out of 10 million tons of Russia’s total). From this viewpoint, NOVATEK and SIBUR are more competitors than allies. Theoretically, the synergy between the companies would have been possible given that the structure of gas reserves is deteriorating towards higher content of liquid cut and that SIBUR sees the Yamal as possible alternative source of raw materials supply petrochemical industry develop-ment. Still, a source in the company stresses that many com-panies work in Yamal, not only NOVATEK.

Notably, shortly before the SIBUR acquisition, NOVATEK sold to the very same SIBUR the NOVATEK-Polimer for 2.4 million rubles. NOVATEK-Polimer produces over 10 differ-ent insulation tapes and polyethylene and polypropylene-based film. The range includes PUF coatings, shrink film, joints for weld protection in pipes, polyethylene pipes and fittings. The company is largest in Russia and CIS producer of anti-corrosive insulants for underground trunk pipelines.

Currently NOVATEK has even grander project – LNG pro-duction at Yamal-based Yuzhno-Tambeiskoye field (experts estimate required investments at $18-20 billion).

For Gazprombank SIBUR is also a non-core asset; accord-ing to the bank, the deal significantly improves balance sheet structure, while bank does not exclude running IPO at some point in the future.

As early as 2008, the bank mulled selling SIBUR’s 50 percent plus one share to its five top managers for a token sum of 53.5 billion rubles (i.e. the entire company was val-ued at 100 billion rubles), but the crisis put a stop to those plans. Also, it surfaced that the deal required a nod from the State Commission on monitoring foreign investments, as a number of SIBUR structures are classified as strategic. In any case, in order to expand the stake to 100 percent, Mikhelson will need just the same, says a source close to the key players.

SIBUR plans significant investments over the next three years – and the major part of capital injections is penciled for 2011–2013 (this period marks the completion of company’s key investment projects), says SIBUR presi-dent Dmitry Konov. In 2011 SIBUR plans to invest some 70 billion rubles; in 2012–2013 volume of injection will be similar to 2011 level. It is that the SIBUR 2010 consolidated revenues expected to grow 38 percent on 2009, to 223 bil-lion rubles, while the share of the petrochemical business in the revenue expected to reach some 168 billion rubles (in 2009 – 122 billion rubles); the remaining 55 billion rubles of revenue will be provided by operationally inde-pendent sub-holdings “Sibur-Russian Tyres” and “Sibur-

25


ИНВЕСТИЦИИ


сравнению с 2009 годом, на 38% и составит 223 млрд рублей, при этом доля нефтехимического бизнеса в выручке составит порядка 168 млрд рублей (в 2009 году – 122 млрд рублей), осталь-ные 55 млрд рублей выручки обеспечат опера-ционно самостоятельные субхолдинги: «СИБУР-Русские шины» и «СИБУР-Минудобрения». Эти два непрофильных актива планируется продать, и, как заявил Михельсон, данный факт послужил для него дополнительным аргументом в пользу приобретения.

Глава «НОВАТЭКа» также не отказывается от планов будущего IPO «СИБУРа», о возможности проведения которого «Газпромбанк» говорит уже около пяти лет. «Выход компании на фондовые

рынки путем проведения IPO – правильная стратегия для „СИБУРа“. Но о сроках проведения IPO говорить пока рано, как минимум, нужно провести существенную реорганиза-цию бизнеса», – подчеркнул Михельсон.

Приход нового акционера в «СИБУР» позволит повы-сить активность компании в сделках по слияниям-погло-щениям, считает Борисов. При этом, по его мнению, вряд ли стоит ожидать кардинальных изменений в стратегических планах компании. Косвенно это подтверждает заявление Михельсона о том, что он не видит смысла в значительных кадровых изменениях в «СИБУРе».

После появления информации о сделке на рынке поя-вились слухи, что партнером Михельсона по сделке высту-пил Тимченко, однако глава «НОВАТЭКа» отверг эти пред-положения: «Что касается структур Геннадия Тимченко, то могу сказать, что они в данном проекте участия не принимают». Константин Юминов из RMG полагает, что Михельсон будет конечным бенефециаром актива и не ста-нет его перепродавать.

Стоит отметить, что за два дня до объявления этой сделки было объявлено о том, что «Газпром» продал «Газпромбанку» 9,4% акций «НОВАТЭКа», а компания Hibridge Ventures Limited, принадлежащая на паритетной основе Тимченко и Михельсону, получила двухлетний опцион на этот пакет. Вместе с тем, бизнесмены заявили, что намерены исполь-зовать этот пакет для привлечения крупных инвесторов, размещения акций на российских биржах или других вари-антов. «Заключение данного договора не предполагает како-го-либо существенного увеличения доли принадлежащих нам (обоим) акций и, таким образом, не преследует цель увеличения влияния на компанию», – заявлял Михельсон. «Несмотря на заголовки газет и рыночные слухи, у нас нет намерений существенно увеличивать принадлежащие нам доли или оказывать какое-либо давление на компанию и ее менеджмент», – подчеркивал Тимченко.

Вероятно, Михельсон считает достаточным свое учас-тие в «НОВАТЭКе», но видит значительные перспективы роста у «СИБУРа». «„CИБУР“ – ведущая компания нефте-химической отрасли России, и я считаю, что у нее есть значительный потенциал для дальнейшего роста», – заявил он. Руководитель также добавил, что для «СИБУРа» «страте-гически верно расширять перечень профильных активов, в том числе путем консолидации.

Mineral Fertilizers”. These two non-core assets already been earmarked for sale – according to Mikhelson, this fact “provided an extra argument in favor of acquisition.”

NOVATEK’s head does not shy away from IPO plans for SIBUR, something that Gazprombank has been talking about for about five years now. “Exposure of the company to market via IPO is a correct strategy for SIBUR. But it is too early to talk about IPO timing, we have to restructure the business at the very least,” stressed Mikhelson.

SIBUR’s “new kid on the block” would undoubtedly boost the company’s appetite in mergers and acquisitions, Borisov said. At the same time, SIBUR is unlikely to change its strategic plans much. This prediction was indirectly confirmed by Mikhelson, who said that he sees no sense in significant personnel changes at SIBUR.

After the deal was covered in the media, market rumors said Mikhelson’s partner in the transaction was Timchenko, but the head of NOVATEK rejected such sug-gestions: “Regarding Gennady Timchenko companies, I can say that they are not involved in this project.” Konstantin Yuminov of RMG believes that Mikhelson is the end benefi-ciary of the asset and does not plan to resell it.

It should be noted that two days before the deal went public, Gazprom announced the sale of a 9.4 percent stake in NOVATEK to Gazprombank (a two-year option on the stake was granted to Hibridge Ventures Limited, owned on a parity basis by Timchenko and Mikhelson).

The businessmen subsequently said they intend to use the stake to attract big investors, to place the shares on Russian stock exchanges, etc. “This agreement does not involve any significant increase of our stake and, thus, does not target increasing influence on the company,” Mikhelson was heard saying at the time.

“Despite the headlines and market rumors, we have no intention to boost the stake we own or to pressure the company and its management,” emphasized Timchenko.

Apparently, Mikhelson believes he has a sufficiently large piece of NOVATEK but foresees significant growth prospects for SIBUR. “SIBUR is the flagman of Russia’s petrochemical industry, I believe the company has consid-erable growth potential,” he said, adding that for SIBUR “it is strategically correct to expand the list of core assets, including through consolidation.”

SIBUR president Dmitry Konov plans company’s signifi-cant investments over the next three years.

Президент «СИБУРа» Дмитрий Конов отмечает, что основной объем инвестиций компании придется на ближайшие три года.

●

●

PH

OT

O:

RIA

NO

VO

ST

I /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

26 Oil&GasEURASIA

Though a year ago many representatives of drilling ser-vice companies and rig manufacturers interviewed by OGE described the standing of their companies as sta-

ble, they still complained about the crisis detrimental effect, reduction in volume of orders, and expansion of Chinese equipment manufacturers. If data in the analytical report by URALSIB Capital investment company is true, this year repre-sentatives of the industry have more grounds to be optimistic: growing demand for meters drilled should support increase in contractors’ rates.

Analysts of URALSIB Capital believe that at least drillers with a relatively new and well-balanced fleet will likely enjoy enough market power to negotiate stable rates for major oil companies. The reasons are the aging of the country’s rigs and producers’ need for deeper wells and lower drilling times. According to Douglas-Westwood, replacement requirements could exceed 200 rigs per year in 2011–2012, up from around 100 in 2009 and 120 in 2010. The URALSIB Capital’s report states that this would be a sharp contrast to virtually zero annual replacements in 1993–2005. It’s estimated that 190 more rigs will have to be added starting from 2013, which is close to 10 percent of Russia’s entire rig fleet.

Besides, as the average well is becoming deeper (by 3 per-cent per year in 2002–2010), there is also a growing demand for rigs that are both heavier (for deeper drilling) and mobile (for rapid relocation).

As for the market players themselves, representatives of Weatherford, PromTekhInvest, and Loadcraft Industries shared with OGE their view on the market situation and spoke about their companies’ operation in that environment.

Glenn Brown, Contract Drilling Manager, Weatherford Weatherford constantly endeavors to increase our

work scope on the Russian market. Today the following rigs operate in Russia: 78 land rigs, consisting of 33 pad rigs, including two new rigs with two-axis move possibility; 19

Год назад многие представители сервисных буровых компаний и фирм-производителей установок, опро-шенные НГЕ, хоть и характеризовали положение

своей фирмы как стабильное, все же сетовали на негатив-ное влияние кризиса, снижение объемов заказов и экспан-сию китайских производителей оборудования. В этом году, если верить данным аналитического отчета инвестицион-ной компании URALSIB Capital, у представителей отрасли больше оснований для оптимизма: потребность в увеличе-нии объемов бурения будет способствовать росту расценок на услуги.

«По крайней мере, буровые компании с относительно новым и сбалансированным флотом установок смогут вос-пользоваться положением на рынке для установления ста-бильных цен на услуги, оказываемые крупным нефтяным компаниям», – считают аналитики URALSIB Capital. Свой вывод они обосновывают такими факторами, как старение парка буровых агрегатов на рынке, спрос на скважины большей глубины и на сокращение времени бурения. В аналитической компании Douglas-Westwood оценивают потребность в замещении установок на уровне более 200

единиц в 2011–2012 годах, в сравнении со 100 в 2009 и 120 в 2010 году. «Эти цифры составляют резкий контраст с фактически отсутствовавшим замещением в 1993–2005 годах», – говорится в отче-те URALSIB Capital. Согласно прогнозу, с 2013 года нужно будет добавить еще 190 уста-новок, примерно 10% от общей численности в России.

Кроме того, скважины, в среднем, становятся глубже (примерно на 3% в год в 2002 –2010), а агрегаты требуются

DRILLING

Elena Zhuk Елена Жук

Growing Demand for Meters DrilledShould Stabilize Contractors’ Ratesand Provide Old Rigs ReplacementРост объемов бурения позволит стабилизировать цены на сервис и обновить парк установок

27


БУРЕНИЕ


mobile rigs for sidetracking or shallow wells drilling and 26 conventional rigs for drilling of medium-depth/deep wells. In 2010 our key customers were companies such as ТNК-BP, Gazprom Neft, Rosneft, Slavneft; while we continue to cooper-ate our business partnership with them in 2011.

As for Russia, we operate in the entire territory, cover-ing all oil- and gas bearing regions – Western Siberia, Central Russia, Urals, and Far East. For better coverage and meeting our customers’ requirements in our company there is geographi-cal subdivision into Volgа-Ural and Siberian Divisions. We also maintain a representative office on Sakhalin. Moreover, we successfully operate in Irkutsk region and plan to expand our presence in Eastern Siberia.

Weatherford is always ready to provide its customers with a wide range of equipment and services for drilling and well construction to reduce NPT and improve well performance, such as mechanized state-of- the-art drilling rigs and conventional and intel-lectual well completion systems. Our company also has proprietary and unique technologies, such as: drilling with hybrid drilling units/rigs, drill-ing with casing (DwC), expandable tubulars for drilling hazard mitiga-tion and multizone com-pletion systems for per-formance of frac jobs.

As for services that would be considered the highest in demand, we could single out devel-opment and exploration well drilling, sidetrack-ing, tubular running services, fishing services, well workover/inter-vention operations, and directional drilling.

Oil service prices in Russia are significantly lower than on the world market. And, without a doubt, this situation should change; there are vast fields in Russia with very complicated drill-ing conditions, whereas there is a definite need for new technology and solutions from ser-vice companies; with this comes increased costs to the operator. Furthermore, the major-ity of the drilling rigs

более тяжелые (для глубокого бурения) и мобильные (для быстрой перебазировки).

О том, как чувствуют себя на рынке компании-участ-ники отрасли, НГЕ рассказали представители Weatherford, ЗАО «ПромТехИнвест» и Loadcraft Industries.

Глен Браун, директор по контрактному бурению, Weatherford

Компания Weatherford стремится к постоянному нара-щиванию объемов работ на российском рынке. На сегод-няшний день в России у нас работают 78 наземных буро-вых установок, из них 33 установки для кустового бурения, включая две новые установки с возможностью перемеще-

ния по двум осям, 19 мобильных устано-вок для зарезки боковых стволов (ЗБС) или бурения неглубоких скважин и 26 установок для бурения скважин средней глубины и глубоких скважин. В 2010 году в числе основных наших клиентов были представлены такие крупнейшие компании, как ТНК-BP, «Газпром нефть», «Роснефть», «Славнефть», с которыми мы продолжим сотрудничество и в этом, 2011 году.

