ROGTEC Issue 39

СПД: Затвердевающее трубное покрытиеSPD: Self Healing Pipe Dope

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

39

Роснефть: Использование стеклопластиковых НКТ в ОАО “Удмуртнефть” и разведочные работы на Сорочинско-Никольском месторожденииRosneft: Fibre Glass Pipes at Udmurneft & Exploration at the at the Sorochinsko-Nikolskoye Field

Технология за Круглым Столом: Выработка электроэнергииTechnology Roundtable: Power Generation

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

© 2

013

Nat

iona

l Oilw

ell V

arco

All

right

s res

erve

dD

3920

0598

3-M

KT-

001

Rev

01

Мы надеемся на тесное и долгосрочное сотрудничество с вами. Открывая наш новый завод в Костроме в этом году, мы выражаем наше стремление оказать поддержку местному населению и буровым компаниям в этом регионе.

Наше самое передовое и высоконадёжное буровое оборудование в мире, без сомнения, позволит вам добиться успеха.

Познакомьтесь с нами. Посетите сайт NOVkostroma.com

Инвестиции сегодня.Строительство в расчете на завтра.

www.rogtecmagazine.com

© 2

013

Nat

iona

l Oilw

ell V

arco

All

right

s res

erve

dD

3920

0598

3-M

KT-

001

Rev

01

Мы надеемся на тесное и долгосрочное сотрудничество с вами. Открывая наш новый завод в Костроме в этом году, мы выражаем наше стремление оказать поддержку местному населению и буровым компаниям в этом регионе.

Наше самое передовое и высоконадёжное буровое оборудование в мире, без сомнения, позволит вам добиться успеха.

Познакомьтесь с нами. Посетите сайт NOVkostroma.com

Инвестиции сегодня.Строительство в расчете на завтра.

ROGTEC6

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial DirectorNick [email protected]

Редактор материалов по России Russian EditorBoris [email protected]

Bryan [email protected]

Отдел рекламы Sales:Директор по продажам Sales DirectorDoug Robson [email protected]

Верстка и дизайн Production / DesignКреативный дизайн Creative DirectorSaul Haslam

Условия подписки:Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на [email protected].

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на [email protected].

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

Subscriptions:ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact [email protected] for further information.

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: [email protected].

ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from The Mobius Group.

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Салым Петролеум Девелопмент»

Front cover image is supplied courtesy of Salym Petroleum Development

САМОЕ НАДЕЖНОЕ В МИРЕ

АРМИРУЮЩЕЕ ПОКРЫТИЕ

100% БЕЗ ТРЕЩИН И РЕМОНТОПРИГОДНОЕ

Отличная защита обсадки и замковых соединений

Полное техническое сопровождениеУЛУЧШЕННЫЕ СТАНДАРТЫ• Обучение на местах для новых операторов• Инспектирование, квалификация и лицензирование операторов

ПОДДЕРЖКА КОНЕЧНЫХ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ• Образовательные форумы• Техническая поддержка везде в мире

100% БЕЗ ТРЕЩИН И РЕМОНТОПРИГОДНОЕ

Отличная защита обсадки и замковых соединений

Полное техническое сопровождениеУЛУЧШЕННЫЕ СТАНДАРТЫ• Обучение на местах для новых операторов• Инспектирование, квалификация и лицензирование операторов

ПОДДЕРЖКА КОНЕЧНЫХ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ• Образовательные форумы• Техническая поддержка везде в мире

colin.du�@hardbandingsolutions.com Тел. +44 774 7468345

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА | ЕВРОПА | БЛИЖНИЙ ВОСТОК | ЮЖНАЯ АМЕРИКА | ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ

MOVING GLOBAL ENERGY FORWARD

Мы активно заняты и находимся в постоянном движении, чтобы удовлетворить растущим потребностям компаний, работающим в энергетической сфере, предоставляя решения и услуги, на которые они могут положиться. Это, в том числе, трубно-соединительное и силовое гидравлическое оборудование высочайшего качества, например наш гидравлический ключ для бурильных труб weTORQ85™, представляющий собой конструкцию гидравлического силового ключа и вращателя, интегрированных в одном устройстве. Где бы вы ни работали, на суше или на море, будьте уверены - мы рядом с вами.

ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ ПОСТОЯННО ИЗМЕНЯЮЩЕГОСЯ МИРА

СОДЕЙСТВИЕ РАЗВИТИЮ ГЛОБАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

/// WWW.MCCOYGLOBAL.COM

ИЗМЕНЯЮЩЕГОСЯ

MCCOY-116_weTORQ85_ROGTEC_0402.indd 1 4/2/14 6:26 PM

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC

Содержание Contents12

18

Перспективы нефтегазоносности отложений среднего девона Сорочинско-Никольского

месторождения Оренбургской области

Технология за Круглым Столом: Выработка электроэнергии

Год коренного перелома

Газпром и добыча газа в России Общий обзор и перспективы развития

Опыт применения стеклопластиковых НКТ на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

СПД внедряет инновационную технологию затвердевающего трубного покрытия

Конференция Drillmec: AHEAD и HoD

Интервью ROGTEC: Михаил В. Вилков, главный инженер РБЕ «Россия» Группы ERIELL

Поездки команды ROGTEC!

Petroleum Potential of the Middle Devonian Deposits of the Sorochinsko-Nikolskoye Field in the Orenburg Oblast

Technology Roundtable: Power Generation

Drilling in Russia - A Paradign Shift

Gazprom & Russian Gas Production: Overview & Future Developments

Udmurtneft: Application of Fibre Glass Tubing

SPD Implements Innovative Self Healing Pipe Dope Technology

Drillmec Conference: AHEAD & HoD

The ROGTEC Interview: Mikhail Vilkov, Deputy General Director – Chief Engineer of RBU Russia, ERIELL Group

ROGTEC on the Road!

30

40

52

58

66

66

58

76

80

Petroleum Development OmanМировой лидер в сфере повышения нефтеотдачи Коммуникационная платформа

Отсканируйте, чтобы подписаться

www.pdo.co.om

ПОДКЛЮЧАЙТЕСЬ ПРЯМО СЕЙЧАС.www.pdo.co.om/tph

Центр поставщиков технологий (TPH)

Центр идей для нефтегазовой

технологии

PDO является крупнейшей компанией в области разведки и добычи нефти в Султанате Оман. На долю компании приходится около 70% добычи сырой нефти в стране и почти что весь поставляемый страной природный газ. PDO – это компания, контрольный пакет акций которой принадлежит Правительству Омана, и партнерами которой выступают компании Royal Dutch Shell, Total и Partex.

PDO является оператором нескольких из наиболее сложных с технической точки зрения месторождений в мире, требующих новых идей, инновационных технологий и нетрадиционных решений. Компания является первопроходцем в сфере повышения нефтеотдачи и единственной компанией в мире, применяющей закачку полимера, пара и смешивающегося газа в масштабах месторождения.

Компания PDO работает в одних из наиболее разнообразных и сложных условий в мировой нефтегазовой отрасли. Технологии являются важнейшим элементом в решении проблем, и огромное значение имеет работа с как можно большим числом поставщиков решений, в том числе с сервисными компаниями, научными и исследовательскими организациями.

Центр поставщиков технологий (TPH) – это платформа компании PDO для обмена опытом с другими компаниями с целью нахождения потенциальных решений. Конечной целью при этом является увеличение добычи/запасов и снижение стоимости операций без ущерба для охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды (ОТ, ТБ и ООС).

10 ROGTEC

Добро пожаловать на страницы 39-го выпуска журнала ROGTEC. В нашем следующем выпуске мы будем праздновать десятилетний юбилей нашего ведущего ежеквартального издания в сфере разведки и добычи в России и странах Каспийского региона. В течение последних 10 лет мы были свидетелями изменения, развития, краха и процветания этого рынка – но не обязательно именно в такой последовательности! В настоящее время мы наблюдаем вынужденный спад деловой активности по причине широко освещенного в прессе кризиса на Украине, а также падения цен на нефть.

Санкции, введенные США и Европейским союзом, разумеется, отразились на российской экономике, и, в сочетании с падением цен на нефть, краткосрочная перспектива для данного региона представляется несколько туманной. Тем не менее, последние месяцы в российской нефтяной отрасли были интересными. Самой большой новостью стало заключение сделки по продаже газа между Россией и Китаем на рекордную сумму 400 млрд. долларов и то, что в ее рамках будет построен трубопровод “Сила Сибири” для транспортировки покупаемого газа. Его планируется ввести в эксплуатацию в 2018 году, и вся отрасль будет с интересом следить за осуществлением этого масштабного и технически сложного проекта строительства трубопровода. Цена на газ пока еще не объявлена официально, однако китайская сторона известна тем, что обеспечивает для себя выгодные условия контрактов, поэтому мы можем предположить, что цена была снижена с учетом таких огромных объемов. Российское правительство также четко дало понять, что в случае прекращения инвестиций и ухода с российского рынка крупных западных компаний Россия обратит свой взор на Восток в поиске партнеров по проектам. Несмотря на то, что за последнее время был заключен ряд сделок с азиатскими компаниями (включая


Колонка шеф-редактора

вышеупомянутую гигантскую сделку по продаже газа с Китаем, продажу Роснефтью компании CNPC 10% акций месторождения Ванкор на сумму 1 млрд. долларов, а также недавнее соглашение между “Газпром нефтью” и корпорацией “Петровьетнам” о разведке и разработке Долгинского месторождения на шельфе Арктики), не видно каких-либо признаков ухода крупных западных компаний с российского рынка. Можно сказать, что возникла пауза в определенных операциях, но это определенно не полный отказ от сотрудничества. Например, Боб Дадли, генеральный директор BP, недавно подтвердил позицию своей компании в отношении России, заявив следующее: “Мы остаемся партнерами в долгосрочной перспективе. Мы не будем делать ничего, что будет нарушать санкции, но санкции не касаются ведения бизнеса в России.” Он также добавил, что компания не имеет “абсолютно никакого намерения” продавать свою долю в размере 18,5% акций в Роснефти, и что он продолжит работу в составе Совета директоров этой российской энергетической компании. “Возможно даже, что в следующем году у BP будет два места в Совете директоров Роснефти“, - сообщил он. Полагаю, что план дальнейших действий для иностранных поставщиков технологий, сервисных компаний и компаний-операторов очевиден – российские компании хотят работать с долговременными партнерами, которые продемонстрируют серьезность своих намерений по отношению к российскому рынку, невзирая на его неизбежные колебания. С “друзьями до первой беды”, исчезающими при первых признаках неприятностей, перестанут иметь дело, и предпочтение будет отдано тем, кто исполняет свои обязательства в трудные времена в знак солидарности к своим российским друзьям и партнерам. Среди других международных новостей стоит отметить планируемую покупку компании Baker Hughes компанией Halliburton. Эта покупка формально объясняется

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

необходимостью защиты обеих компаний от падения цен на нефть, и будет интересно увидеть, в какой форме антимонопольное законодательство США позволит ее осуществить. Ходят слухи, что при этом придется продать различные подразделения, и будет интересно увидеть, как эта сделка отразится на международном рынке нефтепромысловых услуг, в частности в России. А теперь вернемся к текущему выпуску журнала ROGTEC, в котором мы публикуем отличные материалы, завершающие этот год. Наш постоянный раздел “Круглый стол” посвящен выработке электроэнергии, и мы рады тому, что в этом неизменно популярном разделе участвует ряд новых для ROGTEC компаний. Также мы рады приветствовать нашего нового автора статей, компанию Energy Aspects, и в этом выпуске она публикует первую из двух частей своей статьи, в которой рассматриваются вопросы текущей и будущей добычи газа в России и Газпроме в частности.. Вторая часть будет опубликована в мартовском выпуске 2015 года, и основной упор в ней будет сделан на прогноз добычи и рыночные риски. Кроме того, в этом выпуске представлены две отличные статьи от Роснефти: первая – о преимуществах использования стеклопластиковых НКТ на месторождениях ОАО “Удмуртнефть”, а вторая – о перспективах нефтегазоносности отложений среднего девона Сорочинско-Никольского месторождения. Среди других статей - замечательная статья от СПД о затвердевающем трубном покрытии, взгляд RPI на будущее российского рынка бурения, а также обзор частного корпоративного мероприятия, организованного нами от лица Drillmec в гостинице “Балчуг Кемпински” в конце октября. Это мероприятие, на котором были представлены последние технологии гидравлических буровых установок Drillmec, посетили основные региональные компании-операторы и буровые компании, и все участники мероприятия отметили его большой успех.

Заметка для вашего ежедневника: мы подтвердили дату проведения третьего по счету нашего чрезвычайного успешного мероприятия в сфере технологии бурения, “Круглого стола российских буровых подрядчиков” (RDCR) – оно состоится 9 апреля 2015 года. “Круглый стол российских буровых подрядчиков” вновь будет проводиться в превосходной гостинице “Балчуг Кемпински”, находящейся в центре Москвы. В этом году формат мероприятия существенно изменен – количество выступлений представителей компаний-спонсоров будет (очень) ограничено. Просим связаться с нами, если вы заинтересованы в участии в этом мероприятии. Также в новостях о других мероприятиях мы рассказываем о том, чем занимались сотрудники ROGTEC Magazine несколько месяцев, проведенных в разъездах. Как всегда, мы стараемся принять личное участие (со своим стендом) во всех ключевых региональных мероприятиях. Этого нельзя сказать о других региональных изданиях, но мы считаем, что поддержка нами таких мероприятий важна, так как является знаком уважения по отношению к нашим рекламодателям и, конечно же, организаторам мероприятий. Было приятно увидеть наших друзей и коллег на выставке KIOGE и на новой выставке SPE-Казахстан. Представители ROGTEC добрались даже до Сахалина, чтобы принять участие в конференции “Нефть и газ Сахалина”, а также наш региональный представитель посетил ряд конференций, проведенных в Москве. Приятного вам чтения!