Мы работаем по всей территории России, охватывая все нефте- и газо-носные регионы – Западную Сибирь, Центральную часть России, Урал и Дальний Восток. Для соответствия тре-бованиям заказчика в нашей компа-нии существует географическое деле-ние на Волго-Уральский и Сибирский дивизионы, есть представительство на о. Сахалин. Кроме того, мы успеш-но выполняем операции в Иркутской области и планируем дальнейшее расширение нашего присутствия в Восточной Сибири.

Weatherford предлагает своим кли-ентам широкий спектр оборудования и услуг для бурения и строительства скважин с целью сокращения времени простоя и повышения производитель-ности скважин – от самых современных буровых установок до традиционных или интеллектуальных систем заканчи-вания. Также, наша компания обладает целым рядом запатентованных и уни-кальных технологий, таких как бурение с использованием гибридных буровых установок/станков, бурение на обсад-ной колонне (DwC), расширяемая труб-ная продукция для ликвидаций ослож-нений/снижения рисков при бурении и системы заканчивания для проведения многозонального ГРП.

В числе наиболее востребован-ных у заказчика можно выделить такие работы, как бурение эксплуатационных и разведочных скважин, зарезка боко-вых стволов, услуги по спуску обсад-ных колонн и ловильно-аварийные операции, ТКРС/КРС, а также услуги по направленному бурению.

28

#2 February 2011

DRILLING

Oil&GasEURASIA

Говоря о расценках на буровые услуги в России, сле-дует отметить, что они существенно ниже, чем на мировом рынке. И, несомненно, эта ситуация должна измениться хотя бы потому, что в России множество месторождений с очень сложными условиями бурения, и существует реаль-ная необходимость в применении сервисными компания-ми исключительно новых технологий и технических реше-ний – что в значительной степени влияет на рост расходов компании-оператора. Стоит упомянуть и тот немаловаж-ный факт, что большинство буровых установок, задейс-твованных в России, достаточно стары: средний возраст российского флота буровых установок составляет порядка 15 лет, при этом реальный срок эксплуатации установок – всего 20 лет. Компания Weatherford, со своей стороны, предлагает своим заказчикам только новейшие буровые установки и сопутствующее оборудование.

Артем Хорошанский, генеральный директор, ЗАО «ПромТехИнвест»

В 2010 году компания ЗАО «ПромТехИнвест» пред-лагала заказчикам следующую продукцию: верхний гид-равлический привод ПВГ-2000 грузоподъемностью 160 т, верхний электрогидравлический привод ПВЭГ-225 гру-зоподъемностью 250 т, гидравлический силовой вертлюг ВГС-80 грузоподъемностью 80 т, наземные гидроагрегаты НГА-80 и НЭГА-160. В этом году мы намерены продолжить серийный выпуск данного оборудования.

В начале 2011 года компания закончила промысловые испытания новой техники – силового гидравлического вертлюга ВГС-100 грузоподъемностью 100 т. Весной 2011 года планируются промысловые испытания новой сис-темы верхнего привода грузоподъемностью 250-270 т, и в этом же году – переход к серийному производству этих изделий.

Что касается успешности наших заказов в 2010 году, в течение года в рамках сотрудничества ОАО «Сургутнефтегаз» с российскими производителями нефтегазового оборудо-вания, мы успешно осуществили поставку 16 комплектов оборудования для капитального ремонта скважин и зарез-ки боковых стволов. Крупный контракт на поставку пяти единиц ПВГ-2000 был заключен с ООО «КАТОБЬНЕФТЬ». 2010 год был отмечен также подписанием важного дого-вора с ЗАО «СКРС» на разработку и поставку силового гид-равлического вертлюга ВСГ-100, грузоподъемностью 100 т. На рынке довольно давно прослеживалась необходимость в появлении силового вертлюга означенной грузоподъем-ности, и контракт с ЗАО «СКРС» позволил, наконец, запус-тить производство данного изделия. Среди заказчиков на 2011 – ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «КАТОБЬНЕФТЬ», ЗАО «СКРС» и другие компании.

По профилю нашей компании – разработка и изготов-ление систем верхнего привода – конкурентов среди рос-сийских производителей у нас нет. ЗАО «ПромТехИнвест», совместно с ОАО «Электромеханика», на сегодняшний день является единственным отечественным производителем данного оборудования. Что касается конкуренции на рынке сбыта, то она, конечно, присутствует и ее составляют инос-транные компании: Tesco, NOV, Canrig, китайские предпри-ятия. Нам, в свою очередь, хотелось бы увидеть какие-то меры, направленные на поддержку отечественных произ-водителей СВП, в частности, пересмотр таможенной поли-тики, включение российских компаний в тендеры, наравне с зарубежными и др.

operating in Russia are rather old, with an average age of the Russian drilling rigs is +15 years, whereas the period of a rig’s useful life is only 20 years. Weatherford, for its part, continues to offer our clients the state-of-the-art technol-ogy rigs and related equipment.

Artyom Khoroshanskiy, General Director, PromTekhInvest

In 2010, PromTekhInvest offered the following prod-ucts to customers: top hydraulic drive PVG-2000 with a

capacity of 160 tons; top electrohydraulic drive PVEG-225 with a capac-ity of 250 tons; hydraulic power swivel VGS-80 with a capacity of 80 tons; and ground hydraulic units NGA-80 and NEGA-160. This year we intend to pro-ceed with serial produc-tion of this equipment.

At the beginning of 2011, the company com-pleted field testing of new equipment – hydraulic

power swivel VGS-100 with a capacity of 100 tons. In 2011 spring, it is planned to carry out field testing of a new top drive system with a capacity of 250-270 tons; serial production of this equipment is also planned to be launched this year.

We were successful with our orders in 2010: through-out the year, we supplied 16 sets of equipment for well workover and sidetracking within the framework of Surgutneftegaz’s cooperation with Russian manufacturers of oil and gas equipment. A large contract was concluded with KATOBNEFT to supply five top hydraulic drives PVG-2000. In 2010, an important contract was signed with SKRS to develop and supply a hydraulic power swivel VGS-100 with a capacity of 100 tons. For quite a long time, the mar-ket was in need of a new power swivel with the capacity mentioned, and the contract with SKRS was a trigger to commercial manufacturing of this equipment. Customers for 2011 include Surgutneftegaz, KATOBNEFT, SKRS, and other companies.

Core activities of our company are development and manufacturing of top drive systems, with no com-petitors among the Russia’s manufacturers. To date, PromTekhInvest together with Elektromekhanika is the only domestic manufacturer of this equipment. Competition in the sales market does exist but competi-tors are represented by foreign companies: Tesco, NOV, Canrig, and Chinese companies. In return, we would like to see some measures to support domestic manufacturers of top drive systems, in particular, revision of the customs policy, and admission of Russian companies to tenders on a par with foreign companies, etc.

Speaking of prospects for development of drilling rigs manufacturing in Russia, it is worth to mention a recent agreement between Surgutneftegaz and Volgograd Drilling Equipment Plant for supply of 24 new drilling rigs to replace outdated EUK rigs. Negotiations are also underway to equip new drilling rigs with top drive systems manufactured by PromTekhInvest. In our opinion, the above contract is indicative of the trend outlined in the

29


БУРЕНИЕ


Говоря о перспективах развития производства буро-вых установок в России, можно отметить, что недавно ОАО «Сургутнефтегаз» осуществило договоренность с Волгоградским заводом буровой техники о поставке 24 новых буровых установок взамен устаревших ЭУК. Также ведутся переговоры об оснащении новых буровых сис-темами верхнего привода ЗАО «ПромТехИнвест». На наш взгляд, вышеуказанный контракт показательно отражает наметившуюся динамику на российском рынке буровых установок, а именно – демонстрирует начало планируемой замены ЭУК.

Татьяна Руденко, менеджер по продажам, CIS, Loadcraft Industries, Ltd.

В начале 2010 года активность во всей нефтега-зовой промышленности очень медленно набирала

обороты, не стало исклю-чением и производство установок. Компания Loadcraft использовала это время для пересмотра производственного про-цесса, его совершенство-вания и корректировки в нужных направлениях. Мероприятия оказались полезными, поскольку к середине года спрос и количество заказов на производство буровых установок резко возросли.

Вторая половина 2010 года стала наиболее эффектив-ным периодом с точки зрения продаж и производства. В Loadcraft начали поступать многочисленные меж-дународные заказы на изготовление установок, в том числе из Северной Африки, Ближнего Востока, Южной Америки и Индонезии. В результате возросшего спроса на установки в США, были подписаны контракты, вклю-чающие несколько заказов, часть которых должна быть выполнена в 2011 году.

Loadcraft разработала новый ассортимент продук-ции для удовлетворения спроса на оборудование для гидроразрыва пласта (ГРП) – от трейлеров до полностью укомплектованных установок. В 2011 году Loadcraft также намерена представить новую высокомобильную буровую установку с электроприводом переменного тока мощностью 1 500 л.с. Эта установка будет отвечать требованиям высокой проходимости и маневренности на пересеченной местности. Ожидается, что высокому спросу на новую установку будут способствовать такие отличительные особенности, как сборка без использова-ния кранов, возможность поставки с системой переме-щения и полная подвижность всех блоков для буровой площадки. Для удовлетворения требований промышлен-ного спроса, с целью повышения производительности, в 2011 году компания Loadcraft Industries, Ltd. приобрела дополнительные мощности площадью 10 тыс. м2.

Благодаря текущему всплеску активности, 2011 год обещает стать еще одним рекордным годом для Loadcraft. Имея 95-летний опыт и постоянно совершенствуя свою продукцию, Loadcraft надеется укрепить свою репута-цию производителя прочной и надежной продукции на международном рынке.

Russian market of drilling rigs, namely it demonstrates the beginning of planned replacement of EUK drilling

Rudenko Tatiana, Sales Manager, CIS, Loadcraft Industries, Ltd.

As throughout the oil and gas industry, 2010 began very slow for manufacturing. Loadcraft used this time to review procedure throughout the plant and make improve-ments and adjustments where needed. This time became very useful by mid-year when the demand and orders of drilling rigs dramatically increased. The second half of 2010 became some of the most productive months in sales and production. Loadcraft began receiving numerous international rig orders including North Africa, the Middle East, South America and Indonesia. Increased rig demand in the United States brought multi-order contracts which lead into 2011.

With its new product line Loadcraft will now meet fracturing needs from trailers to full turnkey fracturing assemblies. In 2011, Loadcraft also plans on unveiling the design of a new highly mobile 1,500 hp A/C drilling rig. This rig will meet the need for full and easy mobility in difficult terrain. Assembled without the use of cranes, the option of a walking system, and full mobility of all units for a drilling site, this Rig has promise for great success. In order to meet 2011 manufacturing demands Loadcraft industries, Ltd. has acquired another manufacturing facility of 10,000 square meters to expand its production capabilities.

The current influx of activity takes Loadcraft well through 2011, expecting another record breaking year. With 95 years of experience and still improving, Loadcraft hopes to continue building their reputation for strong durable and reliable products internationally.

30 Oil&GasEURASIA

Three states (Belarus, Kazakhstan and Russia) put their heads together to make another step in the right direc-tion to joining the WTO: the countries have established

a Customs Union and agreed to form the Common Economic Space (CES), the next project in the pipe, by January 1, 2012.

The Agreement “On Common Principles and Rules in the Sphere of Technical Regulation in the Republic of Belarus, the Republic of Kazakhstan and the Russian Federation” signed in November of the last year in St. Petersburg predetermined the agreed policy in the sphere of technical regulation.

The intrigue of the past decades reached a commend-able finale. How many swords have been crossed between opponents and supporters of bringing national standards of post-Soviet republics in line with international norms! After all, it was about the domestic manufacturers, who use generally outdated equipment and manufacture products conforming to the aged Soviet-time GOSTs. The solution to this pressing problem was shifted entirely into the political plane. As a result, top politicians had to intervene. This happened in Russia when President Dmitry Medvedev literally “pushed through” the amendments on using international and regional standards in the Russian Federation. Here, the term “regional” means to include the European standards, too.

The Republic of Kazakhstan followed in line. On the one hand, the Central Asian country is a transit state, its territory is crossed by major oil and gas pipelines and its standards are governed either by Soviet-era GOSTs, SNiPs, or corporate sys-tem specs (proprietary standards). On the other hand, foreign operators working on Kazakhstan projects, such as the Caspian Pipeline Consortium (CPC), have brought in their cutting-edge

Создание тремя государствами (Белоруссией, Казахстаном и Россией) Таможенного союза с пос-ледующим формированием Единого экономичес-

кого пространства (ЕЭП) к 1 января 2012 года позволило странам-участникам сделать значительный шаг вперед к дальнейшему вступлению в ВТО.

Подписанное в ноябре прошлого года в г. Санкт-Петербурге «Соглашение о единых принципах и прави-лах технического регулирования в Республике Беларусь, Республике Казахстан и Российской Федерации» предопре-делило согласованную политику в области технического регулирования.

Итак, интрига последних десятилетий получила достойное завершение. Сколько было сломано копий про-тивниками и сторонниками гармонизации национальных стандартов постсоветских республик с международными! Ведь речь шла об отечественных производителях, исполь-зующих устаревшее оборудование и производящих про-дукцию по старым советским ГОСТам. Разрешение этой насущной проблемы всецело перешло в политическую плоскость. В итоге, политикам самого высокого ранга при-шлось вмешаться в сложную ситуацию. Так произошло в России, когда президент РФ Дмитрий Медведев буквально «продавил» поправки, позволяющие применять на терри-тории Российской Федерации международные и регио-нальные стандарты. Под «региональными» также подразу-меваются и европейские стандарты.

Не стала исключением и Республика Казахстан. С одной стороны, это транзитное государство, по территории которого проходят магистральные нефте- и газопроводы. На них действуют советские ГОСТы, СНиПы, либо корпо-ративные системы стандартов (стандарты организации).

STANDARTIZATION

Moving on Up

Шаг вперед

Aider Kurtmulayev

Айдер Куртмулаев

31


СТАНДАРТИЗАЦИЯ


С другой стороны, иностранные компании, работающие в Республике Казахстан, пришли со своими инновационны-ми технологиями и современными техническими средс-твами – в качестве примера можно привести Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). Перед страной стоял выбор: либо отказаться от столь необходимых зарубежных инвестиций в нефтегазовый сектор, либо предпринять радикальные меры по исправлению сложившейся ситу-ации. Дело в том, что в Казахстане действуют три основ-ных способа утверждения стандарта. Первый предполагает длительную процедуру легализации, включающую пере-вод стандарта с языка оригинала на русский и казахский языки, регистрацию в Госстандарте РК с последующими экспертизой и адаптацией, а затем – переход к обычному способу принятия стандарта уже как государственного стандарта РК (СТ РК). Второй подразумевает автоматичес-кое принятие уже адаптированного стандарта СНГ. Третий, так называемый «пилотный», разрешает применение меж-дународного стандарта в течение пяти лет (или до отмены) с момента регистрации для каждого конкретного проекта с последующей длительной процедурой перерегистрации.

Как показала практика, для освоения одного месторож-дения необходимо утвердить более тысячи стандартов. Как правило, стандарт включает около ста страниц. Их необхо-димо перевести, а затем – адаптировать стандарт. На адап-тацию требуется около года. Данная процедура включает

technology and up-to-date equipment. The country faced the choice of either halting much-needed for-eign investments in the oil and gas sector, or rolling up its sleeves to address the situation. The problem is there are three routes to approving a standard

in Kazakhstan. The first route involves a lengthy legaliza-tion process, including translation of the standard from the original language into Russian and Kazakh, registra-tion in Kazakhstan’s State Committee for Standardization (Gosstandard) followed by examination and adaptation, and finally switching to the usual adaptation route, this time as the Kazakh state standard (ST RK). The second implies automatic acceptance of CIS-adapted standard. Third, the so-called “pilot” route, allows the application of an international standard for five years (or until cancelled) from its registration date, for each individual project, fol-lowed by a protracted re-registration procedure.

Meanwhile, it surfaced that to develop a single field, it is required to approve over 1,000 standards. Typically, one standard is about a hundred pages. After being translated, the standards must be adapted. Adaptation takes about

Aider Kurtmulayev is a professional journalist and an expert on Kazakhstan’s oil and gas sector. Kurtmulayev heads the Moscow representation office of the Asia advertising and news agency, which provides services for entering the Kazakh market (www.asia-press.ru).Айдер Куртмулаев – профессиональный журналист, эксперт по ТЭК Казахстана. Возглавляет московское представительство рекламно-информационного агентства «Азия», оказывающего услуги по выходу на рынок Казахстана (www.asiapress.ru).

32

#2 February 2011

STANDARTIZATION

Oil&GasEURASIA

a year, consisting of expert work, comments collection and coordination of the final reading. In fact, the Kazakh government demands that investors in joint projects use at least 40 percent of locally manufactured equipment in their work. Also, since the USSR had no offshore projects, there was no relevant framework on offshore production standards. Accordingly, all necessary documentation has been provided by foreign companies.

To remedy the situation, in 2006, Kazakhstan’s Gosstandard jointly with the Ministry of Oil and Gas (RK MOG) decided to establish a Technical Committee for Standardization No. 58 “Oil, Gas and Their By-prod-ucts, Materials, Equipment and Facilities for Petroleum, Petrochemical and Gas Industry” (hereinafter, TC 58) under the Main Dispatching Board of the Oil and Gas Industry (MDB OGI) at Kazakhstan’s Ministry of Oil and Gas (MOG) (now Oil and Gas Information Analysis Center).

According to Kuanysh Yelikbayev, Head of Standardization Department at the MDB OGI, of 152 standards developed by ISO TC 67, Kazakhstan adopted 102 standards as state ones (most of them were adopted due to work of TC 58), whereas Russia, Ukraine, Brazil, China adopted less than 60 standards. On this indicator, Kazakhstan is only a little behind the European countries where the European Committee for Standardization (CEN) adopted about 130 standards. Thus, Kazakhstan created favorable conditions both for foreign investors and opera-tors of oil and gas fields and for manufacturing of equip-ment meeting requirements of international standards. Development of standards for the oil and gas industry is financed both by the government and by attracting funds of the oil and gas industry business communities.

The following technical committees are active in Kazakhstan: TC 33 on the standardization of oil and gas

работу экспертов, рассылку и сбор замечаний, согласова-ние окончательного варианта. Более того, Правительство РК потребовало от инвесторов, чтобы в совместных проек-тах доля оборудования местного производства составляла не менее 40% от общего объема используемой продукции. Что касается проектов по освоению морского шельфа, в СССР осуществлялась только континентальная добыча углеводородов, поэтому нормативная база по подобным проектам полностью отсутствовала. Соответственно, всю необходимую документацию предоставили иностранные компании.

Госстандарт РК, совместно с Министерством энергети-ки и минеральных ресурсов РК (ныне Министерство нефти и газа РК – МНГ РК), с целью исправить ситуацию, в 2006 году принял решение о создании Технического комитета по стандартизации № 58 «Нефть, газ, продукты их перера-ботки, материалы, оборудование и сооружения для нефтя-ной, нефтехимической и газовой промышленности» (далее – ТК 58) на базе АО «Главное диспетчерское управление нефтяной и газовой промышленности» (АО «ГДУ НГП») при МНГ РК (ныне АО «Информационно-аналитический центр нефти и газа»).

По словам начальника управления технического нор-мирования Департамента технического регулирования АО «ГДУ НГП» Куаныша Еликбаева, из 152-х стандартов, раз-работанных ISO TC 67, Казахстан принял в качестве госу-дарственных 102 стандарта (большую часть из них – бла-годаря работе ТК 58), в то время как, например, в России, Украине, Бразилии, Китае принято менее 60-ти стандартов. По данному показателю Казахстан ненамного отстает и от стран Европы, где Европейский комитет по стандарти-зации CEN принял около 130-ти стандартов. Тем самым в Казахстане созданы благоприятные условия как для рабо-ты иностранных инвесторов и операторов нефтегазовых

TC 58 Participates in International Discussion of Draft Standards

Kuanysh Yelikbayev, Head of Standardization Department, Main Dispatching Board of the Oil and Gas Industry, JSC (MDB OGI)

In terms of structure, Technical Committee TC 58 consists of three subcommit-tees corresponding to ISO international technical committees: TC 28, TC 67, and TC 193. TC 58 is the only Kazakh TC that is a full-fledged member of the internation-al technical committees mentioned; it takes an active part in discussing draft inter-national standards.

In 2007, TC 58 jointly with the RK State Committee for Standardization (Gosstandart) held a plenary session of ISO TC 193 in Astana.

Today TC 58 is represented by 38 organizations including four state agencies, KAZENERGY Association, KazMunaiGaz, KazTransOil, Kazakh Scientific Research Institute of Geological Exploration (KazNIGRI), North Caspian Operating Company, Intergas Central Asia, Kazakh Scientific Research Energy Institute, Pavlodar Oil Chemistry Refinery, etc.

In 2010, TC 58 prepared and approved over 70 RK state standards identical to international standards, whereas the same indicators in Russia and Ukraine were 27 and 34 respectively.

TC 58 was the first technical committee in Kazakhstan to create the site and forum (www.tk-58.kz), where all draft standards including international ones are discussed online, and all concerned specialists are invited to participate in the forum.

TC 58 takes an active part in international conferences (for instance, in 2010 it participated in the Neftegazstandart Conference held in Salekhard, RF) and conducts

ТК 58 участвует в обсуждении проектов стандартов на международном уровне

Начальник управления технического нормирования АО «ГДУ НГП» Куаныш Еликбаев

Организационно технический комитет ТК 58 состоит из трех подкомитетов, «зер-кальных» международным техническим комитетам ISO – TС 28, TС 67, TС 193. ТК 58 – единственный ТК Казахстана, который является полноправным членом указанных международных технических комитетов и принимает активное участие в обсужде-нии проектов международных стандартов.

В 2007 году ТК 58, совместно с Госстандартом РК, провел пленарное заседание ISO TC 193 в Астане.

ТК 58 на сегодняшний день представлен 38 организациями, в том числе четырь-мя государственными органами, Ассоциацией KAZENERGY, АО «НК „КазМунайГаз“», АО «КазТрансОйл», Казахским научно-исследовательским геологоразведоч-ным институтом «КазНИГРИ», North Caspian Operating Company, АО «Интергаз Центральная Азия», АО «Казахский научо-исследовательский институт энергетики», АО «Павлодарский нефтехимический завод» и т.д.

В 2010 году ТК 58 подготовил и утвердил более 70 государственных стандартов РК с идентичной степенью соответствия международным стандартам, в то время как в России и Украине аналогичные показатели составили 27 и 34, соответственно.

Первым из технических комитетов в Казахстане ТК 58 создал сайт и форум ТК 58 (www.tk-58.kz), на котором принимаемые проекты всех стандартов, в том числе и международных, обсуждаются в онлайн-режиме. К участию в работе форума при-глашаются все заинтересованные специалисты.

33


СТАНДАРТИЗАЦИЯ


месторождений, так и для производства оборудования, отвечающего требованиям международных стандартов. Финансирование разработки стандартов в нефтегазо-вой отрасли осуществляется как за счет государственных средств, так и с привлечением средств бизнес-сообществ нефтегазовой отрасли.

Кроме того, в Казахстане действуют техничес-кие комитеты: ТК 33 по стандартизации оборудования для нефтяной и газовой промышленности на базе ТОО «Сапа Интерсистем» (г. Алматы), ТК 15 по стандартиза-ции «Разведка, бурение, добыча нефти и газа» на базе АО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» (г. Актау), ТК 49 по стандартизации в нефтяной и газовой промышленности на базе АО «Казахский институт нефти и газа» (г. Астана).

Основными принципами работы по техническому регулированию и стандартизации становятся гармони-зация национального нормирования с международными аналогами, формирование доказательной базы по испол-нению требований новых технических регламентов, повы-шение конкурентоспособности отечественных товаров. Для большей информированности партнеров по бизнесу в РК создан информационный центр с электронным банком данных по стандартам и процедурам оценки.

В связи с формированием Единого экономического пространства в Казахстане осуществляется реформа сис-темы технического регулирования. Основой законодатель-но-правовой базы стали: Закон Республики Казахстан «О техническом регулировании» от 9 ноября 2004 года, ГП ФИИР и проект «Программы развития системы техническо-го регулирования на 2011–2014 годы». Понимая важность законодательного закрепления реформ, правительством страны приняты законы в сфере технического регулирова-ния «О безопасности химической продукции», «О недрах и

industry equipment (at Sapa Intersystem, Almaty), TC 15 on the standardization of oil and gas exploration, drilling, and production (at Scientific Research and Design Institute of Oil and Gas, Aktau), TC 49 on standardization in the oil and gas industry (at Kazakh Oil and Gas Institute, Astana).

The main challenges in technical regulation and stan-dardization include harmonizing national regulation with international counterparts, forming an evidence base for performance of requirements of the new technical regula-tions and improving the competitive power of domestic goods. To better inform its business partners, Kazakhstan set up the information center of standards and assessment procedures, with a relevant computerized database.

Establishing the Common Economic Space erects new requirements, so the country launched reforms of its technical regulation. The relevant legislation is based on Kazakhstan Law “On Technical Regulation” of 9 November 2004, the Government Program for Accelerated Industrial-Innovative Development (GP AIID) and a draft “2011–2014 Program on Development of Technical Regulation System.” The government understands the importance of the legislative cementing of reforms and has already passed the following technical regulation laws: “On Safety of Chemical Products”, “On Oil”, “On Safety of Machinery and Equipment.” The following technical reg-ulations have already been approved: “Pipeline Safety Requirements for Flammable, Toxic, Liquefied Gases”, “Safety Requirements for Equipment Operating Under Pressure”, “Safety Requirements for Oil and Gas Production, Drilling, Geological and Geophysical Equipment”, “Safety Requirements for Construction of Onshore and Offshore Production Facilities of Oil Industry.”

The state system of technical regulation (GSTR) is rap-idly developing. Currently, conformance assessment can

activities relating to inter-state stan-dardization. Three draft state standards (GOSTs) were devel-oped in 2010 and are now being discussed by the CIS countries; in 2011, it is planned to develop five inter-state GOSTs for the petrochemical indus-try.

Annually TC 58 carries out a multi-level analysis of stan-dards to determine a need for their devel-opment and improve-ment, using among others the method of interviewing the industry enterprises.