Ник ЛуканШеф-редактор

[email protected]

Колонка шеф-редактора

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Dear Readers,Welcome to issue 39 of ROGTEC Magazine. As a quarterly publication, we will be celebrating a decade of publishing Russia and the Caspian’s leading upstream publication in our next issue. During the last 10 years we have seen the market change, evolve, crash and boom – not necessarily in that order! What we are currently witnessing is an enforced downturn due to the well documented crisis in Ukraine, and also falling oil prices. The sanctions imposed by the US and EU have clearly affected Russia’s economy, and coupled with depressed oil prices the regional short term outlook is a little hazy. Never the less, the last few months have been interesting in the Russian oil patch. The biggest news has been Russia’s record breaking 400 billion dollar gas deal with China, and the corresponding Strength of Siberia pipeline that will be built to carry the purchased gas. In theory due to be operational in 2018, the industry will watch with interest the progress of the this large and technically challenging pipeline construction project. The price of the gas has not been released, however the Chinese are known for ensuring favourable terms in their contracts so we can surmise that such huge volumes came at a reduced price. The Russian Government has also made itself clear that should investment dry up and the Western Majors pull out, that they will look eastwards for project partners. Although we have seen a number of deals signed with Asian companies recently - including the previous mentioned giant gas deal with China, the sale of a 10%,

1 billion dollar, stake in the Vankor field by Rosneft to the CNPC and the recent agreement between Gazprom Neft and Petrovietnam to investigate development the Dolginskoye offshore Arctic oilfield – there has been no sign of the Western Majors pulling out of the market. A pause in certain operations maybe, but certainly not a withdraw. Indeed, BP’s Bob Dudley recently confirmed his companies stance on Russia, stating that “We remain long-term partners. We will not do anything to violate sanctions but sanctions don’t include doing business in Russia,” He also said the company had, “absolutely no intention”, of selling its 18.5 percent stake in Rosneft, and he would continue to serve on the board of the Russian energy firm. “There’s even a possibility BP will have two seats on the Rosneft board next year,” he continued. I think the path forward to foreign tech suppliers, service companies and operators is clear – Russian companies look to work with long term partners that will show commitment to the market during the inevitable ups and downs. Fair-weather friends that pull out at the first sign of trouble will be seen as just that, and will be discarded in favour of those who show commitment in riding out the storm in solidarity with their Russian friends and partners. Other international news worth noting is the planned takeover of Baker Hughes by Halliburton. Conceived ostensibly to guard both companies from the low price of oil, it will be interesting to see in what form antitrust laws in the US allow the takeover to progress. It is rumoured that various divisions will have to be sold off and it will be

EDITORSNOTESEditors Notes


interesting to see how the deal affects the oil field services market globally, and specifically in Russia. Back to this issue of ROGTEC Magazine, and we have a great edition to finish the year. Our roundtable feature focusses on Power Generation, and we welcome a number of new companies to ROGTEC’s ever popular feature. We also welcome Energy Aspects on board as a contributor, with the first of a two part article looking at Gazprom and Russia’s current and future gas production. The second part will be published in the March 2015 issue, and will focus on the production outlook and market risks. On top of this we have two great pieces from Rosneft looking firstly at the benefits of fibre glass pipes for drilling at Udmurneft’s fields and secondly at Petroleum Potential of the Middle Devonian Deposits at the Sorochinsko-Nikolskoye fields. Other articles include a great piece from SPD on self-healing pipe dope, a look at the future of the Russian drilling market by RPI, plus a review of a private company event that we organized on behalf of Drillmec at the end of October at the Kempinski Baltschug Hotel. Showcasing their latest hydraulic rig technology, the event was attended by key regional operators and drilling companies and was deemed a great success by all who attended. To note in your diary, we have confirmed the date for the third instalment of our hugely successful drilling event, the RDCR, www.rdcr.net, as the 9th April 2015. The RDCR will be again be held at the fantastic Kempinski Baltschug Hotel in the centre of Moscow. The format

has been amended significantly for this year, with (very) limited speaking opportunities for sponsoring companies. Please contact us to if you are interested in participating. In other event news, ROGTEC Magazine has had a busy few months on the road. As has always been the case, we ensure that we attend all the key regional events in person with a booth. This cannot be said for other regional titles, however as a courtesy to our advertisers and indeed the event organisers, we feel that supporting these shows is important. It was great to see our friends and colleagues at KIOGE and the new SPE Kazakhstan event, to have ROGTEC reach as far as Sakhalin Island for the Sakhalin Oil and Gas event, and to have our regional representative attend a number of conferences held in Moscow.

Best regards,

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

EDITORSNOTESEditors Notes

14

IntroductionThe appraisal of the Sorochinsko-Nikolskaya block began in the middle of the 20th century: geological prospecting work resulted in the discovery of reservoirs in the Artinskian, Ufimian, Okskian, Bobrikovskian and Tournaisian deposits. Devonian deposits have been poorly appraised, the appraisal only covered Upper Devonian. In the Upper Devonian deposits (Kynovian horizon), no potential pays were discovered; the Middle Devonian deposits which, in the authors’ opinion, may have petroleum potential, were not drilled out. One of the reasons for potential pay in the Middle Devonian deposits is their proved oil

ВведениеИзучение Сорочинско-Никольской площади было начато в середине ХХ века: в результате геолого-разведочных работ были открыты залежи в артинских, уфимских, окских, бобриковских и турнейских отложениях. Девонские отложения недоизучены, исследования проводились только в отложениях верхнего девона. В верхнедевонских отложениях (кыновский горизонт) перспективных интервалов не обнаружено, среднедевонские отложения, с которыми авторы связывают перспективы нефтегазоносности, не разбуривались.

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Перспективы нефтегазоносности отложений среднего девона Сорочинско-Никольского месторождения Оренбургской области Petroleum Potential of the Middle Devonian Deposits of the Sorochinsko-Nikolskoye Field in the Orenburg OblastСоловьев В.В., Полуэктова М.М., Иванов Д. Н. (ООО «ТННЦ») V. V. Soloviev, M. M. Poluektova, D. N. Ivanov (TNNC)

15ROGTEC

Одной из причин, обусловливающих перспективность среднедевонских отложений, является их доказанная нефтеносность на соседних месторождениях: Ольховском, Кодяковском, Красном, Пойменном, Смоляном (см. таблицу).

В настоящее время в активной разработке находятся нижнекаменноугольные карбонатно-терригенные пласты Сорочинско-Никольского многокупольного месторождения.

Особенности строения Сорочинско-Никольской площадиВ региональном тектоническом плане Сорочинско- Никольская площадь по поверхности кристаллического фундамента расположена на южном склоне Жигулевско-Оренбургского свода и приурочена к Сорочинско-Покровскому выступу. По осадочному чехлу участок относится к северной части Бузулукской впадины (рис. 1). Согласно данным аэрокосмических съемок, геофизических исследований и глубокого бурения поверхность фундамента в южной части площади осложнена ольховским горсто-грабеном северо-западного почти субширотного простирания, заполненным рифейско-вендскими образованиями. Ольховский грабен является естественной юго-западной границей Сорочинской вершины фундамента [2]..

Следует отметить, что история развития Ольховского и Сорочинско-Никольского участков была единой. Толщины терригенных отложений девона, вплоть до доманикового времени, практически на одинаковую величину поднимались над грабеном и вне его,

bearing capacity in the adjacent fields: Olkhovskoye, Kodyakovskoye, Krasnoye, Poimennoye, Smolyanoye (see the table).

At present, Lower Carboniferous carbonate-terrigenous formations of the Sorochinsko-Nikolskoye multi-dome field are being actively developed.

ROGTEC

EXPLORATION


Таблица - Table

ГоризонтОльховском Кодяковском Красном Пойменном Смоляном

Продуктивный пласт (дебит, т/сут) на месторождении

Живетский ярус

Ардатовский

Воробьевский

АфонинскийБийскийБийский

Эйфельский ярус

ДIII(1,6-77,0)

ДIV (1,6-148,0)

ДV (0,4-105,6)ДVI (0,08-13,9)ДVII (2,5-180,2)

ДIII2 (2,8-60,0)

ДIV (31,0-146,9)

ДV1, ДV

2 (4,96)

ДIII0-1 (0,19-51,2)

ДIII0-2, ДIII

1 (6,2) ДIII1 (0,1-32,3)

ДIV (10,8-216,0) ДIV (31,6)

ДV2 (5,8)

ДVI1, ДVI

2 (2,6-35,4) ДVI1, ДVI

2 (7,0-51,0)

HorizonOlkhovskoye Kodyakovskoye Krasnoye Poimennoye Smolyanoye

Pay zone (rate of production, t/day) in the field

Givetian

Ardatov

Vorobyov

AfoninBiyskyKoyvenskiy

Eifelian

DIII(1.6-77.0)

DIV (1.6-148.0)

DV (0.4-105.6)DVI (0.08-13.9)DVII (2.5-180.2)

DIII2 (2.8-60.0)

DIV (31.0-146.9)

DV1, DV

2 (4.96)

DIII0-1 (0.19-51.2)

DIII0-2, DIII

1 (6.2) DIII1 (0.1-32.3)

DIV (10.8-216.0) DIV (31,6)

DV2 (5,8)

DVI1, DVI

2 (2.6-35.4) DVI1, DVI

2 7,0-51,0)

Рис. 1. Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Жигулевско-Оренбургского свода Fig. 1. General map of the oil and gas fields in the Zhigulevsko-Orenburgskiy fold

16 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Structural Features of the Sorochinsko-Nikolskaya BlockIn the areal structure plan, the Sorochinsko-Nikolskaya block on the surface of a crystallic foundation is located at the southern slope of the Zhigulevsko-Orenburgskiy fold and is associated with the Sorochinsko-Pokrovskiy buildup. In the sedimentary mantle, the area belongs to the northern part of the Buzuluk depression (Fig. 1). As per GPS surveys, geophysical surveys and deep drilling data, the surface of the foundation in the southern part of the block is characterised with the Olkhovskiy upthrown-downthrown (“horst-rift”) block of near north-west trending, which is filled by Riffean-Vendian formations. The Olkhovskiy downthrown block is the natural SW boundary of the Sorochinskaya top of the foundation [Ref. 2].

It should be noted that the history of development of the Olkhovskiy and Sorochinsko-Nikolskiy areas was shared. The depths of the Devonian terrigenous deposits, up to the Domanic age, were rising above the downthrown block and beyond it virtually by the same amount, which is an evidence of a quite stable tectonic setting.

Later, at the turn of the Domanic and Mendymian ages, inversion tectonic adjustments occurred, which resulted in the formation of an upthrown block in place of the downthrown block on the existing faults. The Carbonate Frasnian-Tournaisian deposits were deposited on the already dislocated system of fault block structures, burying the structures under the sediments of the deposits.

Based on the data of the 3D seismic survey carried out by OOO “TNG-Group” in 2008, structural mapping was performed for four Devonian reflectors [Ref. 1]. To identify and appraise the prospective feature, a reflector on the Vorobyov top was selected (reflecting boundary Двб (Dvb)).

As shown in Fig. 2, the surface of the Vorobyov horizon is regionally faulted in the NW direction, and between the faults three structural zones are identified. In the south, it’s a submerged area located behind the Olkhovskiy fault. In the north, the fault is adjoined by the high-amplitude Olkhovskoye high, which is faulted in the NW by the Lipnikskaya structure. The third structural zone is the vast area from the Tolkayevskiy to the Voznesenskiy fault. The highest amplitude structures in this area are Olkhovskaya, Lipnikskaya, Tolkayevskaya and Nikolskaya structures. All the tectonic elements are in the NW direction.

Petroleum potentialIn the Olkhovskoye high as well as in the Lipnikskoye high, the oil bearing capacity of the Middle Devonian deposits has been established. In view of the similar conditions for formation of sedimentary deposits, continuity of thicknesses and close amplitudes of the highs, the Tolkayevskaya structure may be considered

что свидетельствует о достаточно стабильной тектонической обстановке.

Впоследствии на рубеже доманикового и мендымского времен произошли инверсионные тектонические подвижки, в результате чего по существующим нарушениям на месте грабена сформировался горст. Карбонатные франско-турнейские отложения отлагались уже на дислоцированную систему разломно-блоковых структур, погребая их под своими осадками.

По данным сейсморазведки 3D, проведенной ООО «ТНГ-Групп» в 2008 г., были выполнены структурные построения по четырем отражающим девонским горизонтам [1]. Для выделения и оценки перспективного объекта был выбран отражающий горизонт по кровле воробьевских отложений (отражающая граница Двб).

Как видно из рис. 2, поверхность воробьевского горизонта осложнена региональными разломами северо-западного направления, между которыми выделяются три структурные зоны. На юге это погруженный участок, расположенный за Ольховским разломом. К разлому с севера примыкает высокоамплитудное Ольховское поднятие, которое осложнено с северо-запада Липникской структурой. Третья структурная зона - обширный участок от Толкаевского до Вознесенского разлома. Наиболее амплитудными на этой площади являются

Рис. 2. Структурная карта по кровле воробьевского горизонта Fig. 2. Structure map for the top of Vorobyov horizon

17ROGTECROGTEC

EXPLORATION


as potentially oil bearing within the Middle Devonian deposits. Fig. 3 provides a time section of the Lipnitskoye and Tolkayevskoye highs. It shows that the Middle Devonian reflecting boundaries are tectonic and have an inherited geological pattern. In this view, the oil bearing potential of the Tolkayevskoye high can be related to each regional pay zone from DIII to DVII (Ardatovian-Coyvenian deposits).

The Sorochinsko-Nikolskoye and Olkhovskoye fields are located within the Pokrovsko-Bobrovskaya petroleum accumulation zone. In view of the fact that the Middle Devonian deposits of the Sorochinsko-Nikolskaya block were not drilled out, a correlation diagram of the Middle Devonian deposits for the Olkhovskoye and Lipnikskoye highs (Fig. 4) [Ref. 3] has been used.

Let’s look at the main characteristics of the Olkhovskoye field pay zones. The terrigenous formation DVII of the Coyvenian horizon is formed by grey sand-clay rocks 5 to 80 m thick, the reservoirs are presented by coarse- and fine-

grained poorly consolidated interlayers of hard compacted sandstones, whose overlying seal is compacted impermeable variations occurring in the bottom of the carbonate member of the Biysko-Afonin deposits. The carbonate formation DVI of the Biysky horizon is represented by grey organogenic limestones and dolomites 12 to 40 m thick, whose overlying seal is compacted carbonate formations. The formation has a limited extent.

The carbonate formation DV of the Afonin horizon is formed by dolomite and cavernous-porous limestones 50 to 80 m thick, whose local overlying seal is tight limestones of 40 to 50 m gross thickness.

Ольховская, Липникская, Толкаевская и Никольская структуры. Все тектонические элементы имеют северо-западное направление.

Перспективы нефтегазоносностиНа Ольховском поднятии, так же как и на Липникском, установлена нефтеносность среднедевонских отложений. Учитывая схожие условия формирования осадочных отложений, выдержанность толщин, а также близкие амплитуды поднятий, можно рассматривать Толкаевскую структуру как перспективную с точки зрения нефтеносности среднедевонских отложений. На рис. 3 приведен временной разрез Липникского и Толкаевского поднятий. Из него видно, что среднедевонские отражающие границы являются тектоническими и имеют унаследованный характер строения. В связи с этим перспективы нефтегазоносности Толкаевского поднятия можно связывать с каждым региональным продуктивным пластом от ДIII до ДVII (ардатовские - койвенские отложения).

Сорочинско-Никольское и Ольховское месторождения расположены в пределах Покровско-Бобровской зоны нефтегазонакопления. С учетом того, что отложения среднего девона Сорочинско-Никольской площади не разбуривались, была использована корреляционная схема среднедевонских отложений по Ольховскому и Липникскому поднятиям (рис. 4) [3].

Рассмотрим основные характеристики продуктивных пластов Ольховского месторождения. Терригенный

Рис. 3. Временной разрез Липникского и Толкаевского поднятий: Т, Дфм, Дкв, Даф, Двб, Дкн - кровля горизонта соответственно турнейского, среднефаменского, койвенского, афонинского, воробьевского и кыновского; А - кровля фундаментаFig. 3. Time section of the Lipnitskoye and Tolkayevskoye highs:Т (T), Дфм (Dfm), Дкв (Dkv), Даф (Daf), Двб (Dvb), Дкн (Dkn) - top of Tournaisian, Midlde Famennian, Coyvenian, Afonin, Vorobyov and Kynovian horizons, accordingly; А (A) - foundation top 1400–1000: Time [ms]

Врем

я, м

с - T

ime,

ms

18 ROGTEC

РАЗВЕДКА


The terrigenous formation DIV , 5 to 14 m thick, occurs in the bottom section of the Vorobyov horizon and is represented by interbedded grey and brownish-grey sandstone with interlayers of argillites (mudstones) and limestones. The overlying seal is argillites in the horizon top that is 15-18 m thick; the formation is lithologically variable, which leads to sand shaling.

The terrigenous formation DIII , ca, 16 m thick, occurs at the base of the Ardatovian horizon and is represented by fine-grained, quartz, well-graded, porous sandstone. The overlying seal is an argillite member, 15-18 m thick.

It should be noted that the preservation of the Devonian accumulations of oil is provided through good clayeous overlying seals of regional significance (Vorobyov, Ardatov, Mullinian, Kynovian horizons).

For the prospective Tolkayevskaya structure, for formation DIV of the Vorobyov horizon, the resources have been

пласт ДVII койвенского горизонта сложен серыми песчано-глинистыми породами толщиной от 5 до 80 м, пласты-коллекторы представлены крупно- и мелкозернистыми слабосцементированными, прослоями крепкими, уплотненными песчаниками, покрышкой служат уплотненные непроницаемые разности, залегающие в подошве карбонатной пачки бийско-афонинских отложений. Карбонатный пласт ДVI бийского горизонта представлен серыми органогенными известняками и доломитами толщиной от 12 до 40 м, покрышкой служат уплотненные карбонатные породы. Пласт имеет ограниченное распространение.