In 2010, TC 58 proposed 80 draft standards for development under the Government Program for Accelerated Industrial-Innovative Development of the Republic of Kazakhstan for 2010–2014 (GP AIID, the RK President’s Decree No 958 dated March 19, 2010). Over thirty of these standards were included in the Draft State Standardization Plan for 2011. Besides, after adoption, most standards will serve as an evidence base for the Gasoline Technical Regulations of the Customs Union.

ТК 58 принимает активное учас-тие в международных конференциях (к примеру, в 2010 году участвовал в конференции «Нефтегазстандарт» в Салехарде, РФ), проводит рабо-ты по межгосударственной стан-дартизации. В 2010 году разработа-ны три проекта ГОСТа, которые сей-час находятся на стадии обсуждения странами СНГ, в 2011 году планиру-ется разработать пять межгосударс-твенных ГОСТов в нефтехимической отрасли.

Ежегодно ТК 58 проводит мно-гоуровневый анализ стандартов на предмет необходимости их разра-ботки и совершенствования, в том числе методом опроса предприятий отрасли.

В 2010 году ТК 58 предложил к разработке 80 проектов стандартов в рамках Государственной программы по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010–2014 годы (ГП ФИИР, Указ Президента РК от 19.03.2010 года № 958). Более тридцати из этих стандартов вошли в проект Плана работ по государственной стандартизации на 2011 год, кроме того, большинство стандартов после принятия будет служить в качестве доказательной базы техничес-кого регламента Таможенного союза по бензинам.

SOURCE: RK MINISTRY OF INDUSTRY AND NEW TECHNOLOGIES / ИСТОЧНИК: МИНИСТЕРСТВО ИНДУСТРИИ И НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РК

2011 Draft Plan for Standards, total 576 standardsПроект плана по стандартам на 2011 год, всего 576 единиц

34

#2 February 2011

STANDARTIZATION

Oil&GasEURASIA

be carried out in one of 184 centers (bodies) and 506 inde-pendent test labs. Amendments and corrective additions have recently been introduced to the law “On Accreditation of Conformance Assessment.” GSTR work is controlled by a special national body for accreditation of confor-mance assessment centers and labs, set up on the basis of a subordinate enterprise of the Technical Regulation and Metrology Committee of Kazakhstan’s Ministry of Industry and New Technologies. To ensure conformance assess-ment in line with European practices, Kazakhstan joined the International Laboratory Accreditation Cooperation (ILAC) and International Accreditation Forum (IAF).

Overall Kazakhstan operates 2,840 standards (ST RK). Of these, over 200 standards govern oil and gas industry. In general, companies engaged in Kazakhstan oil and gas sector use about 2,000 regulations, including such interna-tional standards as API, ASME, ASTM, ISO, IEC, and GOST. In addition, the GP AIID specifies that Kazakhstan is to develop and adopt another 400 state standards for oil and gas industry (while the total number of standards set to be about 2,570).

Legal basis for the Common Economic Space hasn’t been forgotten either; much attention is being paid to tech-nical regulation issues, which, given the ease of CIS GOST standard approval, will certainly help to make a leap forward in the sphere of technical regulation and standardization. The following documents are already adopted: “Agreement on the Uniform Policy in Technical Regulations, Sanitary and Phytosanitary Measures” (Moscow, 25 January 2008), “Agreement on Mutual Recognition of Accreditation of Certification Bodies (Conformance Evaluation/Validation) and Test Laboratories (Centers) that Perform Assessment (Conformance) Work” (St. Petersburg, 11 December 2009), “Agreement on the Treatment of Products Requiring Mandatory Evaluation (Validation) of Conformance in the Customs Territory of the Customs Union (St. Petersburg, 11 December 2009). Work continues to harmonize nation-al legislation with the legal framework of the Customs Union.

Kazakhstan’s experience in implementing large-scale oil and gas projects has shown the high significance of international standards. They ensure investment transpar-ency while providing the basis for introduction of innova-tive technologies and new equipment and creating condi-tions for promoting domestic products in the international market.

недропользовании», «О безопасности машин и оборудова-ния». Утверждены технические регламенты: «Требования к безопасности трубопроводов горючих, токсичных, сжи-женных газов», «Требования к безопасности оборудования, работающего под давлением», «Требования к безопасности нефтегазопромыслового, бурового, геологоразведочного и геофизического оборудования», «Требования к безопаснос-ти строительства наземных и морских производственных объектов, связанных с нефтяными операциями».

Быстрыми темпами развивается государственная сис-тема технического регулирования (ГСТР). На сегодняшний день оценку соответствия проводят 184 центра (органа) и 506 независимых испытательных лабораторий. В Закон РК «Об аккредитации в области оценки соответствия» недавно были внесены изменения и корректирующие дополнения. Контроль над работой ГСТР осуществляет специальный национальный орган по аккредитации центров по под-тверждению соответствия и лабораторий на базе подведомс-твенного предприятия уполномоченного органа в облас-ти технического регулирования и метрологии (Комитет технического регулирования и метрологии Министерства индустрии и новых технологий Республики Казахстан). Казахстан вступил в Международную ассоциацию по аккре-дитации лабораторий (ILAC) и Международный форум по аккредитации (IAF), что позволяет проводить оценку соот-ветствия на основе европейской практики.

Сегодня в РК действует 2 840 стандартов (СТ РК). В нефтегазовой отрасли их насчитывается более 200 единиц. В целом, в НГК Казахстана отдельными предприятиями исполь-зуются около 2 тыс. стандартов, включая такие международ-ные нормативы, как API, ASMЕ, ASTM, ISO, IEC, ГОСТ. Кроме того, согласно ГП ФИИР, Казахстан планирует разработать и принять для нефтегазовой отрасли еще 400 государственных стандартов, всего же их должно быть около 2 570.

Динамично развивается и договорно-правовая база по формированию Единого экономического пространства в сфере технического регулирования, которая, учитывая простоту принятия ГОСТов СНГ, поможет республике зна-чительно продвинуться в сфере технического регулирова-ния и нормирования. Уже приняты следующие документы: «Соглашение о проведении согласованной политики в области технического регулирования, санитарных и фито-санитарных мер» (г. Москва, 25.01.2008 года), «Соглашения о взаимном признании аккредитации органов по сертифи-кации (оценке/подтверждению соответствия) и испыта-тельных лабораторий (центров), выполняющих работы по оценке (подтверждению) соответствия» (г. Санкт-Петербург, 11.12.2009 года), «Соглашения об обращении продукции, подлежащей обязательной оценке (подтверждению) соот-ветствия, на таможенной территории Таможенного союза (г. Санкт-Петербург, 11.12.2009 года). В дальнейшем работа по гармонизации национального законодательства с зако-нодательной базой Таможенного союза будет продолжена.

Опыт реализации крупных нефтегазовых проектов на территории Республики Казахстан показал высокую зна-чимость международных стандартов. Они обеспечивают прозрачность инвестиций, служат основой для внедре-ния инновационных технологий и нового оборудования, создают условия для продвижения отечественной продук-ции на международный рынок.

Economy of Atyrau Region, Kazakhstan, is based on oil production.Основу экономики Атырауской области Казахстана составляет

нефтедобыча.

●

●

36 Oil&GasEURASIA

The production of unwanted fluids (either water or gas) is a major problem in hydrocarbon producing fields throughout the world. This article presents the

field application of a controlled-penetration sealant (CPS) system for water and gas shutoff. This system can be consid-ered an alternative to standard cement squeeze operations for zonal isolation, casing leak repair, sealing of thief zones, and many other wellbore operations.

The CPS system is composed of 1) an organically cross-linked porosity-fill sealant and 2) inert particulates (silica flour, calcium carbonate, starch, among others) to provide leakoff control achieved through a shallow and controlled penetration of the sealant into the formation matrix. Once the CPS system is squeezed into the formation and the filtrate, that is, the porosity-fill sealant is inside the matrix of the rock, the system is thermally activated and forms a

Приток нежелательных компонентов добычи (воды или газа) представляет собой важную проблему при разработке нефтегазовых месторождений во всем

мире. В настоящей статье описана сфера применения тех-нологии изоляции притока воды и газа с контролируемым проникновением закупоривающего материала (CPS). Такая технология может рассматриваться в качестве альтернати-вы стандартной технологии закачки цемента для изоляции пластов, устранения негерметичности обсадной колонны, перекрытия поглощающих пластов и ряда других работ на скважине.

Технология CPS включает в себя 1) раствор, загу-щенный органически сшитым полимером, для снижения пористости и 2) нейтральные частицы (силикатная мука, карбонат кальция, крахмал и т.д.) для обеспечения конт-роля герметичности, достигаемого с помощью контроли-руемого проникновения закупоривающего материала на небольшую глубину в материнскую породу пласта. После закачки системы CPS в пласт и попадания фильтрата, кото-рый представляет собой cнижающий пористость заку-поривающий материал, в материнскую породу, система термически активируется и образует трехмерную геле-вую структуру, которая эффективно изолирует заданный интервал. Затем скважину закрывают, чтобы обеспечить полное сшивание базовой жидкости. Такая система легко вымывается из ствола скважины по сравнению с цементом, который необходимо разбуривать. Избирательное перфо-рирование пластов восстанавливает выход нужной угле-водородной продукции из заданного интервала, при этом обводненные пласты остаются перекрытыми, как показано на рис. 1.

Идеальным примером скважины для применения технологии CPS является скважина, в которой водонасы-щенный пласт отделен от нефтенасыщенного непрони-цаемым разделяющим пропластком, который исключает связь между пластами. Общая технология применения CPS во многом сходна с технологией закачки цемента.

WATER CONTROL

Julio Vasquez and Larry Eoff, Halliburton Хулио Васкес и Лари Эофф, Halliburton

Controlled-Penetration Sealant System for Water and Gas Shutoff Applications Технология изоляции притока воды и газа с контролируемым проникновением закупоривающего материала

Fig. 1. CPS system application: (a) Before: water and hydrocar-bon are produced, (b) After: the CPS slurry is bullheaded into the wellbore, the hydrocarbon intervals are reperforated and production resumes virtually water-free.

Рис. 1. Применение технологии CPS (а) До: поток воды и углеводородов, (б) После: в ствол задавлен раствор CPS, проведена повторная перфорация в интервалах притока углеводородов и восстановлен приток практически без воды.

●

●

a) b)а) б)

37


ВОДОИЗОЛЯЦИЯ ПРИТОКА


three-dimensional gel structure that effectively seals off the targeted interval. The well is then shut in to allow the base fluid to fully crosslink. The system can be easily washed out of the wellbore, as compared to cement, which must be drilled out. Selective perforation of the zones re-establishes the desired hydrocarbon production from the targeted interval while leaving the water-producing zones plugged as shown on Fig. 1.

An ideal candidate well for the CPS treatment is one in which the water layer is segregated from the hydro-carbon layer by a non-permeable barrier to prevent com-munication between the layers. The overall design of CPS treatments is similar in many ways to a cement squeeze treatment. Enough fluid is placed to cover all open perfo-rations plus roughly 10 percent more to allow for leakoff during the squeeze to provide approximately 3 inches of radial penetration. Once the fluid is placed across the open perforations, a hesitation squeeze operation is performed to enable the sealant base-fluid to penetrate the matrix of the rock.

This system has been successfully tested to withstand a differential pressure of at least 2,500 psi. The CPS system temperature range is 70 to 350 Fahrenheit (21 to 177 Celsius). To date, over 150 jobs have been run with the CPS system to cover a wide variety of conformance problems for both water and gas shutoff in sandstone, carbonate, and shale formations. A few case histories are described below.

Well 1. An oil well was completed at three different zones (sandstone) and was producing 3,000 BFPD with 63 percent watercut. After running a production logging tool (PLT), there was evidence that the middle sands were

Закачивается достаточное количество раствора для запол-нения всех открытых каналов перфорации и дополнитель-но порядка 10% объема на утечку во время закачки, чтобы обеспечить проникновения в пласт в радиальном направ-лении на глубину примерно 3 дюйма. После заполнения раствором открытых каналов перфорации производится его продавливание с задержкой во времени, чтобы обеспе-чить проникновение базовой жидкости с закупоривающим материалом в материнскую породу.

Данная система была успешно испытана на выдержи-вание дифференциального давления не менее 2 500 фунт./кв. дюйм. Система CPS работает при температурах от 70 до 350 ºF (от 21 до 177 ºC). На сегодня работы по этой техно-логии проведены на 150 скважинах и достигнуто решение широкого ряда проблем, связанных с изоляцией воды и газа в песчаниках, карбонатах и глинах. Ниже приводится несколько примеров применения данной технологии на практике.

Скважина 1. В нефтяной скважине было перфорирова-но три интервала (песчаник) и получен дебит 3 000 барр./сут с содержанием воды 63%. После спуска прибора эксплуа-тационного каротажа ((PLT) было обнаружено, что средний интервал дает преимущественно воду. Оборудование сква-жины не обеспечивало вариантов эффективной изоляции пластов, поэтому было принято решение о применении технологии CPS для полной изоляции всех интервалов пер-форации с повторной перфорацией верхнего и нижнего пластов. Раствор CPS закачали в скважину; давление закачки (максимум 1 500 фунт./кв. дюйм) удерживалось в течение 30 мин. Позже была выполнена перфорация в верхнем и ниж-нем пластах и получен начальный дебит 4 500 барр./сут с

Адрес: Россия, 400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16

Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40

Факс: (8442) 35-85-11, 53-02-01

E-mail: [email protected]

Сайт: www.vzbt.ru

«Волгоградский

завод буровой

техники»

(«ВЗБТ»)

Новое поколение Новое поколение

буровых станков буровых станков

серии «STALINGRAD»серии «STALINGRAD»

38

#2 February 2011

WATER CONTROL

Oil&GasEURASIA

producing predominantly water. The wellbore completion did not provide straightforward options for zonal isolation so the well was selected for a CPS treatment to shut off all perforations followed by reperforation of the upper and lower zones. The CPS treatment was bullheaded into the wellbore; squeeze pressure was applied (maximum of 1,500 psi) for 30 minutes. Subsequently, the upper and lower zones were reperforated yielding an initial production of 4,500 BFPD at a 40 percent watercut. A PLT showed no flow from the middle zone.

Well 2. In an offshore well, pressure and well fluid from the reservoir were in communication through a pipe-in-pipe annulus. Consideration was given to using a cement slurry to provide a seal. However, this option was discarded because of the potential of forming a micro annulus due to cyclical temperature loading on the tubing. A decision was made to use the CPS system to provide a permanent barrier between the tubing/packer and the annulus. Following the treatment, the annulus was vented to 0 psi. Then the tubing was pressured to 200 psi and held for 10 minutes. No com-munication was seen. Following the treatment, no increase in annulus pressure was observed. Before the treatment, there was a continuous rise in pressure, even when the well was shut in.

Well 3. A dual completion well began to produce excessive water. After 11 years’ production, the water cut in the lower zone had increased to 96 percent. A PLT survey showed the two middle perforated sections in the zone produced most of the water and that water cross flow between these two sections occurred when the well was closed in. Isolating the watered-out section in the top of the lower zone with mechanical means was not possible because of the dual completion installed in the well. Also, a workover to install a cemented completion inside the existing perforated liner was not possible because of the existing 4-1/2-inch-liner. The problem interval in the well was 610 feet (186 metes) long with a bottomhole tempera-ture of 298 Fahrenheit (148 Celsius). The CPS system was implemented to achieve shallow penetration in the per-foration tunnels. The set-up CPS treatment was then easily jetted out of the wellbore with coiled tubing. Following the treatment, a PLT survey indicated clearly that the squeezed zone was not contributing to the water production. The zone was reperforated and production resumed, virtually water free.

ConclusionsThe CPS system combines an organically crosslinked

porosity-fill sealant with non-cement particulates to pro-vide leakoff control resulting in a shallow and controlled penetration of the sealant.

An ideal candidate well for the CPS treatment is one in which the water layer is segregated from the hydrocar-bon layer to prevent communication between the layers. This segregation can either be due to a nonpermeable barrier separating the layers or merely by long separations between intervals.

During the cleanup stage of the CPS treatment in the wellbore, this system can be easily washed out, as compared to cement, which must be drilled out. Selective perforation of the oil zones re-establishes the desired hydrocarbon pro-duction from the targeted interval.

To date, more than 150 jobs have been performed with this system for water and gas shutoff applications.

●

●

●

●

содержанием воды 40%. Эксплуатационный каротаж пока-зал отсутствие притока из среднего пласта.

Скважина 2. В морской скважине был обнаружен переток давления и пластовой жидкости в затрубном про-странстве. Рассматривался вопрос применения закачки цемента для изоляции. Однако такой вариант был откло-нен из-за вероятности возникновения микро-кольцевой зоны благодаря цикличности температурной нагрузки на НКТ. Было принято решение применить технологию CPS для создания прочного барьера между НКТ/пакером и затрубом. После закачки давление в затрубе был стравлено до 0 фунт./кв. дюйм. Затем давление в НКТ подняли до 200 фунт./кв. дюйм и удерживали в течение 10 мин. Перетока не наблюдалось. После обработки скважины повыше-ние затрубного давления не наблюдалось. До обработки наблюдалось постоянное повышение давления даже при закрытой скважине.

Скважина 3. В скважине с перфорацией в двух пластах наблюдалось избыточное содержание воды. Через 11 лет эксплуатации содержание воды в потоке из нижнего пласта повысилось до 96%. Эксплуатационный каротаж показал, что два участка перфорации в средней зоне давали основной приток воды, а также что переток между этими двумя зонами происходил при закрытой скважине. Изоляция интервала с притоком воды в вер-хней части нижнего пласта механическими средствами была невозможна, так как скважина была оборудована для получения притока из двух пластов. Кроме того, капитальный ремонт скважины для установки цементи-рованного оборудования внутри существующего пер-форированного хвостовика был невозможен, так как был установлен хвостовик 4-1/2 дюйма. Проблемный интервал скважины имел длину 610 футов (186 м) при температуре на забое 298 ºF (148 ºC). С помощью систе-мы CPS каналы перфорации были заполнены на неболь-шую глубину. Затем в скважину с помощью гибкого НКТ был закачан раствор CPS. После такой обработки эксплуатационный каротаж ясно показал, что из зоны закачки изолирующего материала вода не поступает. Пласт снова перфорировали, и добыча возобновилась практически без притока воды.

ВыводыТехнология CPS сочетает в себе раствор, загущенный

органически сшитым полимером, для снижения порис-тости и нецементные твердые частицы для обеспечения контроля герметичности, достигаемого с помощью конт-ролируемого проникновения закупоривающего материала на небольшую глубину в материнскую породу пласта.

Идеальным примером скважины для применения тех-нологии CPS является скважина, в которой водонасыщен-ный пласт изолируется от нефтенасыщенного, исключая связь между пластами. Такая изоляция может обеспечи-ваться либо непроницаемым экраном, разделяющим плас-ты, или просто разделением интервалов.

На стадии промывки скважины при применении сис-темы CPS эту систему легко можно удалить по сравнению с цементной изоляцией, которую необходимо разбуривать. Избирательное перфорирование нефтенасыщенных плас-тов восстанавливает необходимую добычу углеводородов из заданного интервала.

К настоящему времени технология CPS использова-лась более 150 раз для изоляции интервалов с притоком воды и газа.

●

●

●

●

РЕАЛИЗАЦИЯ ГАЗА

В период мирового экономического кризиса низкие спотовые цены играли не на руку российскому газо-вому гиганту, чьи цены по долгосрочным контрактам

оказывались слишком высокими для потребителей. Однако в IV квартале 2010 года европейские биржи преподнесли «Газпрому», пожалуй, и рождественский, и новогодний подарок сразу. Цены спот в конце ноября – начале декабря взлетели и впервые с кризисных времен превзошли не то что среднегодовую цену по долгосрочным контрактам монополии в $308, а и цену для уходящих месяцев года в $327 за тысячу «кубов». Подросла спотовая составляющая в адаптированных контрактах для E.On, GDFSuez и ENI. Явно улучшил свои показатели торгующий на NBP, TTF и Zee международный трейдер «Газпрома» – GM&T. Да и сами долгосрочные контракты еще раз продемонстрировали свою бизнес-устойчивость даже в изменяющейся среде – на реформируемом энергорынке ЕС. И хотя к началу 2011 года зимняя сказка все больше стала напоминать буднич-ную прозу – цены на торговых площадках снова поползли вниз – послевкусие, как от глотка хорошего шампанского в праздничную ночь, конечно, осталось.

Разрушительная синусоида:

экспортная выручка снижается

Мировой финансово-экономический кризис, разра-зившийся во втором квартале 2008 года, привел к значи-тельному сокращению производства в Европе. Как резуль-тат, потребление природного газа в регионе снизилось в следующем году на 7%. Сказалось также наращивание поставок в Европу СПГ (на 15% по сравнению с 2008 годом), изначально предназначавшегося для США и переориенти-рованного на европейский рынок из-за увеличения добы-чи сланцевого газа в Соединенных Штатах. В итоге экспорт «Газпрома» в страны дальнего зарубежья в 2009 году сокра-тился на 12% по сравнению с предыдущим годом.

В этот период цены на спотовых рынках Европы часто были существенно ниже цен по долгосрочным контрактам «Газпрома». Согласно статистическим данным BP, средняя

Low spot prices during the global economic crisis did not help the Russian gas giant, whose long-term con-tract prices were too high for consumers. However, in

the fourth quarter of 2010, European exchanges provided Gazprom with what was Christmas and New Year’s pres-ent in one. In late November – early December spot prices soared, for the first time since the crisis topping both the average annual price of the monopoly’s long-term con-tracts ($308 per 1,000 cubic meter) and the end-year spot price of $327 per 1,000 cubic meter. Spot price component in the customized contracts for E.On, GDFSuez and ENI has also increased. GM&T, Gazprom’s international trader at the NBP, TTF and Zee, has visibly improved its trading flow. In fact, the long-term contracts have once again dem-onstrated its business stability, too – even in such chang-ing environment as the reforming EU energy market. And though by early 2011 this winter fairytale was beginning to look increasingly dull – the prices on the trading floors started falling again – the aftertaste remained there, just like after a sip of good champagne on the New Year’s Eve.

Destructive Fluctuations:

Export Earnings Plummet

Global financial and economic crisis, the one that broke out in the second quarter of 2008, resulted in signifi-cant layoffs Europe-wide. As a result, 2009 natural gas con-sumption in the region fell by 7 percent. European market also felt the impact of growing LNG supplies (15 percent up on 2008 volumes); initially LNG was earmarked for the U.S., but had to go elsewhere due to high levels of U.S. shale gas production. As a result, Gazprom exports to non-CIS coun-tries in 2009 fell 12 percent compared to the year earlier.

During that period, prices on the European spot mar-kets were usually significantly below the Gazprom’s long-term contract prices. According to BP statistics, the average 2009 price at U.K.-based NBP exchange was approximately $174.6 per 1,000 cubic meter (a 55-percent drop on 2008). At the same time, the average selling price of Gazprom gas

Maria Akulich Мария Акулич

Gazprom Gains Ground on the Spot MarketThe giant also intends to retain its long-term contracts

«Газпром» делает успехи на спотовом рынкеПри этом в газовой монополии не планируют отказываться от долгосрочных контрактов


40

#2 February 2011

GAS TRADE

Oil&GasEURASIA

for non-CIS long-term contracts in 2009 was pinned at some $302, informs Gazprom export. “The particular fea-ture of our last year’s exports has been the pressure exerted by tumbling spot prices. At the time, the gap between spot and contract prices was over $100,” summed up Alexander Medvedev, deputy chairman of Gazprom and general direc-tor of Gazprom Export, at the conference “Export and Reliability of Gas Supplies to Europe” in June 2010. Sergei Komlev, head of the department of contract monitoring and price forming at Gazprom Export, calls the movement of European spot prices “destructive fluctuations”, boom-and-bust type. According to the expert, in some point in 2009, the price gap was over $150.

Still, other major suppliers of natural gas to Europe also tried to take advantage, both on the crisis and fluc-tuating exchange prices. For example, in 2009 Norwegian contracts included up 40 percent of spot price supplies, which resulted in growing share of Norway exports to the EU (from 18 percent in 2008 to 20 percent in 2009); the strategy also enabled the country to launch LNG produc-tion, gaining 3 percent of the market in 2009 (from zero a year earlier). Qatar has also boosted LNG export to the EU, from 15 percent in 2008 to 25 percent in 2009 (Eurogas data). It was precisely the “flooding” of the European mar-ket with Qatar LNG that resulted in such a plunge on the spot market, holds Alexander Nazarov, senior analyst at Metropol company.

As for Gazprom, its 2009 revenue from gas sales to non-CIS countries fell 12.5 percent on the year, while the

цена на британской бирже NBP в 2009 году составляла примерно $174,6 за 1 000 м3 (минус 55% по сравнению с 2008 годом). В то же время, средняя цена реализации газа «Газпромом» для дальнего зарубежья по долгосрочным контрактам в 2009 году составляла порядка $302, уточня-ют в «Газпром экспорте». «Особенностью минувшего года для нашего экспорта было давление значительно упавших спотовых цен. Тогда разрыв между ними и контрактными ценами иногда превышал $100», – резюмировал замес-титель председателя правления «Газпрома», генеральный директор «Газпром экспорта» Александр Медведев на кон-ференции «Экспорт и повышение надежности поставок газа в Европу» в июне 2010 года. Сергей Комлев, начальник Управления структурирования контрактов и ценообразо-вания «Газпром экспорта», называет колебания спотовых цен в Европе «разрушительной синусоидой» – boom and bust («то взлет, то падение»). По его словам, в 2009 году были периоды, когда разрыв в ценах превышал и $150.

Тем не менее, другие основные поставщики природ-ного газа в Европу пытались успешно сыграть как на волне кризиса, так и на поле нестабильных биржевых котировок. К примеру, Норвегия, в контрактах которой в 2009 году было до 40% спота, увеличила долю в поставках в ЕС с 18% в 2008 году до 20% в 2009 году, кроме того, ее доля в поставках СПГ составила 3% против нуля годом ранее. Катар также нарастил поставки СПГ в ЕС – с 15% в 2008 году до 25% в 2009 году (согласно данным Eurogas). По мнению старшего аналитика ИФК «Метрополь» Александра Назарова, именно «наводнение» европейских рынков сжиженным газом из

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

CE

RA

20

10

41




Катара привело к обвальному сниже-нию спотовых цен.