Карбонатный пласт ДV афонинского горизонта сложен доломитизированными и кавернозно-пористыми известняками толщиной от 50 до 80 м, локальной покрышкой служат плотные известняки общей толщиной 40-50 м.

Терригенный пласт ДIV толщиной от 5 до 14 м залегает в подошвенной части воробьевского горизонта и представлен переслаиванием серого и буровато-серого песчаника с прослоями аргиллитов и известняков. Покрышкой служат аргиллиты в кровле горизонта толщиной 15-18 м, пласт литологически изменчив, что приводит к замещению коллекторов.

Терригенный пласт ДIII толщиной около 16 м залегает в основании ардатовского горизонта и представлен песчаником мелкозернистым, кварцевым, хорошо отсортированным, пористым. Покрышкой пласта служит пачка аргиллитов толщиной 15-18 м.

Следует отметить, что сохранность девонских скоплений нефти обеспечивают хорошие глинистые покрышки регионального значения (воробьевский, ардатовский, муллинский, кыновский горизонты).

Для перспективной Толкаевской структуры по пласту ДIV воробьевского горизонта была выполнена оценка ресурсов. Параметры для расчета приняты по аналогии с Ольховским месторождением. Покрышкой для пласта ДIV является мощная глинисто-карбонатная пачка толщиной около 20 м. Толщина воробьевских отложений составляет около 30 м, пласты-коллекторы приурочены к подошвенной части отложений, состоящих из одного - двух прослоев песчаника толщиной 0,4-9,2 м. Амплитуда Толкаевского поднятия составляет 40 м по замкнутой изогипсе -3250 м (рис. 5) и экранирована с юга одноименным региональным разломом.

ЗаключениеДля выделения перспективной площади Тол каевского поднятия проанализированы

Рис. 4. Схема корреляции среднедевонских отложений Fig. 4. Correlation diagram of the Middle Devonian deposits

19ROGTECROGTEC

EXPLORATION


evaluated. The parameters for the calculation were adopted by analogy with the Olkhovskoye field. The overlying seal of formation DIV is a thick clayeous-carbonate member, ca. 20 m thick. The thickness of the Vorobyov deposits is ca. 30 m, the reservoirs are associated with the bottom section of the deposits consisting of one or two sandstone interlayers 0.4-9.2 m thick. The amplitude of the Tolkayevskoye high is 50 m on the closed structural contour -3250 m (Fig. 5) and is screened in the south by a name-sake regional fault.

ConclusionTo identify the prospective block of the Tolkayevskoye high, we have analysed the coefficients of filling-in the traps with oil (from 0.5 to 0.75, average 0.6) for the adjacent fields. Taking into account the filling-in coefficient, the prospective

block is limited by the structural contour -3235 m and the tectonic fault, and is 3626 thousand m2. The petroleum potential appraisal of formation DIV of the Tolkayevskoye high carried out using the volumetric method from average calculation parameters by analogy with the Olkhovskoye field has shown that the geological and recoverable resources may be 428 and 260 thousand tonnes, accordingly. It should be noted that the recoverable resources of formation DIV are ca. 15% of the appraised prospective volume of the Middle Devonian deposits for the Tolkayevskoye high.

References1. Seysmorazvedochnye raboty 3D po Sorochinsko-Ol’khovskoy ploshchadi (3D seismic exploration work on Sorochinsko-OIkhovskaya area) / L. K. Petrova, T. A. Myslina et al. - Bugulma: Publ. of OOO “TNG-Grupp”, 2008, - p. 279.

2. Pereschet zapasov i TEO KIN Sorochinsko-Nikol’skogo mestorozhdeniya Orenburgskoy oblasti (Recalculation of oil and gas reserves and a feasibility study of oil recovery factor of Sorochinsko-Olkhovskoye field of Orenburg region) / A. A. Aleksandrov, N. V. Ivakhnenko et al. - Tyumen: Publ. of OOO “TNNTs”, 2007, - p. 301.

3. Pereschet zapasov nefti i gaza i TEO KIN Ol’khovskogo mestorozhdeniya Orenburgskoy oblasti (Recalculation of oil and gas reserves and a feasibility study of oil recovery factor of Olkhovskoye field of Orenburg region) / I. Yu. Zaytsev, N. N. Bukhtiyarova et al. - Tyumen: Publ. of OOO “TNNTs”, 2007, - p. 265.

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2014, pp.08.Printed with permission from the Editorial Board.

коэффициенты заполнения ловушек нефтью (от 0,5 до 0,75, в среднем 0,6) по соседним месторождениям. С учетом коэффициента заполнения перспективная площадь ограничивается изогипсой -3235 м и тектоническим нарушением и составляет 3626 тыс. м2. Оценка нефтегазоносности пласта ДIV Толкаевского поднятия, выполненная объемным методом по средним подсчетным параметрам по аналогии с Ольховским месторождением, показала, что геологические и извлекаемые ресурсы могут составить соответственно 428 и 260 тыс. т. Следует отметить, что извлекаемые ресурсы пласта ДIV составляют около 15% оцененного перспективного объема среднедевонских отложений по Толкаевскому поднятию.

Список литературы1. Сейсморазведочные работы 3D по Сорочинско-Ольховской площади / Л.К. Петрова, Т.А. Мыслина [и др.]. - Бугульма: ООО «ТНГ-Групп», 2008. - 279 с.

2. Пересчет запасов и ТЭО КИН Сорочинско-Никольского месторождения Оренбургской области / А.А. Александров, Н.В. Ивахненко [и др.]. - Тюмень: ООО «ТННЦ», 2007. - 301 с.

3. Пересчет запасов нефти и газа и ТЭО КИН Ольховского месторождения Оренбургской области / И.Ю. Зайцев, Н.Н. Бухтиярова [и др.]. - Тюмень: ООО «ТННЦ», 2007. - 265 с.

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2014 г., стр. 08; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции.

Толкаевское поднятие

Tolkayevskoye high

Рис. 5. Перспективный участок на Толкаевском поднятии Fig. 5. The prospective area in the Tolkayevskoy high

20

Organising power generation for an oilfield used to be a simple case of purchasing a power supply. Nowadays this has evolved into choosing a turnkey, specifically designed technology solution. Do you agree with this? How do you tailor your solutions for your customer’s needs?

Caterpillar Oil & Gas: Our customers’ needs have evolved over time as the viable number of fuel sources has expanded to include crude, heavy fuel, associated petroleum gas and natural gas. The increased flexibility in choice of fuel allows turnkey suppliers to customize our solutions. From our perspective, the wide range of fuel choices allows us, as a power solution provider, to offer a more comprehensive solution that leads to the lowest power generation cost for the customer. At the end of the day, customers in the industry want a manufacturer who can provide a complete solution that allows them to excel in their given expertise.

GE Power & Water: GE has always been a company, who provides a project specific hardware. This means

Организация выработки электроэнергии на месторождении ранее сводилась к обычной покупке источника питания. В настоящее же время этот процесс превратился в выбор проекта под ключ, с наличием специально разработанного технологического решения. Согласны ли вы с этим? Как вы адаптируете ваши решения для потребностей ваших заказчиков?

Caterpillar Oil & Gas: Нужды наших клиентов меняются с течением времени, по мере увеличения количества пригодных источников топлива, в число которых теперь входят сырая нефть, тяжелое топливо, попутный нефтяной газ и природный газ. Большая свобода выбора вида топлива позволяет поставщикам решений “под ключ” адаптировать наши решения к требованиям клиентов. С нашей точки зрения, широкий диапазон выбора топлива позволяет нам, как поставщикам решений в сфере энергетики, предлагать более комплексные технологические решения, обеспечивающие клиенту минимальную

ROGTEC

ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ



Technology Roundtable: Power Generation

Венкат ДжаяраманCaterpillar Oil & Gas Venkat Jayaraman Caterpillar Oil & Gas

Руслан ПахомовGE Power & Water Ruslan N. Pakhomov GE Power & Water

Гиллермо ЭлумHIMOINSA Guillermo Elum HIMOINSA

Алексей АндреевЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА Alexey Andreev ZVEZDA-ENERGETIKA

21ROGTEC

стоимость выработки электроэнергии. По большому счету, клиенты в данной отрасли промышленности ищут изготовителя, способного предоставить готовое комплексное решение, позволяющее им преуспеть в своей основной сфере деятельности.

GE Power & Water: GE всегда была и остается компанией, которая предоставляет оборудование, адаптированное под нужды конкретного проекта. Это подразумевает выполнение специфических требований клиента и предложение решения на основе имеющейся экономически целесообразной технологии.

Понимая уникальность каждого проекта и желая удовлетворить ожидания наших клиентов, GE основала бизнес-подразделение “Распределенная энергетика”, в состав которого входят различные линейки продуктов, позволяющие производить электроэнергию в непосредственной близости к месту ее потребления. Продуктовый ассортимент подразделения “Распределенная энергетика” состоит из газовых турбин авиационного типа и поршневых двигателей, работающих на дизельном и газообразном видах топлива.

HIMOINSA: Выработка электроэнергии лежит в основе любого проекта. Определяющими факторами для энергоснабжения являются оперативная потребность и наличие топлива. У каждого проекта имеются свои собственные основные критерии выбора в зависимости от его местонахождения, типа промышленной установки и топлива, поэтому концепция “универсального решения” несколько наивна, особенно когда речь идет о постоянных сооружениях - в таких случаях нам необходимо рассматривать требования для каждого индивидуального проекта.

Проект электростанции или автономного генератора для нефтяного месторождения зависит от вида топлива, имеющегося на площадке (дизтопливо, газ или их сочетание), а также от классификации зоны (безопасная зона, зона 2 или зона 1).

Какой бы ни была классификация, панели управления генератором должны быть готовы к параллельной работе с Единой энергосистемой (в случае морских операций они могут питаться от газовых турбин) и быть рассчитаны на высокое выходное напряжение, и для каждого нефтепромыслового проекта должно разрабатываться индивидуальное решение от HIMOINSA.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Да, согласны. Применение все более современных и сложных технологий бурения и добычи, выдвигает повышенные требования к качеству и надежности энергоснабжения. Мы предлагаем комплексные решения по выработке и распределению электроэнергии, интегрированные с основными технологическими процессами на месторождении.

fulfilling specific customer’s requirements based on available economically viable technology.

Understanding unique site conditions and wanting to better serve our customers, GE established the Distributed Power business, which incorporates various means of on-site power production namely aeroderivatives gas turbines as well as diesel- and gaseous-fuelled reciprocating engines.

HIMOINSA: Power generation is the central core of any project. The power supply is determined by the immediacy of the demand and the availability of fuel supply. Each project will have its own key selection criteria depending on location, type of facility and fuel, so the concept of ‘one size fits’ all is a little naïve, especially if we are talking about permanent installations, in which case we need to review the requirement for each individual project.

The Power Plant or Stand Alone Generator design for oil field depend of the available fuel on site (Diesel or Gas or Dual) and depends of the area classification (safe or zone 2 or zone 1).

Whatever is the classification, the generator control panels should be ready to work in parallel with the Grid (can be gas turbines powered, for offshore) and design for high voltage output, every oil field projects must be a “tailor made” solutions from HIMOINSA.

ZVEZDA-ENERGETIKA: Yes, we agree with this. Using state-of-the-art and increasingly sophisticated technologies for drilling and production raises the bar in terms of the quality and reliability needed from a power supply. We offer packaged solutions for power generation and distribution, all integrated within the main processes of the oilfield.

Do you offer rental or purchased power generation solutions? What are benefits of this option to your clients?

Caterpillar Oil & Gas: We offer both rental and fully-purchased power generation equipment. Customers go for rental or purchased solutions based on a few criteria. Rental equipment offers the benefit of a worry-free service where Cat dealers provide the equipment, onsite service (including oil changes) and maintain our assets for the customers.

Customers tend to choose to buy power generation equipment when they desire more control over the assets. For Caterpillar customers who fully purchase their power gen equipment, they have the option to buy product support service from Cat dealers. Customers who already have a maintenance crew in place and existing infrastructure and/or resources to maintain assets are typically more inclined to purchase power gen assets. The size of the installation and duration of power needs factor into the decision as well. When the installations are for a

ROGTEC

POWER GENERATION



22

very large and permanent power plant, customers prefer to buy versus rent. For a large power plant with short-term power needs, customers will tend to rent equipment.

GE Power & Water: Our standard model is sales of equipment to end customers. We also have a possibility of providing rental solutions through the specialized rental partners. Unique project specific factors will dictate which option is the best-fit for the customer.

HIMOINSA: HIMOINSA offer purchase power solutions, we do not rent equipment. We do however consider ourselves as one of the largest suppliers to the rental companies.Purchasing you power equipment makes much more sense in the long run where cost is a prime consideration. Renting a power plant is an expensive business in the long run.

As mentioned above, if the site requires high level of classification, the rental isn’t the suitable solution because the generators must be tailor made.

ZVEZDA-ENERGETIKA: We offer our clients both the simplest rental solutions for unattended diesel power plants and packaged power supply solutions involving large power plants (including those running on associated gas or crude oil) fully operated by our company. It’s only natural that in order for such a solution to be beneficial to both parties, the contract must be sufficiently long-term.

The cost of purchasing and maintaining a power generation unit varies greatly. Where does your product sit within the price versus quality and run cost matrix?

Caterpillar Oil & Gas: We have an extensive product range suited for varying applications. We’re fortunate to have a comprehensive power range enabling us to work with our customers to tailor our solutions for their specific application needs. For example, in certain cases, customers want the most efficient equipment offered. In other instances, customers prefer a solution that tolerates a wide variety of fuel quality, which might diminish efficiency in favour of fuel flexibility. Depending on the customers’ key criteria, we have products to match their varying needs. The bottom line is that the customers’ specific application will determine our best power solution for them.

GE Power & Water: GE offers its customers highly-engineered products, which offer comprehensive value propositions both on capital expenditure and operational expenditure. More and more, lifecycle cost is the key factor why our equipment is selected repeatedly by customers.

HIMOINSA: HIMOINSA supplies top quality product at a reasonable price, we have some of the best quality machines on the market and you don’t pay a premium for the brand name that some competitors demand.

ROGTEC



Предоставляете ли вы возможность аренды или приобретения решений по выработке электроэнергии?

Caterpillar Oil & Gas: Мы предлагаем сдаваемое в аренду и полностью покупное оборудование для выработки электроэнергии. Клиенты принимают решение об аренде или покупке оборудования, исходя из нескольких критериев. Преимуществом аренды оборудования является беспроблемное обслуживание клиентов, в рамках которого компания Caterpillar предоставляет само оборудование, услуги на месте работ (включая замену масла) и техобслуживание объектов.

Клиенты чаще склоняются к покупке оборудования для выработки электроэнергии, когда хотят иметь более полный контроль над объектами. Клиенты компании Caterpillar, покупающие для себя такое оборудование в полном объеме, имеют возможность дополнительного приобретения услуги технической поддержки продукции у дилеров нашей компании. Клиенты, у которых на месте уже есть ремонтная бригада и существующая инфраструктура и/или ресурсы для техобслуживания объектов, как правило, чаще склоняются к покупке объектов для выработки электроэнергии. На принятие решения также влияют такие факторы, как размер установки и период потребности в электроэнергии. Когда установки предназначены для очень большой и стационарной электростанции, клиенты предпочитают покупать их, а не брать в аренду. В случае большой электростанции с коротким периодом потребности в электроэнергии, клиенты, как правило, берут оборудование в аренду.

GE Power & Water: Наша стандартная модель работы - продажа оборудования конечным клиентам. У нас также есть возможность предоставлять оборудование в аренду через специализированные партнерские компании. Уникальные для каждого проекта факторы будут определять, какой вариант больше всего подойдет клиенту

HIMOINSA: HIMOINSA предлагает покупать решения по энергоснабжению, мы не сдаем оборудование в аренду. Тем не менее, мы считаем себя одним из крупнейших поставщиков для компаний, занимающихся арендой оборудования.Покупка своего энергооборудования гораздо более целесообразна в долгосрочной перспективе, когда первостепенным фактором является стоимость. Аренда энергоустановки - дорогостоящее дело, если ориентироваться на длительную перспективу.

Как было замечено выше, если на площадке необходим высокий уровень классификации, аренда не является подходящим решением, потому

что генераторы должны разрабатываться по индивидуальному заказу.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Мы предлагаем клиентам, как самые простые решения по аренде дизельных электростанций без персонала, так и комплексные решения по энергообеспечению крупными электростанциями (в т.ч. на попутном газе, либо на сырой нефти) с полной эксплуатацией силами нашей компании. Естественно, чтобы подобное решение было выгодно обеим сторонам, срок такого договора должен быть достаточно долгим.

Затраты на приобретение и обслуживание энергоблоков сильно варьируются. Если мы представим шкалу соотношения качества, цены и эксплуатационных затрат продукта, где, по вашему мнению, находится ваша компания?

Caterpillar Oil & Gas: У нас имеется широкий номенклатурный ряд продукции, подходящей для различных сфер применения. Мы рады тому, что имеем широкую номенклатуру электроэнергетической продукции, что позволяет нам при работе с клиентами адаптировать наши решения под их конкретные нужды. Например, в некоторых случаях клиенты хотят самое высокопроизводительное оборудование из предлагаемого нами. В других случаях клиенты

For long or medium period of power plant utilization, the operating (or run) cost is mainly the fuel consumption cost. HIMOINSA solutions propose the suitable generators configuration (Prime power or COP) as per the site need, to get the best performances (Consumption and maintenance periods). HIMOINSA generators are powered by the best quality of engines.

ZVEZDA-ENERGETIKA: It is true that our products are not the cheapest available in the market, as they are inherently designed to be very reliable, and to operate in harsh and extreme environments. However, this allows our clients to save money on running costs and maintenance. Some of our power plants have been continuously in operation for 9 years running on low quality associated petroleum gas, and they have paid off their cost many times during this period.

Russia has many oilfields based in remote locations and in harsh environments. What power generation options are available – natural gas, diesel, crude oil etc – and which would you suggest that operators/drilling contracts use?

Caterpillar Oil & Gas: We have products that use all of the aforementioned fuels and are suitable for operation in cold environments. We also have Arctic enclosures

POWER GENERATION

24 ROGTEC



that are designed to house our solutions if they need a containerized solution. Cat power has been reliably operating throughout the Russian region for decades. Today, we have solutions operating in extreme conditions ranging from the Sakhalin Islands to eastern Siberia. We recommend operators and drilling contractors contact the local Cat dealer for their region-specific needs, our local Cat dealer will provide the best solution based on their deep expertise, local and regional knowledge and understanding of the diverse needs of the Region.

GE Power & Water: GE’s Distributed Power business offers gas- and diesel-fuelled reciprocating engines. While diesel-fuelled products have many benefits, we think that gas engines, running on associated petroleum gas, are an attractive alternative for drilling rig operators, as they provide much lower fuel costs while also reducing environmental impact of operations.

HIMOINSA: HIMOINSA supplies Diesel, Natural Gas, Hybrid, Bifuel, Biogas and LPG solutions.

ZVEZDA-ENERGETIKA: The simplest and most mobile option is using mobile diesel power plants. Clients can also save a lot of money using the option of power plants that run on crude oil. We offer both mobile and permanent plants in these options. Also, at the later stages of the field development, the most economically viable option is building a large power station running on associated petroleum gas. Our company has commissioned more than 20 such “turn-key” facilities including gas processing systems.

Lifecycle costs and the availability of servicing and spare parts are key areas that operators and drilling contractors will look at when buying power generation solutions. How can the user minimize the “cost per kilowatt” with your system?

Caterpillar Oil & Gas: Cat power solutions have developed the reputation for the lowest cost per kilowatt over the entire lifecycle of the product in the industry. At Caterpillar, our engineers start optimizing our solutions for the lowest owning and operating costs at the design stage. A key driver that benefits Cat customers in terms of minimizing the ‘cost per kilowatt’ is the legendary reliability and durability our products offer to keep on-going operating costs minimal. Additionally the Cat dealer network offers around the clock service and support, allowing our customers to keep their power generation costs minimal when it matters the most.

GE Power & Water: GE’s Distributed Power business has a wide range portfolio of high efficiency and fuel flexible engines that allows operators and contractors to enhance their operations based on quality of fuel, power requirements and other variable conditions. By tailoring solutions to each application our solutions allow attractive “cost per kilowatt” operation.

предпочитают решение, позволяющее работать с топливом самого разного качества, и при этом более решающим фактором может стать гибкость в выборе вида топлива, а не производительность. В зависимости от основных критериев выбора клиентов, мы предлагаем продукцию, подходящую для их различных нужд. Суть заключается в том, что конкретный вариант использования оборудования клиентом будет определяющим при разработке нами наиболее оптимального энергетического решения.

GE Power & Water: GE предлагает своим клиентам высокотехнологичную продукцию, которая обеспечивает преимущества с точки зрения как капитальных, так и эксплуатационных затрат. Кроме того, мы обращаем внимание клиентов и на стоимость обслуживания оборудования на протяжении жизненного цикла, что является одним из ключевых факторов, благодаря которому клиенты снова и снова выбирают наше оборудование.

HIMOINSA: HIMOINSA поставляет продукцию высшего качества по разумной цене, наши агрегаты - одни из наиболее качественных агрегатов на рынке, и вы не переплачиваете за бренд, как это происходит в случае с некоторыми конкурирующими компаниями.

На долгосрочный или среднесрочный период использования энергоустановки, эксплуатационные затраты будут в основном состоять из стоимости расходуемого топлива. Решениями HIMOINSA предлагается оптимальная конфигурация генераторов (основной или длительной мощности) в соответствии с нуждами площадки, чтобы обеспечить наилучшие эксплуатационные характеристики (расход топлива и периоды техобслуживания). Генераторы HIMOINSA приводятся в движение от электродвигателей наивысшего качества.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Наша продукция не является самой дешевой, т.к. изначально рассчитана на повышенные требования к надежности и использование в тяжелых климатических условиях. Но это дает нашим Заказчикам возможность экономить на эксплуатационных затратах, ремонтах и т.д. Отдельные наши электростанции бесперебойно работают уже 9 лет на попутном нефтяном газе достаточно сложного качества и за этот срок многократно окупились.

На территории России множество месторождений находятся не только в удаленных местах, но и под воздействием тяжелых климатических условий. Какие варианты по выработке электроэнергии доступны на данный момент? - природный газ, дизель, сырая нефть - и что вы сами предложили бы использовать оператору/буровому подрядчику?

25ROGTECROGTEC

POWER GENERATION


26 ROGTEC



Caterpillar Oil & Gas: У нас есть изделия, использующие все вышеуказанные виды топлива и пригодные для работы в холодных условиях. Также у нас есть укрытия арктического типа, которые предназначены для размещения в них наших технических решений, если им необходимо контейнерное исполнение. Энергоустановки Cat надежно эксплуатируются по всей территории России уже несколько десятилетий. В настоящее время мы предлагаем решения, работающие в экстремальных условиях – от Сахалина до Восточной Сибири. Мы рекомендуем операторам и буровым подрядчикам связываться с дилером Cat по вопросам, относящимся к их конкретному региону, т. к. у наших дилеров есть большой опыт и знание различных нужд российских клиентов.

GE Power & Water: Бизнес-направление GE “Распределенная энергетика” предлагает поршневые двигатели, работающие на газообразном и дизельном топливе. Не смотря на то, что у работающих на дизельном топливе двигателей есть много преимуществ, мы считаем, что двигатели, работающие на попутном нефтяном газе, являются привлекательной альтернативой для операторов буровых установок. Причиной этому, является факт, что такие двигатели предусматривают гораздо более низкие расходы на топливо и к тому же снижают воздействие на окружающую среду при эксплуатации.

HIMOINSA: HIMOINSA предлагает решения на основе дизельного топлива, природного газа, гибридных видов топлива, двухкомпонентного топлива, биогаза и СУГ.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Самый простой и мобильный вариант – использование транспортабельных дизельных электростанций. Серьезную экономию заказчику может дать вариант электростанции на сырой нефти, мы предлагаем их как в контейнерном, так и в стационарном исполнении. Ну и, по мере развития месторождения, самый экономически оправданный вариант — это строительство крупной станции, использующий попутный нефтяной газ в качестве топлива. Наша компания ввела более 20 подобных объектов «под ключ», включая системы газоподготовки.

Эксплуатационные затраты и доступность сервисного обслуживания, включая поставку запчастей, являются ключевыми вопросами, на которые операторы и буровые подрядчики будут обращать внимание при выборе решения в данной области. Как пользователь может понизить стоимость киловатт, используя ваши решения?

Caterpillar Oil & Gas: Энергетические решения Cat завоевали хорошую репутацию благодаря

HIMOINSA: As Power Solutions provider, HIMOINSA designs the power plant to get the best performances by studying the suitable generator rating (Prime or COP), COP rating provides better engine consumption and major maintenance intervals are twice as long compare to Prime rating, and engine life can be multiply by two. As well, the selection of output voltage (high voltage = less loss of energy in wiring) and generators anciliaries quality (step-up transformer efficiency, cooling system) is having an impact on “cost per kilowatt per hour”.

HIMOINSA operates a network of dealer distributors throughout the region, where service and spare parts support can be localised to the operating areas.

ZVEZDA-ENERGETIKA: Our company has a large number of service engineers (over 250) and a network of service centres in the regions where our clients are located. The engineers have been trained at the equipment manufacturing plants and can perform most complex service operations. A certain spare parts inventory is always kept in the warehouses for quick access. Also, our products are designed to be repaired in place, without having to disassemble the major units.

How can a drilling contractor or operator optimize their power generation package once its onsite?

Caterpillar Oil & Gas: The key to optimizing power gen equipment once it is onsite is to follow installation guidelines, recommended maintenance practices and last but certainly not least, ensure that actual fuel quality matches the bandwidth of the original specifications.

GE Power & Water: Proper maintenance and service are key to run your power generation equipment effectively. In addition, GE provides its customers with possibilities of product upgrades throughout the units’ lifetime.

HIMOINSA: By taking care of a suitable maintenance of the generators (oil analysis …). By operating the suitable number of running generators (i.e., the operator must take care that all generators run at optimized kW (100% for COP rating, 75% for Prime rating), and the operator must take care about the power management (same number of running hours for each generator of the plant to balance the maintenance intervals)

The idea of optimising on site is probably a bit late. As every power expert knows, there are power transmission losses that increase with distance, so you need to keep the power package as close as possible to the biggest loads, but the real optimisation is done in the design to suit the load profile, to ensure you have suitably sized individual units that only run when the demand is there. The fuel savings can be dramatic. - веб-сайт www.piperint.com

- по электронной почте [email protected]

- адрес

пр. Вернадского, 37, кор. 2, оф. 77-79РФ, Москва, 119415

улица 1 Маджио, 1229027 Гарига ди Поденцано (PC) - Италия

Проспект Вернадскогоб д. 37б к. 2 офис 52-54Россияб г. Москва, 119415б

- веб-сайт www.drillmec.com


- адреса

высокая безопасность, высокая производительность

Компания «Дриллмек» производит полный спектр СВП грузоподъемностью от 100 до 500 тонн. СВП компакной модели серии HTD может быть адаптирован к почти любой буровой установке, что значительно увеличивает производительность, безопастность и аккуратность, особенно при направленном, горизонтальном бурении и ЗБС. В России компактные гидравлические СВП доказали свою эффективность, работая в Заполярье без непроизводительного времени при температурах -52C. Небольшой вес, компактные габариты и пегкая адаптируемость позволили устанавливать компактные СВП Дриллмек на различных типах буровых установок, включая российские, китайские и европейские мачты.

ООО «ПАЙПЕР ИНТЕРНЕШНЛ»партнер корпорации Дриллмек и агент в России, не только предлагает готовые СВП для продажи либо аренды, но также и предоставляет весь спектр сервисных услуг (монтаж, сопровождение эксплуатации, сервисное обслуживание и ремонт) При этом используются оригинальные запасные части с региональных складов Пайпер Интернешнл в Сибири и Оренбургской области.

Главные особенности СВП, серия НТD, компактная версия: • Уменьшенные размеры и вес / Легкий и быстрый процесс установки • УСТАНОВКА НА МАЧТАХ РАЗЛИЧНЫХ ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ • Приводится в действие одним полым внутригидромотором с двумя передачами на вращение и •плавной регулировкой. • БОЛЕЕ ВЫСОКИЙ КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ ВЫСОКАЯ ТОЧНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ • Накладки направляющей СВП изготовлены из полимера (без подшипников) • МИНИМАЛЬНЫЙ ИЗНОС И ОБСЛУЖИВАНИЕ ПО СРАВНЕНИЮ С ПОДШИПНИКАМИ • Дисковый тормоз установлен непосредственно на основном валу • БОЛЬШЕ ТОЧНОСТЬ И АККУРАТНОСТЬ РАБОТ • Возможность установки двух клапанов КШЦ • ПОВЫШЕНИЕ УРОВНЯ БЕЗОПАСНОСТИ

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

- веб-сайт www.piperint.com


- адрес

пр. Вернадского, 37, кор. 2, оф. 77-79РФ, Москва, 119415

улица 1 Маджио, 1229027 Гарига ди Поденцано (PC) - Италия

Проспект Вернадскогоб д. 37б к. 2 офис 52-54Россияб г. Москва, 119415б

- веб-сайт www.drillmec.com


- адреса

высокая безопасность, высокая производительность

Компания «Дриллмек» производит полный спектр СВП грузоподъемностью от 100 до 500 тонн. СВП компакной модели серии HTD может быть адаптирован к почти любой буровой установке, что значительно увеличивает производительность, безопастность и аккуратность, особенно при направленном, горизонтальном бурении и ЗБС. В России компактные гидравлические СВП доказали свою эффективность, работая в Заполярье без непроизводительного времени при температурах -52C. Небольшой вес, компактные габариты и пегкая адаптируемость позволили устанавливать компактные СВП Дриллмек на различных типах буровых установок, включая российские, китайские и европейские мачты.

ООО «ПАЙПЕР ИНТЕРНЕШНЛ»партнер корпорации Дриллмек и агент в России, не только предлагает готовые СВП для продажи либо аренды, но также и предоставляет весь спектр сервисных услуг (монтаж, сопровождение эксплуатации, сервисное обслуживание и ремонт) При этом используются оригинальные запасные части с региональных складов Пайпер Интернешнл в Сибири и Оренбургской области.

Главные особенности СВП, серия НТD, компактная версия: • Уменьшенные размеры и вес / Легкий и быстрый процесс установки • УСТАНОВКА НА МАЧТАХ РАЗЛИЧНЫХ ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ • Приводится в действие одним полым внутригидромотором с двумя передачами на вращение и •плавной регулировкой. • БОЛЕЕ ВЫСОКИЙ КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ ВЫСОКАЯ ТОЧНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ • Накладки направляющей СВП изготовлены из полимера (без подшипников) • МИНИМАЛЬНЫЙ ИЗНОС И ОБСЛУЖИВАНИЕ ПО СРАВНЕНИЮ С ПОДШИПНИКАМИ • Дисковый тормоз установлен непосредственно на основном валу • БОЛЬШЕ ТОЧНОСТЬ И АККУРАТНОСТЬ РАБОТ • Возможность установки двух клапанов КШЦ • ПОВЫШЕНИЕ УРОВНЯ БЕЗОПАСНОСТИ

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

28 ROGTEC



минимальной стоимости киловатта электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла продукции в данной отрасли. В Caterpillar инженеры начинают оптимизацию решений уже на стадии проектирования, стремясь снизить до минимума стоимость владения и эксплуатации. Основным движущим фактором, дающим преимущество клиентам Cat в том, что касается снижения до минимума стоимости киловатта, является легендарные надежность и долговечность нашей продукции, позволяющие минимизировать текущие эксплуатационные расходы. Кроме того, дилерская сеть Cat предлагает круглосуточное обслуживание и поддержку, что дает нашим клиентам возможность свести к минимуму их расходы на выработку электроэнергии, когда это наиболее важно.