Что касается «Газпрома», то его выручка от реализации газа в дальнее зарубежье в 2009 году уменьшилась на 12,5% по сравнению с 2008 годом, а доля в суммарном импорте природного газа в Западную Европу составила 26,3% (28,4% в 2008 году). Как считает Назаров: «Монополия пошла на адаптацию кон-трактов с некоторыми ключевыми пар-тнерами, дав им возможность покупать небольшие объемы газа по спотовым ценам. Это стоило „Газпрому“ порядка 7% экспортной выручки. Но не прояви газовый гигант гибкость, потери были бы более ощутимыми, равно как и сни-жение объемов поставок».

Мечты сбываютсяСогласно данным МЭА, за январь

– сентябрь 2010 года потребление при-родного газа европейскими странами-

членами ОЭСР увеличилось на 6,1% по сравнению с ана-логичным периодом 2009 года, а импорт возрос на 8,1%. Вслед за улучшением конъюнктуры европейского рынка «Газпром» начал отыгрывать свои позиции. За январь – сен-тябрь 2010 года на рынки Европы монополия поставила 99,09 млрд м3 газа (за аналогичный период 2009 года – 97,43 млрд м3). Выручка выросла на 10,87% – до 1 988 млрд рублей. Оптимистичный настрой компания демонстриро-вала уже летом. И очередной ценовой крен на биржах (на сей раз вверх) тому благоволил. «В мае этого года, хотя уже входили в лето, спотовые цены в Европе очень существенно выросли. Не на $3-4, а на $30-40. И в Америку СПГ обратно поплыл – более миллиона тонн дополнительного СПГ по сравнению с 2009 годом», – говорил Александр Медведев, прогнозируя в 2010 году экспорт на уровне 145 млрд м3 и выручку в $45 млрд. «Если мы что-то прогнозируем в июне, эти прогнозы, почти как мечты, сбываются», – заверил глава «Газпром экспорта».

Мечтать не вредно – но только при хорошем заделе на будущее. «До 2030 года, если считать с 2010 года, у нас уже продано по долгосрочным контрактам суммарно 4,3 трлн м3 газа; этот газ еще не добыт, не транспортирован, но уже продан», – заявил председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер в ноябре в Уфе. На этом фоне даже дека-брьский отказ хорватской INA от закупок газа у монополии с 2011 года в пользу итальянской ENI если и выглядит как ложка дегтя, то чайная. Напомним, что «Газпром экспорт» поставлял в Хорватию до 1,2 млрд м3 газа в год.

С Новым годом и Рождеством!23 ноября 2010 года стоимость 1 000 м3 газа на NBP

составила $308,16 – впервые с начала кризиса спотовые цены сравнялись со среднегодовой ценой по долгосрочным контрактам «Газпрома», равной порядка $307-308 за 1 000 м3 газа.

В целом, цены на европейских биржах росли весь IV квартал, а амплитуда колебания ценовой синусоиды соста-вила $164,52. Только на этот раз для «Газпрома» она оказа-лась не «разрушительной», а вполне благотворной – цены газа по долгосрочным контактам оказались выгоднее для потребителей. Рождественские снежные заносы и похо-

share in total imports of natural gas by Western Europe edged down to 26.3 percent (compared to 28.4 percent in 2008). “The monopoly even agreed on tailoring the con-tracts with some key partners, providing the opportunity to buy small quantities of gas at spot prices. This erased about 7 percent of Gazprom export earnings. But if the gas giant were inflexible, the losses would have been more signifi-cant, as well as the fall of supply volume,” Nazarov says.

The Silver LiningAccording to the IEA, from January through September

2010 natural gas consumption by OECD countries grew 6.1 percent compared to same period of 2009, natural gas imports – by 8.1 percent. Following the rebound of the European market, Gazprom began to regain its position. For the nine months of 2010 the monopoly supplied European markets with 99.09 billion cubic meters of gas (compared to 97.43 billion cubic meters for the same period a year before). Gazprom’s revenue grew 10.87 percent to 1,988 billion rubles, contributing to optimistic stance the compa-ny demonstrated already in summer. What’s more, another price fluctuation on the stock exchange (already upwards) added to their optimism. “In May this year, although we already faced summer, spot prices in Europe hiked up significantly. It was not just a small increase – by $3-4, the prices had grown by $30-40. So, LNG had to travel back to the States – over a million tons of extra LNG, compared to 2009,” said Alexander Medvedev, predicting 2010 exports at 145 billion cubic meters and revenue at $45 billion. “If we forecast something in June, these forecasts come true, almost like a dream,” assured the head of Gazprom Export.

Dreaming is OK – that is, if you have a good founda-tion for the future. “Till 2030, if you count from 2010, we have already sold long-term contracts for a total of 4.3 tril-lion cubic meters of gas; this gas hasn’t been produced or shipped, but has been already sold out,” said Gazprom head Alexei Miller in Ufa in November. Given the situation, even the December ditching of the monopoly by the Croatia-based INA in favor of Italy’s ENI, though it might look like a fly in the ointment, is in reality a tiny-winy insect since

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

RW

E 2

01

0

42

#2 February 2011

GAS TRADE

Oil&GasEURASIA

Gazprom Export supplied to Croatia only up to 1.2 billion cubic meters of natural gas per year.

We Wish You а Merry Christmas and a Happy

New Year!

On November 23, 2010 the price of natural gas at the NBP reached $308.16 per 1,000 cubic meters – for the first time since the crisis, spot prices leveled out with Gazprom’s average annual prices for long-term contracts, which the company sustained at about $307-308 per 1,000 cubic meters.

In general, prices at European exchanges have been rising throughout the fourth quarter, with price amplitudes reaching $164.52. Only this time for Gazprom this price gap was beneficial rather than destructive – the price of gas via long-term contacts proved to be of better value to consum-ers. Christmas snow drifts and cold weather resulted in growing consumption of natural gas – generally, if winter temperature drops by 1 degree Celsius, Europe’s natural gas consumption will grow on average by 30 billion cubic meters.

“We believe that the final price lining will not happen before 2012. Also, we should remember that our goal is to sustain the level of revenue rather than to achieve the best price or the best sales volume at any cost. In 2009, the reve-nue topped $40 billion. If we were to guarantee this revenue by selling half of our gas by spot prices, which existed at the time, we would have to increase the sales by nearly 25 bil-lion cubic meters. Given the crisis, there was no demand for such volumes,” says an OGE source at Gazprom Export.

The 400 Billion RaffleConsidering the unprecedented situation on the

European gas market during the global crisis, Gazprom has shown flexibility by tailoring contracts with some of

лодания привели к росту потребления голубого топлива – снижение температуры на 1 ºС в зимний период приво-дит к увеличению потребления Европой природного газа в среднем на 30 млрд м3.

«В компании считают, что окончательное выравнива-ние цен произойдет не позднее 2012 года. Кроме того, надо помнить, что цель компании – не достижение любыми средствами самой выгодной цены или объемов продажи, а поддержание уровня выручки. В 2009 году она превысила $40 млрд. Если бы нам пришлось обеспечить ее, продавая половину своего объема по тогдашним спотовым ценам, то нужно было бы увеличить продажу примерно на 25 млрд. В условиях кризиса спроса на такие объемы просто не существовало», – утверждает собеседник НГЕ в «Газпром экспорте».

Разыграть 400 млрдС учетом беспрецедентной ситуации, сложившейся на

европейском газовом рынке в период мирового экономи-ческого кризиса, «Газпром» проявил гибкость, адаптировав контракты с некоторыми партнерами. Было осуществлено перераспределение объемов выборки с кризисного пери-ода на три последующих года (2010–2012 годы) в общем объеме 15 млрд м3. Разработан стимулирующий пакет, повышающий заинтересованность покупателей «Газпрома» в отборе газа сверх минимальных объемов. В том числе сверх объемов, которые были скорректированы на три года. Компании GDFSuez, E.On, ENI, Botas добились включения спотовой составляющей в ценовую формулу по существую-щим контрактам (10-15%). При этом предусмотрен компен-сационный механизм, обеспечивающий, в случае неотбора минимальных контрактных количеств по «нефтяным» конт-рактам, пересчет в отношении соответствующей части объ-емов из спотовых цен в цены с нефтяной привязкой. Кроме того, если цены на спотовых рынках превосходят цены по долгосрочным контрактам, этот объем реализовывается по

Gazprom Deputy Chairman Alexander Medvedev considers formulas in long-term con-tracts transparent and fair.

Зампред правления «Газпрома» Александр Медведев считает, что формулы долгосрочных контрактов прозрачны и объективны.

●

●

PH

OT

O:

RIA

NO

VO

ST

I /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

43




спотовой цене (что и произошло в IV квартале 2010 года). И этот принцип пока неприкасаем.

Между тем в «Газпром экспорте» поясняют, что «Газпром» планирует возвратиться к условиям докризис-ного периода после полного восстановления спроса на газ в Европе. Согласно консенсус-прогнозу, составленному на основании ожиданий ведущих международных аналити-ческих центров, данными которого апеллирует «Газпром», в 2020 году странам ЕС будет необходимо импортировать 380 млрд м3, а в 2030 году этот показатель превысит 400 млрд м3. Вопрос в том, кто и как будет поставлять этот газ.

Эксперты отрасли высказывают мнение и о необхо-димости дальнейшей адаптации долгосрочных контрактов «Газпрома» – например, о варианте привязки цены к более широкому спектру параметров или о сокращении временного лага, который существует между пересчетом цен в контрактах. Однако для первого должны возникнуть конкретные экономи-ческие предпосылки и желание контрактных сторон. Ведь на каждом рынке в ссылочную корзину входят те товары, кото-рые именно для этого рынка являются реальными топливны-ми альтернативами газу. В одном случае это нефть, в другом – топочный мазут, а в третьем – уголь. Выходит, что изменять формулу просто ради расширения спектра параметров эко-номически бессмысленно. Что касается временного лага, то главное его преимущество в ценообразовании – это предска-зуемость цены на несколько месяцев вперед и сглаживание шоков. «Долгосрочный контракт не является исключитель-но жестким правилом, прописанным в незыблемом виде на много лет вперед. Он должен соответствовать объективному развитию рынка, поэтому, когда происходят существенные, объективные сдвиги, в наших интересах – обсудить с партне-рами, каким образом мы можем взаимовыгодно учесть в кон-трактах эти процессы. Но пока мы видели временный кризис, за которым последовало восстановление. Рынок возвращается в сбалансированное состояние. Поэтому о какой дальнейшей адаптации может идти речь? К чему должен адаптироваться контракт, если рынок возвращается в докризисные парамет-ры? Для нас незыблемым остается принцип „бери или плати“ и система ценообразования с нефтепродуктовой привязкой. Стратегический отказ от системы долгосрочных контрактов не предполагается никоим образом», – разъясняет собеседник в «Газпром экспорте». Так что газовый гигант держит руку на пульсе и верит в свою звезду. А может быть, и профессиональ-но блефует. И тут небольшая доля на европейских спотовых рынках – его лишний козырь в рукаве.

its partners. The company readjusted its “leftovers” from the crisis period, a total of 15 billion cubic meters, spread-ing them over three consecutive years (2010–2012). Gazprom has also devel-oped a package of incentives increas-ing the buyers’ interest in buying Gazprom gas over the minimum vol-umes. The package also applies to the “crisis leftovers”, spread by Gazprom over three years. GDFSuez, E.On, ENI, Botas wrested out the inclusion of spot component in the pricing formula for existing contracts (10-15 percent). At the same time, contracts include a compensation mechanism to ensure recalculation of the respective volumes from spot prices to oil-linked prices, in case the end-user consumes below the minimum specified in “oil contracts.” Also, if spot prices exceed the price of long-term contracts, the gas is sold at spot prices (as happened in the fourth quarter of 2010). And this principle is still untouchable.

Meanwhile, Gazprom Export explains that after full recovery of gas demand in Europe Russian gas monopoly intends to return to the pre-crisis conditions. In its reason-ing Gazprom uses the consensus forecast that was prepared based on expectations of leading international think-tanks. According to this forecast, in 2020 the EU will need to import 380 billion cubic meters, and this figure is set to grow over 400 billion cubic meters in 2030. The question is, who will supply the gas and how will they do it.

Industry experts also opinionate about the need for further tailoring of Gazprom’s long-term contracts – for example, about linking the price to a wider range of options, or about reducing the time gap between the price conversion in the contracts. However, the first scenario requires specific economic conditions and goodwill of the parties, since every economy has its own “market basket” which includes natural gas alternatives particular for that specific market. In one case it may be crude oil, in another – fuel oil or even coal. It turns out that changing the for-mula just for the sake of expanding options is economical-ly meaningless. As for the time gap, its main advantage is prices predicted for several months ahead, which enables leveling out the market. “A long-term contract is not like an engraved rigid rule, spelled out to the dot for times to come. It must match the objective development of the market, so when there are significant, objective market shifts it is in our best interest to discuss with partners how we can use these processes in our contracts to our mutual benefit. But so far we have seen a temporary crisis followed by recovery. The market returns to a balanced state. So, what kind of further tailoring are you talking about? How do you tailor a contract if the market gets back to the pre-crisis state? We stick with the ‘take or pay’ principle and with the pricing system linked to oil prod-ucts prices. The strategic rejection of long-term contracts system is not on our cards in any way,” explains the source in Gazprom Export. It appears that the gas giant keeps its finger on the pulse while hitching its wagon to the stars. Or perhaps this is just a professional bluffing, who knows. In which case a small share of the European spot markets is the extra joker up the sleeve.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

CE

RA

20

10

4444 Oil&GasEURASIA

Modular ACHE Equipment Aids in Oil and Gas Industry Heat RemovalБлочно-модульные АВО решают проблему отвода теплоты в нефтегазовой отрасли

Fresh water has always been the main cooling agent for the removal of excess heat in industrial processes and in cooling equipment. However, the reckless use of large quantities of water has aggravated environmental situation in many Russian

regions. Here, switching the cooling agent from water to air would be a fundamental solution to the challenge. High demand for air-cooled heat exchangers is conditioned on the rapid reconstruction of the upstream, gas processing and oil refining industries.

During preparation and primary processing, upstream products undergo a series of technological operations. Its temperature can repeatedly cross the zero centigrade point, travelling either upwards or downwards. For example, the rectification and hydrate preven-tion process requires temperature to go up, at the same time, condensation of liquid drop-lets, which is required for the separation process, dictates that temperature to go down.

Air cooled heat exchangers (ACHE) offer one of the best options for lowering temper-atures. Their design is not fundamentally different from the classical architecture of the heat exchanger: cooled liquid passes through the pipes, the pipes are placed in a work-ing medium – as the name implies, this is air. The cooled object can be either upstream products or materials involved in the technology (different agents, absorbers, etc., repeatedly passing through the system). There are minor optional features: the pipes can be either straight or spiral. Air flow can also be directed horizontally or vertically depend-ing on the features of the system.

The cooled medium flows inside bimetallic finned tubes, while the working medium is air pushed by fans. Accordingly, when choosing an ACHE product, attention must be paid to both the system that will be served and to the climate where operations are being run. Given the variety of existing air-cooled systems, the field of application for air-cooling devices is quite extensive – some models are designed to withstand pressure of 6.3 MPa. In recent years, the main trend of ACHE market to move away from some classic designs which have a number of drawbacks in favor of modular structures with improved performance.

One of the founders of this trend is the Gribanovsky Machinostroitelny Zavod fac-tory (GMZ) – highly experienced technical personnel and close cooperation with VNIIneftemash, the leading R&D center for ACHE design, have allowed this relatively young company to take the leading position among manufacturers of new equipment.

Eliminating shortcomings present in existing equipment, general-purpose ACHE devices, has become the key factor in developing of the new product. These shortcom-ings include:

Low thermal efficiency;Excessive levels of consumed by electric motor power;Equipment requires significant space;Equipment is supplied unassembled, which adds installation time and expenses.

The successful operation of modular products in chemical, metal industry, upstream and downstream confirms that ACHE modular products are optimal blend of standard components and original design solutions.

●

●

●

●

Для отвода избыточной теплоты в технологических процессах, а также от охлажда-емого оборудования в подавляющем большинстве случаев на протяжении всего периода развития промышленности в качестве охлаждающего агента применялась

пресная вода. Использование большого количества воды заметно обострило экологичес-кую обстановку в различных регионах страны. Кардинальным решением народнохозяйс-твенной проблемы является замена воды, как рабочего охлаждающего агента, более доступным агентом – воздухом. Большая потребность в теплообменном оборудовании с воздушным охлаждением обусловлена стремительной реконструкцией газовой, газопе-рерабатывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

В процессе подготовки и переработки, скважинная продукция проходит через серию технологических операций. Ее температура может неоднократно пересекать нулевую отметку по шкале Цельсия, как в положительную, так и в отрицательную стороны. Так, например, процесс ректификации и предотвращения гидратообразования требует повы-шения температуры. В то же время, необходимая для сепарации конденсация капель жидкости диктует понижение температуры.

Одним из оптимальных средств понижения температуры являются аппараты воз-душного охлаждения (АВО). Их устройство принципиально не отличается от классичес-кой архитектуры теплообменного аппарата: охлаждаемая жидкость проходит по трубам, а трубы размещены в потоке рабочего тела – как следует из названия, им является воз-дух. Объектом охлаждения может являться как скважинная продукция, так и участвую-щие в технологии вещества (различные реагенты, адсорберы и т.п., проходящие через систему неоднократно). Конструктивные особенности незначительны, но присутствуют: трубы могут быть как прямыми, так и спиральными. Направление потока воздуха также допускает вариации, горизонтально либо вертикально, в зависимости от особенностей данной системы.

Охлаждаемая среда движется внутри биметаллических оребренных труб, рабочее тело нагнетается вентилятором. Соответственно, при выборе АВО следует обращать внимание как на систему, которую ему предстоит обслуживать, так и на климатичес-кие условия эксплуатации. Учитывая разнообразие существующих систем воздушного охлаждения, сфера применения аппаратов воздушного охлаждения довольно обширна – давление среды, на которую рассчитаны некоторые модели, достигает 16 МПа.

В течение последних лет основной тенденцией рынка АВО является переход от класси-ческих конструкций, имеющих ряд недостатков, к конструкциям блочно-модульного типа, с улучшенными эксплуатационными характеристиками.

Одним из основоположников инноваций стал Грибановский машиностроительный завод, высокий уровень технических специалистов которого, а также тесное сотрудничество с ОАО «ВНИИнефтемаш» – ведущим институтом в области АВО, позволило этому относительно молодому предприятию занять ведущее место в ряду изготовителей новой техники.

Первоочередными моментами при разработке аппаратов нового типа, являлось устране-ние недостатков существующего оборудования – АВО общетехнического назначения:

низкой тепловой эффективности;повышенных показателей по потребляемой мощности электродвигателей;габаритности – аппараты территориально занимают большие площади,

поставляются в разобранном виде, следовательно увеличивается время и затраты на монтаж АВО.

Успешная эксплуатация аппаратов блочно-модульного типа на предприятиях хими-ческой, нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и металлургической про-мышленности позволяет утверждать, что АВО блочно-модульного типа оптимально

●

●

●

HEAT REMOVALHEAT REMOVAL

Sergei KanyshevDeputy Head of TsNO-Khimmash and GMZ companies

Канышев Сергей ВладимировичЗаместитель управляющего ГК ООО «ЦНО-Химмаш» и ООО «ГМЗ»

ADVERTORIAL SECTION

Fig. 1. ABO-BM produced by Gribanovsky Machinostroitelny Zavod factory.Рис. 1. АВО-БМ производства ООО «Грибановский

машиностроительный завод».

●

●

Modular ACHE products have a number of advantages compared to general heat exchangers:

Modular ACHE products are supplied after being completely assembled at the factory. This ensures easier subsequent operation and maintenance and enables more than tenfold reduction of the scope and cost of installation.

Compared to AVG and AVZ type general purpose air coolers, modular coolers cut electricity consumption by 35-40 percent.

Using modular coolers makes it easy to change mounting points during opera-tion, such as expanding capacity, at minimal cost.

The coolers are manufactured as single-pieces and with standard jacks. Plug-type coolers are designed for interfacing with either a single unit or a chain of linked devices.

There is no need for independent plates for electric motors.Modular equipment is more maintenance-friendly.

Reliability, ease of mounting and dismounting, optional provision of service plat-forms, carts for servicing electric motors, makes the modular ACHE products ideal for installation on downstream facilities. The heat exchanger module under electric motors and air fans houses collapses for easier lifting and lowering work during mounting and dismantling. Electric motors are lowered by a 1,000 kg hoist to the ground under the product and then moved outside the device by a cart.

The warranty covers a minimum of 18 months from the date of being placed in opera-tion, but no more than 24 months after shipment from the manufacturer. The equipment is designed to have a serviceable life of 20 years.

Together with the VNIIneftemash R&D center, designed and approved technical regu-lations for the following modular equipment:

TU 3612-135-00218880-2008 BM-type devices.TU 3612-136-00218880-2008 BMP-type devices.TU 3612-137-00218880-2008 AMBK-type devices. In Russia, as in other countries, an efficient power-plant industry is a key element in

national security and is a defining factor in the very status of an industrialized nation. The normal functioning of power engineering companies, the level of production out-put define the degree of development and potential of a country and guarantee its ener-gy security.

Emerging innovation centers such as Gribanovsky Machinostroitelny Zavod factory provide a positive indicator of recovery and growth of the industrial sector.

The Gribanovsky Machinostroitelny Zavod factory offers:– General purpose air coolers;– Modular air coolers;– Heat exchange equipment;– Capacity equipment;– Plate heat exchangers.

Selection, development, manufacture and installation of equip-ment per customer’s specifications.

●

●

●

●

●

●

сочетают применение стандарт-ных узлов с оригинальными конс-труктивными решениями.

АВО блочно-модульного типа имеют ряд преимуществ по срав-нению с АВО общетехнического назначения:

АВО блочно-модульного типа поставляются блоками полной заводской готовности в собранном виде на заводе-изготовителе. Это облегчает их монтаж, дальнейшую эксплуатацию и ремонт. Объем и стоимость монтажных работ при этом сокращается более чем в 10 раз.

По сравнению с аппаратами в о з д у ш н о г о о х л а ж д е н и я общетехнического назначения типа АВГ и АВЗ, блочно-модульные а п п а р а т ы о б е с п е ч и в а ю т уменьшение потребляемой электроэнергии на 35-40%.

Применение блочно-модульных аппаратов в технологической цепи позволяет в

процессе эксплуатации и наращивания мощностей легко менять их местоположение при минимальных затратах.

Аппараты изготавливаются одинарными и стыкуемыми. Стыкуемые аппараты предназначены для стыковки с одинарным или стыкуемым аппаратом при их установке в ряд.

Не требуется самостоятельных фундаментов для электродвигателей.Аппараты блочно-модульного типа более ремонтопригодны.

Надежность и простота при монтаже-демонтаже, возможность комплектации пло-щадками обслуживания и тележками для монтажа- демонтажа электродвигателей дела-ет аппараты воздушного охлаждения блочно-модульного типа наиболее предпочти-тельными при установке на объекты нефтегазоперерабатывающей отрасли. В тепло-обменном модуле под электродвигателями и вентиляторами предусмотрены блоки для облегчения подъема и спуска электродвигателей при монтажных и демонтажных рабо-тах. С помощью тали грузоподъемностью 1 000 кг электродвигатели опускаются на грунт под аппаратом, а затем тележкой перемещаются за пределы аппарата.

Гарантийный срок эксплуатации – не менее 18 месяцев со дня ввода аппарата в эксплуатацию, но не более 24 месяцев после отгрузки с предприятия-изготовителя. Расчетный срок службы аппаратов – 20 лет.

Совместно с ОАО «ВНИИнефтемаш» разработаны и утверждены технические условия на аппараты блочно-модульного типа:

ТУ 3612-135-00218880-2008 Аппараты типа БМ.ТУ 3612-136-00218880-2008 Аппараты типа БМР.ТУ 3612-137-00218880-2008 Аппараты типа АМБК.

В России, как и в других странах, наличие собственного эффективного энергомаши-ностроения является одним из основных элементов обеспечения национальной безо-пасности и статуса промышленно развитой державы. Нормальное функционирование предприятий энергетического машиностроения, уровень выпускаемого оборудования характеризуют степень развития и потенциал страны, обеспечивают ее энергетическую независимость. Появление таких центров инновационного развития, как Грибановский машиностроительный завод, – положительный индикатор оживления и роста промыш-ленного сектора экономики.

Компания ООО «Грибановский маши-ностроительный завод» предлагает:

– аппараты воздушного охлаждения общетехнического назначения;

– аппараты воздушного охлаждения блочно-модульного типа;

– теплообменное оборудование;– емкостное оборудование;– пластинчатые теплообменники.

Выполним подбор, разработку, изго-товление и монтаж оборудования по тех-ническому заданию заказчика.

●

●

●

●

●

●

●

●

●

Fig. 2. Air cooler composition, block-modular design (ACHE-BM).Рис. 2. Состав аппарата воздушного охлаждения в блочно-модульном исполнении (АВО-БМ).

●

●

Voronezh Region, the town of Gribanovsky, 11 Mashzavodskaya st.Tel. (47354) 6-5254, (47348) 3-2223Fax (47354) 6-2046, (47348) 3-2005

e-mail: [email protected]

Воронежская область, п.г.т. Грибановский, ул. Машзаводская, д.11

Тел. (47354) 6-52-54, (47348) 3-22-23Факс (47354) 6-20-46, (47348) 3-20-05

e-mail: [email protected]

Section block / Блок секции

Heat exchange section with finned tubesТеплообменная секция с оребренными трубами


ОТВОД ТЕПЛОТЫОТВОД ТЕПЛОТЫРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Supporting metalworkОпорная металлоконструкцияDiffuser / ДиффузорHeader / Коллектор

Axial ventilatorОсевой вентилятор

Fan driveПривод вентилятора

Supporting metalworkОпорная металлоконструкция

Jacket structureБлок металлоконструкции

4646 Oil&GasEURASIA

Method of Evaluating Normal Stresses Developed by the Expanding Cement StoneМетодика оценки нормальных напряжений развиваемых расширяющимся цементным камнем

As known, expansion of cement stone after the start of cement setting ensures effective sealing of contact points between cement ring, borehole wall and pipe. However, there is no simple method for determining the value of the contact pres-

sure of the expanding cement stone on the walls of the well. Samples of cement stone extruded from the cylinder bushing remain the most common way to assess the cohe-sion strength of cement stone and its bounding surfaces. This testing method evalu-ates shear stress on the surfaces of contact between cement stone and inner surface of the bushing.