GE Power & Water: В продуктовых линейках подразделения GE “Распределенная энергетика” представлены высокоэффективные и работающие на нескольких видах топлива двигатели, позволяющие операторам и подрядчикам повышать эффективность своих работ на основе качества топлива, требований по электропитанию и прочих переменных условий. Благодаря тому, что наши решения адаптированы для каждого из вариантов применения, они обеспечивают низкую цену за киловатт.

HIMOINSA: Как поставщик решений по энергоснабжению, HIMOINSA проектирует энергоустановку так, чтобы обеспечить наилучшие эксплуатационные показатели, изучая подходящий номинал генератора (основной или длительной мощности). Номинал длительной мощности обеспечивает улучшенный расход топлива двигателем, и межремонтные периоды вдвое больше по сравнению по сравнению с основной мощностью - соответственно, срок службы двигателя увеличивается в два раза. Кроме того, выбор выходного напряжения (высокое напряжение = меньшая потеря энергии в электропроводке) и качество вспомогательного оборудования генератора (КПД повышающего трансформатора, система охлаждения) влияют на “стоимость одного киловатт-часа”.

HIMOINSA оперирует сетью дилеров-дистрибуторов во всем регионе, где сервисную поддержку и обеспечение запчастями можно локализовать по месту выполнения работ.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Наша Компания располагает широким штатом сервисных специалистов (более 250) и сетью сервисных центров в регионах, где расположены наши заказчики. Специалисты обучены в компаниях производителях оборудования и способны выполнять самые сложные сервисные работы. Определенный запас запчастей всегда находится

ZVEZDA-ENERGETIKA: First of all, they should sensibly select the power package equipment based on the loads characteristics, work schedule, requirements to the electric power quality, and automation requirements and the integration into process management system in the field. Only a professional company with serious engineering potential is capable of selecting the most efficient power package configuration.

What systems do you have to enable real time remote monitoring of the unit?

Caterpillar Oil & Gas: Cat® Connect is the industry’s broadest suite of integrated equipment and asset management service and solution offerings, leveraging various technologies to meet customer needs. Caterpillar has progressively rolled out the varied offerings in the Cat Connect portfolio on a regional basis throughout 2014. Included within Cat Connect is ProductLink™, a telematics solution enabling customers, dealers and enterprise users to remotely determine the location, operation and health of connected Cat products. Cat Connect is now offered as a standard factory component for larger engines in the well servicing, gas compression, drilling and production applications worldwide. In addition to Product Link, Cat Connect utilizes a variety of technologies to connect to customer equipment. By combining these technologies with its deep domain expertise, Cat Connect includes Condition Monitoring services to provide Asset Managers with insight to emerging issues with both equipment operation and health. With this insight, Asset Managers can subsequently make informed decisions on how best to utilize available resources to proactively address operational and maintenance issues at the lowest cost and highest productivity.

GE Power & Water: GE offers all of its product lines with remote monitoring options as part of our products’ control system. Remote monitoring managed by the operator or contractor or alternatively by GE’s international service centers.

HIMOINSA: We can supply a variety of GSM modules that will report parameters to remote locations, or can be viewable over the internet.

ZVEZDA-ENERGETIKA: We develop and manufacture the management systems for our power plants in-house and, therefore, we can offer to our clients the option of real-time remote monitoring of each and every process at the facility.

APG, Associated Petroleum Gas, is a major issue, is Russia improving its utilization is a big consideration. Do you offer APG fuelled engines? What advantages do they offer?

Caterpillar Oil & Gas: We definitely offer APG-fuelled engines. We have products ranging from 100 kW to 10

29ROGTECROGTEC

POWER GENERATION


megawatts that can use APG fuel. Built in the United States and Germany, our wide range of offerings for APG offer wide fuel flexibility and tolerance, which is their most significant advantage. Other benefits include broad load step capabilities and the ability to generate power with low cost fuel like flare gas. Additionally, Cat engines utilizing APG can be paralleled together. Customers can parallel our solutions to ensure their power needs are met far beyond 10 MW. Multiples of the units can be paralleled together to offer any size power plant the customer needs.

GE Power & Water: GE’s Distributed Power Jenbacher and Waukesha product lines are both offered in versions specially designed to handle associated petroleum gas and other hot gases. These units will run on the fuels with limited or no fuel treatment. We treat every project individually selecting products and service offerings based on the customers’ technical and economics needs.

HIMOINSA: Associated Gas can be used to power machines, the challenge is the gas itself. Petroleum gas does not have consistent properties, it is not a refined product, so the calorific value varies. Hence the power that can be produced from a given volume of gas varies. Add to this the complication of sour gas (H2S), which has the capacity to kill instantly or corrode stainless steel, then you have a bit of a challenge to overcome. Nevertheless this can be dealt with, but when you end up having to build portable gas scrubbers, then each application requires close scrutiny in an industry that already has one of the most challenging safety environments in the world.

ZVEZDA-ENERGETIKA: Our company has gained vast experience in building power plants running on APG, and we have commissioned over 20 large units to date. We offer modular equipment that minimises the construction and assembly work in-situ and reduces the commissioning period. Our solutions are based on gas piston or gas turbine units including the possibility of using gas that contains sulphur. We offer “turn-key” solutions that include designing, manufacturing, delivery and installation of all main and auxiliary systems including gas treatment, start-up and, if necessary, operation by the personnel of “ZVEZDA-ENERGETIKA”.

на складах в оперативном доступе. Кроме того, конструктив наших изделий во многом рассчитан на ремонтопригодность на месте, без демонтажа основных узлов.

Как буровой подрядчик или оператор могут оптимизировать свой энергокомплекс непосредственно на месте его работы?

Caterpillar Oil & Gas: Ключевым фактором оптимизации оборудования для выработки электроэнергии после его установки на месте является следование инструкциям по монтажу, рекомендованным методам техобслуживания и ремонта, а также, не в последнюю очередь, обеспечение соответствия фактического качества топлива диапазону, установленному в изначальных технических условиях.

GE Power & Water: Надлежащее техобслуживание и сервис являются залогом эффективной эксплуатации вашего энергооборудования. Кроме того, GE предоставляет своим клиентам возможности модернизации оборудования в течение периода эксплуатации установок.

HIMOINSA: Следя за надлежащим техобслуживанием генераторов (анализ масла и т. д.). Эксплуатируя надлежащее число работающих генераторов (т. е. оператор должен следить за тем, чтобы все генераторы работали с оптимальной производительностью в кВт (100% для номинала длительной мощности, 75% для номинала основной мощности), а также оператор должен позаботиться об управлении электропитанием (следя за одинаковым числом часов работы для каждого генератора электростанции, чтобы уравновесить межремонтные периоды).

Осуществлять оптимизацию энергокомплекса на месте его работы, вероятно, будет уже поздно. Как известно любому эксперту, существуют потери при передаче электроэнергии, которые увеличиваются с расстоянием, поэтому необходимо размещать электростанцию как можно ближе к крупнейшим потребителям электроэнергии, но реальная оптимизация заключается в проектировании с учетом профиля нагрузки, что позволяет вам предусмотреть индивидуальные установки надлежащей мощности, работающие только при наличии энергетической потребности. Благодаря этому можно добиться существенной экономии топлива.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Прежде всего это грамотный подбор оборудования энергокомплекса с учетом характера нагрузок, графика работы, требований по качеству электроэнергии, требований по автоматизации и интеграции в общую систему

управления техпроцессами на месторождении. Оптимально подобрать состав оборудования энергокомплекса может только профессиональная компания с серьезным инжиниринговым потенциалом.

Какие системы у вас имеются для возможности удаленного мониторинга энергоблока?

Caterpillar Oil & Gas: “Cat® Connect” - это широчайший в отрасли комплекс интегрированного оборудования, предложений в сфере услуг и решений по управлению активами, оптимально использующий различные

30 ROGTEC



технологии для удовлетворения нужд клиентов. Caterpillar постепенно внедрял различные предложения из пакета Cat Connect на региональной основе в течение всего 2014 года. В пакет Cat Connect входит ProductLink™, решение в области телемеханики, позволяющее клиентам, дилерам и корпоративным пользователям дистанционно определять местонахождение, режим и текущее состояние подключенного оборудования Cat. Сейчас Cat Connect предлагается как стандартный заводской компонент для крупных двигателей при их применении в областях текущего ремонта скважин, компримирования газа, бурения и добычи по всему миру. Помимо Product Link, в Cat Connect применяется ряд различных технологий для подключения к оборудованию клиента. Эти технологии, в сочетании с глубоким знанием данной отрасли, позволили включить в Cat Connect услуги контроля технического состояния, дающие руководителям объекта представление о возникающих проблемах с эксплуатацией и текущим состоянием оборудования. Имея такое представление, руководители объекта могут принимать обоснованные решения о наиболее оптимальном использовании имеющихся ресурсов для оперативного решения вопросов эксплуатации и ремонта с наименьшими затратами и наибольшей продуктивностью.

GE Power & Water: Все наши продуктовые линейки могут комплектоваться опцией удаленного мониторинга в составе системы управления.

HIMOINSA: Мы можем поставлять разнообразные GSM-модули, передающие параметры дистанционно или обеспечивающие возможность просмотра таких параметров в интернете.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Мы сами разрабатываем и производим системы управления нашими электростанциями и, соответственно, можем предложить Заказчику опцию удаленного мониторинга абсолютно всех процессов на объекте.

В России одним из важных вопросов является повышение утилизации ПНГ. Предлагаете ли двигатели, которые работают на ПНГ? Какие преимущества они несут в себе?

Caterpillar Oil & Gas: Конечно же, мы предлагаем работающие на ПНГ двигатели. У нас есть двигатели от 100 кВт до 10 МВт, которые могут работать на ПНГ. Обширная номенклатура предлагаемой нами продукции, изготовленной в США и Германии, обеспечивает большую свободу выбора топлива и технические допуски по нему, что является наиболее существенным преимуществом данной продукции. Среди других преимуществ – возможность ступенчатого изменения нагрузки в

широком диапазоне и возможность производить электроэнергию, используя недорогое топливо, такое как факельный газ. Кроме того, двигатели Cat, работающие на ПНГ, можно устанавливать параллельно друг другу. Клиенты могут устанавливать наши установки параллельно, чтобы обеспечить свои потребности в электроэнергии, значительно превышающие 10 МВт. Множество установок можно устанавливать параллельно, что позволяет нам предложить клиенту энергоустановку любого желаемого размера.

GE Power & Water: Линейки продукции GE Distributed Power Jenbacher и Waukesha предлагаются в версиях, специально разработанных для использования попутного нефтяного газа и других горячих газов в качестве топлива. Данные установки могут работать на неочищенном или частично очищенном газе. Мы практикуем индивидуальный подход к каждому проекту, подбирая продукты и услуги, исходя из технических и экономических нужд наших клиентов.

HIMOINSA: Попутный газ можно использовать для питания агрегатов, сложность при этом заключается в самом газе. Нефтяной газ не отличается постоянными свойствами, он не является продуктом нефтепереработки, и поэтому его теплотворная способность колеблется. Соответственно, колеблется и величина энергии, которую можно выработать из данного объема газа. Еще одной проблемой является высокосернистый газ (сероводород), который способен привести к мгновенной смерти или вызвать коррозию нержавеющей стали; в конечном итоге, использование ПНГ весьма проблематично. Тем не менее, эти проблемы можно решить, но в таком случае, когда вам придется строить портативные газоочистные устройства, то вам каждый раз при применении ПНГ потребуется выполнять самые тщательные расчеты, а ведь в этой отрасли требования техники безопасности уже являются одними из самых строгих в мире.

ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА: Нашей компанией накоплен большой опыт строительства электростанций на ПНГ, более 20 крупных объектов введено в эксплуатацию. Мы предлагаем оборудование в модульном исполнении, с минимизацией строительно-монтажных работ на месте и коротким сроком ввода в эксплуатацию. Наши решения основаны на газопоршневых, либо газотурбинных агрегатах, в том числе с возможностью использования газа с содержанием серы. Мы предлагаем комплексные решения «под ключ», включая проектирование, изготовление, поставку и монтаж всех основных и вспомогательных систем, включая газпоподготовку, ввод в эксплуатацию и, при необходимости, эксплуатацию персоналом «ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА».

31ROGTECROGTEC

POWER GENERATION


Венкат Джаяраман - Venkat Jayaraman Caterpillar Oil & Gas Global Petroleum

Венкат Джаяраман является менеджером по маркетингу продукции в сегменте наземного бурения и добычи компании Caterpillar Oil & Gas. В этой должности он отвечает за разработку новых продуктов и маркетинг поршневых двигателей Caterpillar, работающих на природном газе, комбинированном топливе и дизельном топливе, применяющихся в энергосистемах наземного бурения и добычи в нефтегазовой отрасли. Г-н Джаяраман начал работу в Caterpillar Inc. в 1995 году в должности научного сотрудника, и затем работал в нескольких других должностях, постепенно расширяя круг своих обязанностей в различных сферах деятельности компании, таких как сбыт, маркетинг, производство, руководство научно-исследовательскими программами и общее руководство. Г-н Джаяраман получил степень магистра делового администрирования в Чикагском университете и степень магистра машиностроения в Университете Северной Каролины (г. Шарлотт).

Venkat Jayaraman is the land drilling and production segment Product Marketing Manager at Caterpillar Oil & Gas. In this role he is responsible for new product development and marketing of Caterpillar’s natural gas, dual fuel and diesel reciprocating engines for land drilling and production power applications in the oil and gas industry. Mr. Jayaraman joined Caterpillar Inc. in 1995 as a research engineer and since has held several positions of increasing responsibilities within the company in the areas of sales, marketing, manufacturing, R&D program management and general management. Mr. Jayaraman earned his master of business administration from University of Chicago and a master’s degree in mechanical engineering from the University of North Carolina at Charlotte.

Руслан Пахомов - Ruslan N. Pakhomov GE Power & Water

Руслан выпускник Московского Государственного Технического университета имени Н. Э. Баумана. Начал работать в компании General Electric (GE) в 1997 году где занимал ряд руководящих должностей в энергетическом, нефтегазовом и корпоративном подразделениях.

В 2007–2011 годах Руслан был Главой GE Energy в России, отвечая за разработку и реализацию стратегии роста компании в регионе. С 2012 по 2013 год Руслан работал Генеральным Директором энергомашиностроительного холдинга «НОВАЭМ», после чего вернулся в GE в качестве Регионального директора направления Распределенная Энергетика по России/СНГ.

Ruslan, a graduate of Moscow State Technical University n.a. Bauman, joined GE in 1997 and has held a number of leadership positions in GE Russia in Energy, Oil & Gas and Corporate. His experience includes Sales, Service, Sourcing and Market Development. 2007 – 2011 Ruslan was GE Energy’s Country Executive for Russia developing and implementing growth strategies for the business. From 2012 to 2013 Ruslan was General Director of energy machine building holding company NOVAEM, before returning to GE as Regional Executive for Russia/CIS for GE’s Distributed Power business.

Гиллермо Элум - Guillermo Elum HIMOINSA

Алексей Андреев - Alexey Andreev ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА

С 2003 г. по 2006 г. возглавлял дочернее предприятие Кронштадтского морского завода по ремонту газотурбинных двигателей и газоперекачивающих агрегатов «Турбокрон». С 2006 по 2013 год являлся Коммерческим директором ОАО «ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА», с 2013 по н.в. возглавляет EPC дивизион.

A. Andreev was head of the Kronstadt Marine Plant Subsidiary – Turbokron providing gas turbine engine and gas transfer unit overhauls. From 2006 to 2013 A. Andreev held the position of Commercial Director of JSC ZVEZDA-ENERGETIKA. Since 2013 A. Andreev has been the Company EPCM Division Head.