However, the tightness of the contact between cement stone, pipe surface and bore-hole wall depends mainly on the value of normal pressure in the contacting surfac-es. Therefore, the extrusion force and determined by it shear stress not always charac-terize well casing integrity using cement sheath – borehole wall contact surfaces. For example, extrusion of settled cement stone (using cylin-drical bushing) also requires great effort, which depends on friction value between the cement stone and metal surface, although there is prac-tically no normal stresses between the cement stone and bushing surface.

Application of self-expanding plugging mate-rial between the cement sheath and the con-tacting surfaces (during cement stone expan-sion) produces normal stresses that contrib-ute to better sealing between the cement sheath and the surrounding surfaces. For self-expand-ing cement, bushing extrusion force is great-er because of the impact of normal stresses on the value of shear friction. Having defined, by standard methods, the friction ratio between the cement stone and the bushing, we can also determine the value of the normal stresses gen-erated by expanding cement stone.

Extrusion force P is defined by:P = ĸc • N + τад • Fк (1)

Where ĸc – friction ratio;N – standard pressure force;τад – cohesion stress on displacing cement stone with a contact surface;Fк– the area of contact between cement stone and the bushing.

Dividing the expression (1) on the area of the contact Fк gives us values of shear stress and normal stress appearing at the contact between cement stone and bushing surface. As a result, we get:

τ = ĸc • σ + τад (2)

Как известно, расширение цементного камня после начала схватывания цементного раствора способствует эффективному уплотнению контакта цементного кольца со стенкой скважины и колонной, однако нет достаточно простого метода определе-

ния величины контактного давления расширяющегося цементного камня на стенки сква-жины. Наиболее распространенным способом оценки прочности сцепления цементного камня с ограничивающими ее поверхностями остается выдавливание образцов цемент-ного камня из цилиндрической втулки. При этом способе испытаний могут определять-ся напряжения сдвига на поверхностях контакта цементного камня с внутренней повер-хностью втулки.

Однако герметичность зоны контакта цементного камня с поверхностью колонны и стенкой скважины в основном зависит от величины нормальных напряжений в контакти-

рующих поверхностях. Поэтому усилие выдав-ливания и определяемые по нему касательные напряжения не всегда характеризуют герметич-ность крепи скважины по контактным поверх-ностям «цементное кольцо – стенки скважины». Так, например, и при выдавливании цементно-го камня из цилиндрической втулки, который имеет усадку, также требуется достаточно боль-шое усилие, которое зависит от коэффициен-та трения между цементным камнем и металли-ческой поверхностью, хотя нормальные напря-жения между цементным камнем и стенкой втулки практически отсутствуют.

При применении расширяющихся тампо-нажных материалов между цементным коль-цом и контактирующими с ним поверхностями при расширении цементного камня возникают нормальные напряжения, которые способству-ют повышению герметичности зоны контакта цементного кольца с ограничивающими повер-хностями. Усилие выдавливания цементного камня из втулки для расширяющихся цементов оказывается больше из-за влияния нормаль-ных напряжений на величину трения при сдви-ге. Определив известными методами коэффи-циент трения цементного камня с поверхностью материала втулки, можно определить и вели-чину нормальных напряжений, создаваемых цементным камнем при его расширении.

Сила выдавливания Р определяется по фор-муле:P = ĸc • N + τад • Fк (1)где ĸc – коэффициент трения скольжения;

N – сила нормального давления;τад – напряжение сцепления при сдви-ге цементного камня с поверхностью кон-

CEMENTINGCEMENTING

H.V. Gazizov (Burintekh), Sh. H. Gazizov (Novator), Ufa

Х.В. Газизов (ООО НПП «БУРИНТЕХ»), Ш.Х. Газизов (ООО НПП «Новатор»), г. Уфа

ADVERTORIAL SECTION

Fig. 1. Schematics of a device for determining shear stress on displacing cement sheath with the inner cylindrical sur-face.

Рис. 1. Схема приспособления для определения напряжений при сдвиге цементного кольца с внутренней цилиндрической поверхностью.

●

●

1 – punch, 2 – inner ring, 3 – cement stone, 4 – outer ring, 5 – split ring, 6 – holder;1 – пуансон, 2 – внутреннее кольцо, 3 – цементный камень, 4 – внешнее кольцо, 5 – упорное кольцо, 6 – обойма.


ЦЕМЕНТИРОВАНИЕЦЕМЕНТИРОВАНИЕРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

where σ – normal stresses on the con-tact surface.

Given that absence of expansion means no normal stress on the point of contact between cement stone and bushing sur-face, i.e., N =0, formula (1) becomes:

P = τад • Fк (3)this determines the cohesive force

τад between cement stone and the bush-ing. As a result of the equation (2), know-ing the friction ratio of the cement stone and metal, we can determine the normal stresses at the point of contact between the cement sheath and the surrounding surface.

(4)

To determine the contact stresses applied by the expanding cement stone onto surrounding cylindrical surface, we use the method presented in work [1].

By this method, bonding force is deter-mined by the displacement of the cement sheath relative to surrounding concen-tric rings which simulate inter-tubular or annular space in the well. Cement mortar is grouted into the annular cavity formed by two cylindrical casings. Shear stress on the inner surface, simulating a column is determined by applying load to the cement stone as shown on Fig. 1.

Shear stress at displacement of cement sheath with outer surrounding surface (the borehole wall, or annular space – between the inner wall of the outer columns) is deter-mined by applying a load as shown on Fig. 2.

Tangential shear stress on displacing the outer surface is defined by equation 5

(5)

where P – extrusion force, kN;Fн – area of contact between the cement ring and the inner surface of the outer ring.

Cohesion on the inner surface is defined by equation 6

такта;Fк – площадь контакта цементного камня со втулкой.

Нормальные напряжения, возникающие на контакте цементного камня с внутренней стен-кой втулки и напряжения при сдвиге определяют-ся делением выражения (1) на площадь контакта Fк. В результате получаем:τ = ĸc • σ + τад (2)

где σ – нормальные напряжения на поверхнос-ти контакта.

Учитывая, что при отсутствии расширения также отсутствуют нормальные напряжения по контактным поверхностям цементного камня со стенками втулки, т. е. N =0, формула (1) прини-мает вид:P = τад • Fк (3)

из этого определяется сила сцепления τад цементного камня с поверхностью втулки. В результате из формулы (2), зная коэффициент трения цементного камня с металлом, можно определить нормальные напряжения, возникаю-щие на контакте цементного кольца с охватываю-щими ее поверхностями.

(4)

Для определения контактных напряжений, раз-виваемых расширяющимся цементным камнем с охватывающими ее цилиндрическими поверхнос-тями, воспользуемся методикой, представленной

в работе [1].По данной методике, сцепление определяется сдвигом цементного кольца отно-

сительно охватывающих ее концентрических колец, моделирующих межтрубное или затрубное пространство скважины. В форму, представляющую собой кольцевую полость, образованную двумя цилиндрическими оболочками, заливается цементный раствор. Напряжение при сдвиге по внутренней поверхности, имитирующей колонну, определяется приложением нагрузки на форму с цементным камнем по схеме, пред-ставленной на рис. 1.

Напряжения при сдвиге цементного кольца с наружной охватывающей оболочкой (стенкой скважины или, для межколонного пространства, – с внутренней стенкой вне-шней колонны) определяются приложением нагрузки по схеме, указанной на рис. 2.

Касательные напряжения при сдвиге по внешней поверхности определяются по формуле 5

(5)

где Р – усилие выдавлива-ния, кН;Fн – площадь контакта цементного кольца с внут-ренней поверхностью вне-шнего кольца.

Сцепление по внутренней поверхности определяется по формуле 6

(6)

где Р – усилие выдавлива-ния, кН;Fв – площадь контак-та цементного кольца с наружной поверхностью внутреннего кольца.

В таблице приведены пока-затели тампонажного раство-ра и величина расширения

No. / №п.п.

Liquid composition, %Состав смеси, % W/C ratio

В/Ц

Average diameter,

mmД ср., мм

°С

Expansion of cement-stone mix after 48 hours, %

Расширение цементного раствора-камня через 48 часов, %

PCT 1-50ПЦТ 1-50

RD “SIGB”РД «СИГБ»

0 100 - 0.5 225 22 0

1 99 1 0.5 238 22 0.147

2 98 2 0.5 242 22 0.226

3 97 3 0.5 247 22 1.27

4 96 4 0.5 250 22 1.95

5 95 5 0.5 255 22 3.80

6 94 6 0.5 260 22 6.60

7 92.5 7.5 0.5 267 22 9.51

8 90 10 0.5 274 22 12.79

Fig. 2. Schematics of a device for determining cohesion for the cement sheath with the outer surrounding surface.

Рис. 2. Схема приспособления для определения сцепления цементного кольца с наружной охватывающей поверхностью.

●

●

Impact of the SIGB Expansion Additive on the Parameters of Cement Slurry and Cement Stone Expansion Влияние расширяющейся добавки марки СИГБ на параметры тампонажного раствора и расширение

цементного камня

●

●

4848 Oil&GasEURASIA

CEMENTINGCEMENTINGADVERTORIAL SECTION

(6)

where P – extrusion force, kN;Fв – the area of contact between cement ring and the outer surface of the inner ring.

The table shows the performance of the cement slurry and cement stone expansion rate depending on the number of expansion additive SIGB.

For small quantities RD (1-2 percent), the expansion of cement stone is insignificant. Noticeable expansion begins with increasing expansion additive content in the dry mixture to over 2 percent.

The graph (Fig. 3) shows relations of the shear stress curves on the inner and outer covering cylindrical surfaces, calculated by equations 5 and 6.

Adding more expansion additive to the grouting mixture increas-es surface shear stress. The level of surface stress for cement stone with a surrounding surface is notable even at injection of only 1 percent of expansion additive.

Pressure of the cement stone during expansion onto the sur-rounding cylindrical surface is defined by equation 4.

I m p a c t o f S I G B e x p a n s i o n a d d i t i v e on the value of normal stress as shown on the graph (Fig. 4)

Increasing expanding additive levels in the grouting mixture results in growing surface stress of cement sheath and the sur-rounding surface. With over 10 percent of SIGB expansion addi-tive in the dry mixture value of normal stresses developed by the cement stone expansion reaches 4.6 MPa. Shown on Fig. 4 data indicate that the pressure of the cement stone with SIGB expan-sion additive onto the outer cylindrical surface is greater than onto the inner surface.

REFERENCES1. Gazizov H.V., Malikov E.L., “Method of Determining the Cement Sheath Cohesion with the Walls of the Well” // “New in Geology and Development of Oil Fields in Bashkortostan”. – Collection of articles, Ufa. Ed. Bashgeoproekt. Vol. 120. – 2008. – 294 p.; pp. 199-201.

цементного камня в зависимости от количества расширяю-щейся добавки СИГБ.

При малых количествах РД (1-2%) величина расширения цементного камня незначительна. Заметное расширение начи-нается при увеличении содержания расширяющейся добавки в сухой смеси более 2%.

На графике (рис. 3) представлены зависимости касательных напряжений по внутренней и внешней охватывающим цилиндри-ческим поверхностям, рассчитанные по формулам 5 и 6.

С увеличением содержания расширяющейся добавки в тампонажной смеси контактные напряжения при сдвиге воз-растают. Величина контактных напряжений цементного камня с охватывающими поверхностями становится ощутимой уже при введении 1% расширяющейся добавки.

Давление, оказываемое цементным камнем при расшире-нии на охватывающие цилиндрические поверхности, опреде-ляется по формуле 4.

Влияние содержания расширяющейся добавки СИГБ на величину нормальных напряжений приведено на графике (рис. 4)

С увеличением количества расширяющейся добавки в там-понажной смеси наблюдается увеличение контактных напря-жений цементного кольца с охватывающими ее поверхнос-тями. При количестве расширяющейся добавки СИГБ 10% в составе сухой смеси величина нормальных напряжений раз-виваемых цементным камнем при расширении достигает 4-6 МПа. Из приведенных на рис. 4 данных следует, что давление цементного камня с расширяющейся добавкой марки СИГБ на наружную цилиндрическую поверхность оказывается больше чем на внутреннюю.

ЛИТЕРАТУРА1. Газизов Х.В., Маликов Е.Л. Методика определения сцепления цементного коль-ца со стенками скважины // Новое в геологии и разработке нефтяных месторождений Башкортостана. – Сборник статей, Уфа. Изд. Башгеопроект. Вып. 120. – 2008. – 294 с.; стр. 199-201.

Fig. 3. Impact of expansion additive on the shear stress of cement sheath displacement (cement sheath cohesion with surrounding surface).

Рис. 3. Влияние количества расширяющейся добавки на напряжения при сдвиге цементного кольца (сцепление цементного кольца с охватывающими поверхностями).

●

●

Fig. 4. Impact of SIGB expansion additive on the value of normal stress, point of contact between cement sheath and surrounding cylindrical surface.

Рис. 4. Влияние содержания СИГБ на величину нормальных напряжений на контакте цементного кольца с охватывающими цилиндрическими поверхностями.

●

●

Oil&Gas Eurasia - February 2011

Documents

Transcript of Oil&Gas Eurasia - February 2011