Гиллермо Элум прошел обучение деловому администрированию в Испании и уже много лет работает в энергетическом секторе промышленности. С 2004 по 2008 годы он работал директором по сбыту в Genelec (французском центре HIMOINSA Group), выпускающем продукцию для военной отрасли. В настоящее время Элум занимает должность директора по сбыту и маркетингу в компании HIMOINSA. Он очень хорошо знает российский рынок и напрямую работает с ведущими компаниями нефтегазовой отрасли, и поэтому понимает, в чем нуждается данная отрасль и какие ключевые технические решения необходимы для нее. HIMOINSA предлагает газогенераторные комплексы, работающие на экологически чистых видах топлива, таких как природный газ, СУГ и биогаз.

Guillermo Elum studied Business Administration in Spain and has many years of experience in the power generation sector. From 2004 to 2008 he was Sales Director at Genelec, the French center of the HIMOINSA Group, manufacturing in the miltary sector. Elum is Sales and Marketing director at HIMOINSA. He knows the Russian market extensively and works directly with the main companies in the Oil & Gas sector, therefore he understands the industries needs and its key solutions. HIMOINSA offers gas generator sets wich are powered by environmentally friendly fuels, such as natural gas, LPG and biogas.

32

n all likelihood, the year 2014 will go down on record as a turning point for the Russian drilling market. New

trends have been seen on this market for the first time in several years, i.e. a decline in the scope of total drilling instead of growth that was recorded over the last five years, and an increase in the closed segment of the market where E&P companies with their own drilling units or captive contractors run by VIOCs play an exclusive role.

Many Russian vertically integrated oil companies (VIOCs) have reported that the scope of drilling and, hence, volumes of oil production can be expected to decline in the near future. For example, LUKOIL Vice-President Leonid Fedun made a statement to this effect during the Second National Oil and Gas Forum at the end of October 2014. In his opinion, such an uninspiring forecast is attributable to a number of factors. Drilling productivity in Russia is falling sharply, while an increasingly large number of new wells will need to be drilled. “In order to maintain the current level of output, we will have to drill not 20 million linear kilometers, as is the case now, but 30 million. This makes it necessary to boost the number of wells completed from 6,000 to 9,000 per year and to increase the number of drilling crews by around 60%. Such numbers look quite dubious given that Western contractors are winding down their operations in Russia”, Fedun pointed out.

014 год станет, по всей видимости, знаковым для российского бурового рынка. Впервые за

несколько лет на нем наметились две кардинально новые тенденции: падение объемов суммарной проходки по сравнению с предыдущим годом вместо роста, наблюдавшегося на протяжении последних пяти лет, и увеличение сегмента несвободного рынка, на котором исключительную роль играют или собственные подразделения добывающих компаний, или кэптивные по отношению к ВИНК подрядчики.

Падение объемов проходки и логически связанное с ним уменьшение в недалеком будущем объемов нефтедобычи заметили во многих российских ВИНК. Например, в конце октября 2014 года на II Национальном нефтегазовом форуме об этом заявил вице-президент «ЛУКОЙЛа» Леонид Федун. По его словам, столь неоптимистичный прогноз связан с несколькими факторами. Продуктивность бурения в России резко падает, приходится бурить все больше новых скважин. «Для поддержания текущего уровня добычи мы должны будем бурить не 20 млн погонных метров, как сейчас, а 30 млн. Это приведет к увеличению ввода с 6 до 9 тыс. скважин ежегодно. Такие объемы потребуют увеличения количества буровых бригад примерно на 60%. А с

ROGTEC

БУРЕНИЕ


Вадим Кравец Vadim Kravets

Год коренного перелома Russian Drilling Market:A Paradigm Shift

2 I

33ROGTEC

учетом того, что западные подрядчики сворачивают работу на территории России, такие действия весьма сомнительны», - пояснил Леонид Федун.

Это должно было случитьсяПо данным ЦДУ ТЭК, в первом полугодии 2014 года падение суммарной проходки в эксплуатационном и разведочном бурении в России по сравнению с 2013 годом составило 7%. При этом проходка в горизонтальном бурении, наоборот, увеличилась по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года на 63%. Эта, на первый взгляд, странность, заключающаяся в разнонаправленной динамике эксплуатационного и горизонтального бурения (горизонтальное бурение мы рассматриваем как один из видов эксплуатационного бурения – прим.) на самом деле есть первое проявление новой закономерности, которая, согласно результатам анализа RPI, будет проявляться на российском буровом рынке, по крайней мере, в течение предстоящих двух-трех лет. Она логически вытекает из истории внедрения и распространения горизонтального бурения в России

Бурение горизонтальных скважин (ГС) в настоящее время является хорошо известным методом интенсификации добычи углеводородов. В России первая ГС была пробурена еще в 1947 году на Краснокаменском месторождении в Башкортостане. Тем не менее, в силу технической сложности горизонтального бурения, у нас в стране оно практически не применялось до начала 90-х годов. В то же время, по состоянию на конец 2011 года, в мире насчитывалось порядка 35 тыс. ГС. В США, в частности, уже в 2010 году доля ГС в общем количестве пробуренных эксплуатационных скважин достигла 42%.

Общеизвестными преимуществами горизонтального бурения являются:» увеличение рентабельности капитальных вложений вследствие повышения уровня добычи нефти;» повышенная экологическая безопасность добычи (позволяет вывести бурение из природоохранных зон);» возможность ввода новых, ранее не разрабатывавшихся пластов в эксплуатацию.

Весь период 2000-х годов в России бурение ГС не пользовалось популярностью главным образом из-за технологических сложностей. В среднем по ВИНК, доля горизонтального бурения держалась в пределах 10-12% от всего эксплуатационного бурения. Исключениями из этой закономерности были следующие компании:» «Сургутнефтегаз»;» «Славнефть».

Inevitable According to data from the Central Dispatching Department of the Fuel and Energy Complex (CDU TEK), the decline in Russia’s total exploration and production drilling reached 7 percent during the first half of 2014 as compared to the same period of 2013. Conversely, horizontal drilling has increased by 63 percent. At first glance, this figure appears to be a statistical aberration that reveals a broad disparity in the performance of production and horizontal drilling (we treat horizontal drilling as a type of production drilling – Note), but it is actually the initial manifestation of a new trend, which, according to the results of RPI’s analysis, can be expected to prevail on the Russian drilling market for at least the next two or three years. It is a logical occurrence in the history of the implementation and distribution of horizontal drilling in Russia.

Drilling of horizontal wells is currently a well-known method used to improve hydrocarbon recovery. Russia’s first horizontal well was drilled in 1947 at the Krasnokamenskoye field in Bashkortostan. However, horizontal welling was hardly practiced in Russia up until the beginning of the 1990s due to the complexity of this technique. By comparison, there were 35,000 horizontal wells worldwide as of the end of 2011. Specifically, the share of horizontal wells in the total number of production wells drilled had reached 42 percent in the United States by 2010.

Horizontal drilling offers a number of well-known advantages, including the following: » Higher return on capital investments due to an increase in the oil recovery rate » Higher environmental security in the production process, making it possible to perform drilling without entering protected environmental areas » The ability to bring on stream new earlier untapped formations

Horizontal drilling failed to gain popularity in Russia throughout the 2000’s mainly due to technological difficulties. As for the average at VIOCs, the proportion of horizontal drilling remained within the range of 10-12 percent of all production drilling. The only exceptions to the rule were the following companies: » Surgutneftegaz» Slavneft

Back around the beginning of the 2000’s, Surgutneftegaz raised its share of its horizontal drilling to 24 percent. The bulk of horizontal wells (over 1,000 as of 2010) were drilled at the Fedorovskoye field. However, during the second half of the 2000’s, the share of horizontal drilling dropped to 15 percent at this company due to technological difficulties related to this operation.

ROGTEC

DRILLING


34

Slavneft lifted the share of horizontal drilling at its brownfields to about 29 percent in Western Siberia in 2010. The company regards this type of drilling as an effective production stimulation technique.

A new trend in horizontal drilling arose in 2009-2011. Most Russian VIOCs either dramatically scaled up their share of horizontal drilling or planned to increase its proportion within the next few years.

Companies opted to change their approach to drilling for the following reasons: » High economic efficiency of horizontal drilling, enabling companies to reduce the number of producing wells while raising the flow rate» Targets for commissioning new fields from 2011 through 2015, where in many cases it makes sense to immediately drill a horizontal well» Improvements in horizontal drilling and well workover techniques » Depletion of aging fields where new formations require more and more new completions and the flow rate of wells drilled need to be raised » The need to commission tight reserves (high viscosity oil), and develop offshore fields

During the second half of the 2000’s, new drilling technologies – MWD and LWD methods (measurements while drilling and logging while drilling – Note), were greatly enhanced and gained widespread popularity, along with drilling tools (bits in particular), drilling fluids, and top drive drilling rigs. Workover methods were also enhanced, including squeeze cementing that could be used in horizontal well sections. All of these factors encouraged additional use of horizontal drilling. And before long the new technology yielded notable results.

According to an estimate by Rosneft experts, the use of horizontal drilling at the new Vankor field (of the 137 wells drilled there over 90 percent were horizontal wells in 2008-2010 – Note) made it possible to reduce the number of producing wells by 3-4-fold. At its East Siberian greenfields, Surgutneftegaz switched completely to horizontal drilling of producing wells.

According to the estimates of industry experts, Russia’s average flow rates in horizontal wells is 3-5 times higher than in directional wells that could be drilled in the same place. In certain cases, the flow rates at horizontal wells exceed those in directional wells by 10-12 times.

Horizontal drilling in the development of offshore fields allowed oil companies to abandon the use of offshore platforms, replacing them with onshore drilling facilities. This trend was seen in the Sakhlin-1 project, where over a 9 km section of a horizontal well was drilled from onshore.

«Сургутнефтегаз» еще в начале 2000-х годов довел долю горизонтального бурения до 24%. Основная масса ГС (более 1 тыс. по состоянию на 2010 год) была пробурена на Федоровском месторождении. Тем не менее, во второй половине 2000-х годов доля горизонтального бурения в этой компании вследствие технологической сложности данной операции снизилась до 15%.

«Славнефть» в 2010 году довела долю горизонтального бурения на своих старых месторождениях в Западной Сибири примерно до 29%. В компании считают этот вид бурения эффективным способом интенсификации добычи.

В 2009-2011 годах наметился новый тренд в развитии горизонтального бурения: большинство российских ВИНК либо резко увеличили долю горизонтального бурения, либо планировали увеличить эту долю в течение нескольких предстоящих лет.

Причинами смены ориентиров у компаний послужили следующие стимулирующие факторы:» высокая экономическая эффективность горизонтального бурения, позволяющая сократить число добывающих скважин при увеличении дебита;» планируемый ввод новых месторождений в течение 2011-2015 годов, где во многих случаях оказывается выгодным сразу бурить ГС; » совершенствование технологий горизонтального бурения и капитального ремонта скважин;» истощение старых месторождений, где требуется вводить в эксплуатацию все новые пласты и повышать дебит вновь пробуренных скважин;» необходимость вводить в эксплуатацию трудноизвлекаемые запасы (высоковязкие нефти), а также разрабатывать шельфовые месторождения.

Во второй половине 2000-х годов весьма интенсивно совершенствовались и стали широко известны новые технологии в бурении – методы MWD и LWD (MWD/LWD – соответственно телеметрия и каротаж во время бурения – прим.), буровой инструмент (долота, в частности), буровые растворы, буровые станки с верхним приводом. Развивались методы КРС, в частности, методы РИР, которые могли бы применяться на горизонтальных участках скважин. Все эти факторы дополнительно инициировали бурение ГС. Причем результаты применения новой технологии очень скоро стали очевидными.

По оценке специалистов «Роснефти», применение горизонтального бурения на новом Ванкорском месторождении (из 137 пробуренных в 2008-2010 годах добывающих скважин более 90% - горизонтальные – прим.) позволило в 3-4

ROGTEC

БУРЕНИЕ


Для дополнительной информации свяжитесь:

Даг Робсон, директор отдела продаж

[email protected]+34 952 904 230

Май 2014, Москва

2-ая Технологическая Конференция “Нетрадиционная нефть в России”

• Самое крупное в России собрание специалистов по разработке нетрадиционных месторождений

• Более 170 делегатов

• Более 80 участвующих делегатов от нефтяных компаний

• Круглые столы по технологиям бурения и ГРП

Ведущее российское мероприятие, посвященное решению сложных технологических задач добычи трудноизвлекаемой и сланцевой нефти www.uorc.net

36 ROGTEC

БУРЕНИЕ


раза сократить число добывающих скважин. «Сургутнефтегаз» в Восточной Сибири на новых месторождениях вообще перешел только на горизонтальное бурение добывающих скважин.

Согласно оценкам отраслевых экспертов, в среднем по России дебиты ГС в 3-5 раз выше расчетных дебитов наклонно-направленных скважин, которые могли быть пробурены на том же месте. В отдельных случаях дебит ГС превышает дебит наклонно-направленных скважин в 10-12 раз.

Горизонтальное бурение при разработке шельфовых месторождений позволяло отказаться от применения морских буровых платформ, замещая их бурением с берега. Это, например, характерно для проекта «Сахалин-1», где с берега бурились ГС с горизонтальным участком в 9 км и даже более.

Одновременное наложение перечисленных обстоятельств примерно в один и тот же временной период, в 2008-2011 годах, привело к резкому повышению интереса компаний к применению горизонтального бурения, который не только сохранился, но и усилился в 2012-2014 годах. В результате в 2013 году рост годового объема проходки в горизонтальном бурении по сравнению с предыдущим годом составил 60%, проходка в январе-июне 2014 года была больше аналогичного показателя за 2013 год на 62%.

Согласно данным ЦДУ ТЭК, в 2009-2013 годах рост проходки в горизонтальном бурении сопровождался увеличением проходки в суммарном бурении, и только в нынешнем году эта закономерность последних четырех лет нарушилась. Произошло это вследствие того, что эффект от ввода горизонтальных скважин стал настолько большим, что для получения заданного объема дополнительной добычи нефти стало требоваться все меньшее количество эксплуатационных добывающих скважин. В итоге, в первой половине 2014 года, наконец, произошел перелом, и рост проходки в горизонтальном бурении стал сопровождаться падением суммарной проходки в целом. Согласно прогнозу RPI, увеличение суммарной проходки можно ожидать не ранее 2016-2017 годов, на которые запланировано одновременное промышленное освоение крупных месторождений в Большехетской впадине и Юрубчено-Тохомской зоне. После этого, в 2018-2020 годах, нисходящий тренд в объемах бурения, вероятно, возобновится снова. И пока не просматривается причин, которые могли бы его переломить, так как перспективных крупных добычных проектов с большими объемами буровых работ в России в настоящее время не предвидится.

The nearly simultaneous occurrence of these events during 2008-2011 translated into sharply higher interest in horizontal drilling on the part of oil companies, and this interest has not only been maintained, but also increased from 2012 through 2014. As a result, the annual scope of horizontal drilling in 2013 surged 60 percent compared to the previous year, while drilling in January-June 2014 exceeded the scope for the same period in 2013 by 62 percent.

According to CDU TEK data, the rise in horizontal drilling volumes from 2009 through 2013 was accompanied by an increase in total drilling, and that four-year trend was broken only this year. This happened as the effect from completion of horizontal wells was so pronounced that an increasingly smaller number of producing wells was needed to achieve the targets set for incremental oil output. Finally, the tipping point occurred during the first half of 2014 when the increase in horizontal drilling was accompanied by a decrease in the scope of nationwide drilling. According to RPI’s estimate, an increase in total drilling can be expected no earlier than 2016-2017, as this is the period when simultaneous development is scheduled for large fields in the Bolshekhetskaya depression and Yurubcheno-Tomkhomskaya zone. After that, the downward trend in drilling volumes will likely resume in 2018-2020.

So far nobody has suggested any possible ways or means to halt this trend, since no large upstream projects with a big scope of drilling in Russia are currently in sight.

Horizontal Drilling: The Main Target of Sanctions Western sanctions are the only factor that could curtail growth of horizontal drilling in the medium terms, i.e. after 2018. That would mean, of course, that the sanctions would not be lifted until that time.

The EU, US and Canada have introduced sectoral restrictions against Russia, including its oil industry, in two stages. The first stage targeted equipment supplies. It was imposed at the end of July – early August 2014. The second stage was executed in September. This round of sanctions targeted not only equipment deliveries, but also the provision of services, the exchange of information with Russian partners, and the participation of Western companies in the most technologically advanced upstream projects.

The main goals pursued by the sanctions included slowing down the expansion of horizontal drilling, including offshore projects. The list of equipment banned by the US from import into Russia included, specifically, drilling rigs, parts for horizontal drilling, and logging facilities.

In mid-September, the US introduced the second stage of sanctions. This stage banned Western companies from

37ROGTECROGTEC

NEWS


ITE ADVERT

38 ROGTEC

БУРЕНИЕ

www.rogtecmagazine.com38

continuing operations under joint Arctic, deepwater and shale projects, i.e. exploration and production projects carried out with Rosneft, Gazprom, Gazprom Neft, LUKOIL and Surgutneftegaz. The new sanctions not only limited exports of oil industry products to Russia, but also prohibited the exchange of technologies and services in this area.

At present, many projects operated by Rosneft and Gazprom Neft together with such companies as ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Eni Spa and Statoil ASA, have been placed on hold.

RPI experts have analyzed the potential impact of the sanctions on the performance of many segments of the oilfield services market, including horizontal drilling. This analysis revealed that horizontal drilling volumes could show steady growth under these conditions until 2017, totaling 7.4-7.5 million meters per year. Then in 2018 the scope of horizontal drilling would decline by nearly 18 percent for two reasons: drilling in the Bolshekhetskaya depression and Yurubcheno-Tomkhomskaya zone will have peaked, and there will be increased difficulties in obtaining Western spare parts for previously purchased equipment. Nonetheless, we forecast renewed growth in the scope of horizontal drilling after 2019, which should reach 6.3 million meters in 2020.

«Горизонталка» – главная цель санкцийЕдинственным фактором, который в среднесрочной перспективе, то есть после 2018 года, может сдержать рост объемов горизонтального бурения, являются западные санкции. Естественно, если их до этого времени не отменят.

Секторальные ограничения, в том числе в отношении нефтегазовой отрасли, ЕС, США и Канада вводили в две стадии. Первая стадия касалась поставок оборудования. Она была введена в конце июля – в начале августа 2014 года. Вторая стадия введена в сентябре 2014 года. Она распространяла действие санкций не только на поставки оборудования, но и на предоставление услуг, обмен информацией с российскими партерами, а также на участие западных компаний в наиболее технологичных добычных проектах.

Среди основных целей санкций стало сдерживание развития горизонтального бурения, в том числе в рамках шельфовых проектов. Список запрещенного США к ввозу в Россию оборудования включает, в частности, буровые установки, детали для горизонтального бурения, оборудование для каротажа.

ROGTEC www.rogtecmagazine.com

30

Источник/Source: RPI analysis

25

20

15

10

5

02013 (факт/actual) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

17,88

13,54 12,0413,90

17,8215,74 15,62 15,62

2,520,630,26

3,61

0,960,31

3,75

1,17

0,33

3,95

1,420,30 3,62

1,160,33

3,86

1,170,48

3,69

1,090,37 0,26

1,04

3,51

22,3020,38 20,19

21,24

24,3522,90 22,26 21,87-0,9%

5,2%

14,7%-6,0% -2,8% -1,7%

млн м Millions of meters

Годовой прирост, % Annual growth rate, %

Западная Сибирь Wester Siberia

Волго-Урал Volgo-Urals

Тимано Печора Timan Pechora

Восточная Сибирь Eastern Siberia

Прочие Others

Всего Total

График 1: Прогноз суммарной проходки в эксплуатационном и разведочном бурении в России на 2014-2020 годы, млн м Figure 1: Nationwide exploration and production drilling forecast in Russia from 2014 through 2020, million meters

39ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com 39ROGTEC

В середине сентября 2014 года США ввели вторую стадию санкций. Эта стадия предусматривает запрет западным компаниям продолжать совместную работу в рамках совместных арктических, сланцевых и глубоководных проектов по разведке и добыче совместно с «Роснефтью», «Газпромом», «Газпромнефтью», «ЛУКОЙЛом», и «Сургутнефтегазом». Новые санкции не только ограничили экспорт в РФ продукции для нефтяной отрасли, но и ввели запрет на обмен технологиями и услугами в данной сфере.

В настоящее время многие проекты, над которыми работали «Роснефть» и «Газпромнефть» совместно с такими западными компаниями, как ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Eni SpA и Statoil ASA, приостановлены.

Специалисты RPI проанализировали потенциальное влияние наложенных санкций на динамику многих сегментов нефтесервисного рынка, в том числе на горизонтальное бурение. Проведенный анализ показал, что непрерывный рост годовых объемов проходки в горизонтальном бурении может продолжаться в этих условиях до 2017 года, вплоть до уровня в 7,4-7,5 млн м в год. Затем, в 2018 году, может последовать спад примерно на 18%, обусловленный двумя обстоятельствами: прохождением пика бурения в Большехетской впадине и Юрубчено-Тохомской зоне, а также нарастанием проблем в обеспечении уже закупленной техники запасными частями. Тем не менее после 2019 года мы прогнозируем восстановительный рост проходки в горизонтальном бурении примерно до уровня в 6,3 млн м в 2020 году.

Собирание активов

Вторая тенденция развития российского бурового рынка, проявляющаяся в увеличении доли несвободного сегмента бурового рынка, обозначилась прошедшей весной. В данном случае под несвободным (закрытым) рынком мы понимаем буровой рынок, на котором подрядчиками выступают либо подразделения самих ВИНК, например, у «Сургутнефтегаза» и «Татнефти», либо кэптивные компании, у которых почти весь объем заказов приходится на какую-то определенную ВИНК.

Первой ласточкой роста несвободного рынка была покупка «Роснефтью» 100% акций «Оренбургской буровой компании» (ОБК), описанная в отчете RPI «Нефтесервисные компании России: новые возможности и вызовы в свете текущих геополитических реалий».

В то время руководство этой ВИНК официально заявляло о планах по интеграции ОБК в структуру холдинга в предстоящие несколько месяцев, чтобы

Asset Aggregation

The second trend in the development of the Russian drilling market that arose in conjunction with an increased share of the closed segment of the drilling market became apparent last spring. In this case, the closed market is understood as the drilling market in which contractors are either units of VIOCs themselves, as in the case of Surgutneftegaz and Tatneft, or captive companies where a certain VIOC accounts for virtually all orders.

The first harbinger of growth in the closed market was Rosneft’s purchase of a 100 percent interest in Orenburg Drilling Company (ODC), an event discussed in RPI’s report Russian Oilfield Services Companies: New Opportunities and Challenges in Light of the Current Geopolitical Environment.

At that time, the management of this VIOC officially announced its plans to integrate ODC into the holding’s structure over the next few months so that the bulk of the company’s operations consisted of Rosneft orders. For this purpose, ODC’s drilling rigs were to be relocated to Western Siberia during the second half of 2014, to the district of Nefteyugansk, and to the Samara region.

In spring 2014, the idea of purchasing drilling rigs stood in stark contrast with reports swirling in the media several years in a row that RN-Burenie could be put up for sale. However, the further train of events showed that the accretion of drilling assets was a new trend being pursued by the country’s leading oil producer.

At the end of July 2014, Weatherford sold to Rosneft all of its Russian subsidiaries that engage in drilling, well servicing and workovers. These included: » Nizhnevartovskburneft» Nizhnevartovsk Well Repair Company 1» Orenburgburneft

The companies were acquired by Weatherford from TNK-BP in 2009 and only five years later they ended up being sold again. At the end of July 2014 their further fate was still unclear. However, the veil of secrecy was to be lifted before long – around the end of August.

At that time, Rosneft agreed to purchase a 30 percent stake in North Atlantic Drilling for about $925 million. The company was to pay for the deal by contributing 150 drilling rigs and making a cash payment. A month earlier in July, Rosneft and North Atlantic entered into long-term agreements under which six of North Atlantic’s offshore drilling rigs were to be used on the Russian shelf until 2022.

According to the results of RPI’s analysis, this meant that Rosneft assigned virtually all of its operable onshore drilling rigs to North Atlantic Drilling, including RN-Burenie, the

ROGTEC

DRILLING


40

former drilling assets of Weatherford and Orenburg Drilling Company. Under the terms of the deal, Rosneft was required to sign five-year contracts for the use of North Atlantic’s drilling facilities.

As a result, Rosneft pursued two goals: to solve the problem of securing offshore drilling rigs that would be capable of performing exploration drilling at its Arctic offshore license blocks, while also taking control of a major captive drilling contractor that could handle its most lucrative drilling order for many years to come.

However, as it turned out, these ambitious plans had to be revisited in light of Western sanctions. At the end of September 2014, the media reported that North Atlantic’s drilling rigs would not be operated in the Russian Arctic due to the sanctions imposed against the country. The first offshore well Universitetskaya-1 turned out to be the last, after which North Atlantic’s drilling rig discontinued Arctic operations, but not before a major new oil field, Pobeda, was discovered.

In autumn 2014, new broke that the sale of Slavneft’s drilling assets, which was planned a year ago, would not take place and these assets would remain with the parent holding, performing a large scope of work for it.

Three years ago, Slavneft ran four companies that specialized in exploration and production drilling: » Megionskoye Department of Drilling Work (Megion UBR)» Ob Geologiya» Megiongeologiya » Baikit Oil and Gas Exploration Expedition (BNGRE)

Throughout 2012 and early 2013, Slavneft held talks with a new potential buyer – RU-Energy Group. However, the deal fell through due to the bankruptcy of potential buyer, and plans to sell off these assets were abandoned. Thus, Slavneft’s refusal to offload its drilling units fits with a trend that is consistent with the industry as a whole.

As a result of the above-mentioned deals, both those that were executed and those that fell through, up to 45 percent of the nationwide scope of drilling in Russia was carried out on the closed market during the second half of 2014.

Targin Could be Next in Line

The events outlined above are not the only ones that in one way or another are associated with a further increase in the share of the closed drilling market.

The CEO of AFK Sistema, an integrated service conglomerate controlling Bashneft, was placed under house arrest in September 2014 in connection with criminal charges that the Bashkortostan-based company had been illicitly privatized.

основной объем работ компании производился по заказам «Роснефти». С этой целью буровые установки ОБК во второй половине 2014 года планировалось передислоцировать в Западную Сибирь, в район Нефтеюганска и Нижневартовска, а также в Самарскую область.

Весной 2014 года идея покупки буровых установок резко контрастировала с муссировавшимися в СМИ несколько лет подряд слухами о возможной продаже «РН-Бурения». Однако последовавшие за этим события показали, что именно собирание буровых активов стало новой тенденцией для ведущей добывающей компании страны.

В конце июля 2014 года Weatherford продал «Роснефти» все свои российские дочерние предприятия, занимающиеся бурением и ТКРС. В их число вошли, в частности: » ЗАО «Нижневартовскбурнефть»;» ООО «Нижневартовское предприятие по ремонту скважин-1»;» ООО «Оренбургбурнефть».

Эти предприятия были приобретены Weatherford у ТНК-BP в 2009 году и всего через пять лет оказались вторично проданными. В конце июля 2014 года их дальнейшая судьба была еще не ясна. Однако завеса секретности развеялась совсем скоро – примерно в конце августа.

В это время «Роснефть» договорилась о покупке 30% акций буровой компании North Atlantic Drilling примерно за $925 млн. Эту сделку она должна была оплатить 150 буровыми установками и деньгами. А чуть ранее, в июле 2014 года, «Роснефть» и North Atlantic заключили долгосрочные соглашения, в соответствии с которыми предполагалось использование шести морских буровых установок North Atlantic на российском шельфе на период до 2022 года.

Согласно результатам анализа RPI, это означало передачу North Atlantic Drilling практически всех работоспособных наземных буровых установок, принадлежащих буровым дочерним предприятиям «Роснефти», в том числе «РН-Бурению», бывшим буровым активам Weatherford и «Оренбургской буровой компании». Согласно условиям сделки, «Роснефть» обязана заключить пятилетние контракты на использование буровой техники North Atlantic.

«Роснефть» в итоге могла потенциально добиться двух целей: решить проблему с обеспечением ее морскими буровыми установками, которые способны вести разведочное бурение на корпоративных арктических шельфовых лицензионных участках, а также попутно заиметь крупного кэптивного бурового

ROGTEC

БУРЕНИЕ


41ROGTEC

подрядчика, обеспеченного на годы вперед ее наиболее выгодными буровыми заказами.

Однако судьба и западные санкции внесли в эти стройные планы свои коррективы. В конце сентября 2014 года стало известно, что в связи с санкциями морские буровые установки North Atlantic в российской Арктике работать не будут. Первая шельфовая скважина «Университетская-1» оказалась и последней, после которой буровая установка North Atlantic прекратила свою работу в Арктике, открыв при этом новое крупное нефтяное месторождение «Победа».

Осенью 2014 года стало известно, что планировавшаяся годом ранее продажа буровых активов «Славнефти» также не состоялась, и они остались в составе материнского холдинга, выполняя для него значительный объем работ.

Еще три года назад в составе «Славнефти» находилось четыре предприятия, специализирующихся на эксплуатационном и разведочном бурении: » ООО «Мегионское управление буровых работ» (Мегионское УБР); » ООО «Обь геология»; » ООО «Мегионгеология»;» ООО «Байкитская нефтегазоразведочная экспедиция» («БНГРЭ»).

На протяжении всего 2012-го и начала 2013 года «Славнефть» вела переговоры с новым потенциальным покупателем - «РУ-Энерджи Групп». Однако в связи с банкротством потенциального покупателя сделка не состоялась, и планов по отчуждению этих активов пока нет. Получается, что отмена продажи буровых предприятий «Славнефти» оказалась в тренде, характерном для отрасли в целом.

В результате перечисленных сделок, как совершенных, так и не состоявшихся, уже во второй половине 2014 года на несвободном буровом рынке производилось до 45% от всего объема буровых работ в России.

Следующим будет «Таргин»?

Этим не исчерпываются все события, так или иначе связанные с дальнейшим увеличением доли несвободного бурового рынка.

В сентябре 2014 года был арестован и помещен под домашний арест глава АФК «Система» Владимир Евтушенков в рамках уголовного дела о незаконной приватизации ОАО «Башнефть».

«Система» в настоящее время является наиболее крупным акционером данной ВИНК и, одновременно

AFK Sistema is currently the largest shareholder of this VIOC and also the owner of oilfield services holding Bashneft-Service Assets, which, in turn, was renamed Targin last year. As noted in RPI’s report Russian Oilfield Services Companies: New Opportunities and Challenges in Light of the Current Geopolitical Environment, Bashneft-Service Assets was formed in 2010 on the basis of 11 former oilfield services companies of Bashneft. These companies were initially assigned to a new legal entity, and then spun off from the VIOC. In autumn 2013, AFK Sistema became the sole owner of Bashneft-Service Assets.

If, in the course of the criminal case, it is proven that Bashneft was privatized in violation of the law and should be returned to the state, then there is a high degree of probability that not Bashneft in its current state, but all of its assets that were part of the VIOC at the time of its privatization would have to be returned to the state. Under this logic, Targin oilfield services holding would also be given back to the state. And if this is the case, the share of the closed drilling market could approach the 50 percent mark within the next few years.

For more information please contact Ms. Daria Ivantsova: Telephone: (+7 495) 502-5433 / 778-9332; E-mail: [email protected]

ROGTEC

DRILLING


с этим, владельцем нефтесервиного холдинга «Таргин». «Таргин» - это, в свою очередь, не что иное, как переименованное прошедшим летом ООО «Башнефть-Сервисные Активы». Как указывается в отчете RPI «Нефтесервисные компании России: новые возможности и вызовы в свете текущих геополитических реалий», компания «Башнефть-Сервисные Активы» была сформирована в 2010 году на базе 11 бывших нефтесервисных предприятий «Башнефти». Эти предприятия были сначала переданы в новое юридическое лицо, а затем выведены из состава ВИНК. Осенью 2013 года единственным акционером ООО «Башнефть-Севисные Активы» стала АФК «Система».

Если в рамках уголовного дела будет доказано, что «Башнефть» была приватизирована с нарушением законодательства и должна быть возвращена государству, то речь с большой степенью вероятности может пойти о возврате не нынешней «Башнефти», а всех ее активов, которые находились в структуре ВИНК на момент приватизации. По этой логике должен быть возвращен государству и нефтесервисный холдинг «Таргин». При таким раскладе доля несвободного бурового рынка в ближайшие годы может вплотную приблизиться к отметке в 50%.

За дополнительной информацией просьба обращаться к Иванцовой Дарье: Телефон: (+7 495) 502-5433 / 778-9332; E-mail: [email protected]

42

In the first part of this article, we look at reserves and major projects for the Russian upstream gas sector. In part 2, to be published in the next issue of ROGTEC Magazine, the article will conclude by looking at the production outlook, including market risks.

ne of the conundrums of 2014 has been lower Gazprom production over the first eight months of

the year, down by some 24 bcm (-7.7%) y/y. The reduction comes as total Russian production is down by 14 bcm (-3%), which points to Gazprom losing both output and market share to its rivals. While exports are up by 2.4 bcm, the underlying weakness in production raises questions, given the recent extensive capital spending by Gazprom.

In this Insight, we look at developments in the Russian upstream and find that Gazprom’s reserve picture still looks healthy, with a reserves/production ratio of over 70 years, and little need to chase complex areas (such as the offshore Arctic circle) or develop shale.

Gazprom’s production picture also looks better than it has for a while. The decline in traditional production areas has been moderated by investments in new production areas, as well as improved gas extraction processes. Gazprom also benefits from its largest field (Zapolyarny) having just reached design capacity production, while the flagship field (Bovanenkovo)

В первой части статьи пойдет речь о запасах и крупных проектах газового upstream сектора России. Вторая часть статьи будет опубликована в следующем выпуске журнала ROGTEC и посвящена подведению итогов производственных перспектив и рыночных рисков.

дним из парадоксов 2014 года является снижение объема добычи Газпромом в течение первых

восьми месяцев года примерно на 24 млрд. куб. м (-7.7%) в годовом исчислении. Данное снижение происходит на фоне снижения добычи по России в целом на 14 млрд. куб. м (-3%), что указывает на потерю Газпромом как производительности по газу, так и доли на рынке по сравнению с его конкурентами. Снижение добычи, происходящее на фоне увеличения объема экспорта на 2,4 млрд. куб. м, вызывает вопросы, учитывая недавно осуществленные Газпромом крупные капитальные затраты.

В данном аналитическом обзоре мы рассматриваем события в сфере разведки и добычи России и выявляем, что состояние запасов Газпрома не вызывает опасений, учитывая более чем 70-летний период кратности запасов и малую необходимость ускоренного освоения сложных участков (таких как арктический шельф) или разработки сланцевых комплексов.

ROGTEC

ДОБЫЧА ГАЗА


O O

Газпром и добыча газа в РоссииОбщий обзор и перспективы развития

Gazprom & Russian Gas Production Overview & Future Developments

43ROGTEC

Кроме того, текущее состояние добычи в Газпроме лучше, чем оно было на протяжении некоторого времени в прошлом. Падение добычи в традиционных добывающих регионах уравновешивается инвестициями в новые добывающие регионы, а также усовершенствованием технологических процессов извлечения газа. Преимуществом для Газпрома также является то, что его крупнейшее месторождение (Заполярное) только что вышло на проектную мощность, в то время как флагманское месторождение (Бованенково) существующего мегапроекта Газпрома на Ямале начало давать газ лишь два года тому назад, и добыча газа там будет увеличиваться на протяжении большей части текущего десятилетия. Другой крупный проект Газпрома, Восточный коридор, позволит осуществлять разработку его месторождений с традиционными запасами в Восточной Сибири. Текущий инвестиционный климат в России, в сочетании с западными санкциями в отношении российских компаний, создает сложности для финансирования. Но мы все же уверены, что данная программа инвестиций будет успешной, невзирая на высокие риски возможных задержек. Исходя из «консервативных» предположений о темпах повышения добычи на новых проектах и снижения дебитов на существующих месторождениях, мы прогнозируем увеличение добычи газа Газпромом в 2020 году на 55-90 млрд. куб. м.

В то время как Восточная Сибирь будет экспортировать свою продукцию в Азию, рост добычи на Ямале будет осуществляться с расчетом на реализацию продукции на рынке Западной Европы. Ухудшающиеся отношения между ЕС и Россией, а также характерная слабость текущего рынка газа ЕС представляют собой особые маркетинговые проблемы для Газпрома. В целом, маркетинг всего этого газа в Европе сводится к цене. Все более актуальным для Газпрома будет становиться вопрос, ограничивать ли добычу, когда цены на транзитных узлах упадут ниже плановых, или ему просто транспортировать газ и продавать его на транзитном узле – что может привести с понижению цен на газ до уровней перехода на альтернативные виды топлива в энергетике. Так как мы наблюдаем за Газпромом уже долгое время, мы не очень верим в реалистичность последнего варианта развития событий. Общий обзорКлючом к российскому газу является Газпром, который владеет около 18% мировых и 70% российских запасов природного газа. В 2013 году компании группы Газпром добыли 490 млрд. куб. м газа, или почти 3/4 от общего объема добычи российского газа (670 млрд. куб. м). За первые восемь месяцев 2014 года объем добычи газа Газпромом снизился на 24 млрд. куб. м (-7,7%) в

of its existing mega-project in the Yamal started producing gas only two years ago, and will continue to ramp up for most of this decade. Its other major project, the Eastern Corridor Project, will allow the development of its Eastern Siberian conventional fields. The current investment climate in Russia, together with western sanctions on Russian companies, creates financing challenges. But we still think much of this investment programme will be delivered—albeit with higher risks of delays. Taking conservative assumptions on new project ramp rates and existing field decline rates, we estimate Gazprom production will be higher in 2020 by 55-90 bcm of gas.

With Eastern Siberia taking care of its exports to Asia, the growth in Yamal production will be looking to Western Europe for a market. The deteriorating relationship between the EU and Russia, and the inherent weakness of the current EU gas market, poses specific marketing problems for Gazprom. Overall, marketing all of that gas in Europe comes down to price. The growing question for Gazprom will be whether it locks in production when hub prices fall below target prices, or if it simply flows the gas and sells it at the hub—which could push gas prices down to fuel switching levels in power. As long term spectators of Gazprom, we find it hard to accept the latter as a realistic outcome. OverviewThe key to Russian gas is Gazprom, which owns around 18% of global, and 70% of Russian natural gas reserves. In 2013, Gazprom group companies produced 490 bcm of gas, almost three quarters of total Russian gas production of 670 bcm. Over the first eight months of 2014, Gazprom production is down by 24 bcm (-7.7%) y/y. The share of Gazprom Russian production has fallen from 77% in 2011 to 70% so far this year, as other producers have been able to expand their own production.

Gazprom’s reserve base spans Russia, but the biggest share of reserves (63%) and current production (93%) is located in the Urals federal region.

ReservesGazpromGazprom reserves have been growing as the company engaged in considerable exploration and field development over the last five years. The total reserves of Gazprom (including the ‘possible’ (C1 category) at the end of 2013, sat at 35.7 tcm (around a 72-year reserves/production ratio), up from the 33.6 tcm level in 2009.

Both proved and probable levels of reserves have increased at the Gazprom Group level, going up by 1.2 tcm since 2009 to reach 22.5 tcm. It has also seen expansion in the reserves basis of its 96% owned Gazprom Neft subsidiary, although its overall gas reserves of 0.2 tcm are relatively low. In terms of its production sharing agreements with Purgaz and Severneftegazprom, both of these have seen a reduction

ROGTEC

GAS PRODUCTION


44 ROGTEC



годовом исчислении. Доля добычи Газпрома на российском рынке упала с 77% в 2011 году до 70% на текущий момент этого года, в то время как другие добывающие компании смогли увеличить свои объемы добычи.

База запасов Газпрома охватывает всю Россию, но наибольшая доля запасов (63%) и текущей добычи (93%) приходится на месторождения, находящиеся в Уральском федеральном округе.

ЗапасыГазпромЗапасы Газпрома растут, т. к. за последние пять лет компания выполнила большой объем работ по разведке и освоению месторождений. Суммарные запасы Газпрома (включая возможные запасы категории C1) на конец 2013 года составили 35,7 трлн. куб. м (примерно 72-летний период кратности запасов), по сравнению с 33,6 трлн. куб. м в 2009 году.

На уровне Группы Газпром доказанные и вероятные запасы увеличились на 1,2 трлн. куб. м по сравнению с 2009 года, и достигли величины 22,5 трлн. куб. м. Также наблюдалось расширение ресурсной базы дочернего предприятия “Гапром нефть” (доля Газпрома в нем составляет 96%), хотя его общие запасы газа (0,2 трлн. куб. м) относительно малы. Что же касается соглашений о разделе продукции с компаниями «Пургаз» и «Севернефтегазпром», у обеих данных компаний наблюдается снижение доказанных и вероятных запасов. Возможные запасы (C1) увеличились на 0,8 трлн. куб. м за последние пять лет.

В разрезе регионов, по запасам Газпрома с 2009 года сложилась следующая ситуация:» Запасы на Урале снизились ввиду того, что Уральский бассейн является наиболее освоенным из российских бассейнов. Добыча газа привела к уменьшению базы запасов почти на 2 трлн. куб. м (-8%).» Запасы больше всего выросли в шельфовом регионе (на 1,9 трлн. куб. м, или 38%), на месторождениях Сибири (на 1,5 трлн. куб. м, или 500%), и на Дальнем Востоке (на 0,8 трлн. куб. м, или 200%).» В других, не таких крупных регионах, в целом наблюдалось снижение их оцененных запасов.

В своей стратегии добычи Газпром указал, что к 2020 году планирует добывать 650–670 млрд. куб. м в год природного газа. Прогнозируемый рост добычи, как ожидается, произойдет благодаря освоению ряда стратегических регионов: полуострова Ямал, Восточной Сибири, Дальнего Востока и российского континентального шельфа. В настоящем аналитическом обзоре мы подробнее рассматриваем этот прогноз и ожидания на предстоящие годы.

in proved and probable reserves. Possible reserves (C1) have increased by 0.8 tcm in the last five years.

In terms of regional make-up of Gazprom reserves, since 2009:» Urals reserves have eroded due to it being the most mature of the Russian basins. Gas production has reduced the reserve base by almost 2 tcm (-8%).» Reserves have grown the most in the offshore region (up by 1.9 tcm, 38%), the Siberian fields (up by 1.5 tcm, +500%), and in the Far East (up by 0.8 tcm, 200%).» Other, smaller regions have generally seen a decline in their estimated reserves.

In its production strategy, Gazprom indicated it expected to produce between 650–670 bcm/y of natural gas by 2020. The forecast growth in production is expected to come from the development of a number of strategic regions: the Yamal Peninsula, Eastern Siberia, the Far East and the Russian continental shelf. In this Insight, we look in greater detail at this claim and expectations for the coming years.

Источник: Газпром, Energy Aspects Source: Gazprom, Energy Aspects

40

30

20

10

02009 2010 2011 2012 2013

Запасы кат. С1 C1 Reserves

Вероятные Probable

Доказанные Proved

Рис. 1: Запасы Газпрома, по категориям, трлн. м3

Fig 1: Gazprom reserves, category, tcm

40

30

20

10

02009 2010 2011 2012 2013

Шельф Offshore

Рис. 2: Запасы Газпрома, по регионам, трлн. м3

Fig 2: Gazprom reserves, region, tcm


Северо-Западный Northwestern

Дальний Восток Far East

Сибирский SiberianПриволжский PrivolzhskyЮжный и Северно-Кавказский Southern & North CaucasionУральский Urals

45ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


Запасы, не относящиеся к ГазпромуПри том, что Газпром доминирует на российском газовом рынке, у других компаний также имеются запасы, большая часть которых принадлежит нефтяным компаниям. Не относящиеся к Газпрому запасы газа (доказанные и вероятные) составляют 8 трлн. куб. м, или около 30% российской базы запасов. Многие работы по разведке и добыче газа данными компаниями ведутся на основе попутного нефтяного газа.

Что касается добычи природного газа, не относящегося к Газпрому, тремя крупнейшими добывающими компаниями являются Новатэк, Роснефть и ЛУКойл. Следует заметить, что резкое увеличение объемов Роснефти в июле 2013 года произошло потому, что с указанной даты в них стали входить запасы ТНК-BP, ранее относящиеся к категории “прочие”.

Попутный нефтяной газ составляет значительную долю российских объемов газа, хотя большая его часть до сих пор сжигается на факелах, вместо того, чтобы улавливаться и реализовываться на рынке. Добыча

Non-Gazprom ReservesWhile Gazprom dominates the Russian gas market, other companies also have reserves, with most of these held by the oil companies. Non-Gazprom gas reserves (proven and probable) sit at 8 tcm, or about 30% of the Russian reserves base. Much of the exploration and production of gas by these companies is done on an associated gas basis.

In terms of non-Gazprom natural gas production, the three largest producers are Novatek, Rosneft and Lukoil. We note that the sharp increase in Rosneft volumes in July 2013 are because TNK-BP started to be included from that date, rather than in the “other” category.

Gas associated with oil production makes an important contribution to Russian gas volumes, although much of it is still being flared rather than captured and marketed. Russian oil production has risen from 9.9 mb/d in 2009 to over 10.5 mb/d in 2014, mainly driven by increases in the Western Siberian region, leading to more associated gas production. In addition, Russia introduced fines for oil companies flaring more than 5% of associated gas in

2009

Рис. 3: Запасы Газпрома, по регионам, 2013, млрд. м3

Fig 3: Gazprom reserves, region, 2013, bcm


Шельф - Offshore

Северо-Западный - Northwestern

Дальневосточный - Far East

Сибирский - Siberian

Приволжский - Privolzhsky

Южный и Северно-Кавказский - Southern & North Caucasion

Уральский - Urals

2010 2011 2012 2013 Доля Share 2013 - 2009 2013/2009Запасы природного газа - Natural Gas Reserves

24,391

90

2,561

759

285

402

5,091

Общий - Total 33,578

23,567

89

2,545

751

308

457

5,335

33,052

23,401

88

2,523

735

1,668

1,106

5,525

35,047

23,144

87

2,511

718

1,712

1,181

5,791

35,144

22,455

87

2,499

696

1,729

1,197

7,006

35,669

63%

0%

7%

2%

5%

3%

20%

(1,936)

(3)

(62)

(62)

1,445

795

1,914

2,091

(8%)

(4%)

(2%)

(8%)

507%

198%

38%

Источник: CDU-TEK, Energy Aspects Source: CDU-TEK, Energy Aspects

60

50

40

30

20Июл/Jul Окт/Oct

2014 2013 2012

Рис. 4: Добыча, Газпром, млрд. м3 Fig 4: Gazprom production, bcm

Апр/AprЯнв/Jan

20

16

12

8

0Сен/Sep 13

Сургутнефтегаз Surgutneftegaz

Рис. 5: Добыча, не Газпром, млрд. м3 Fig 5: Non-Gazprom reserves, region, tcm

Источник: CDU-TEK, Energy Aspects Source: CDU-TEK, Energy Aspects

Сен/Sep 12Сен/Sep 11Сен/Sep 10

4

Прочие OthersНоватек Novatek

ЛУКойл LukoilРоснефть Rosneft

46 ROGTEC



газа в России выросла с 9,9 млн. барр. в день в 2009 году до свыше 10,5 млн. барр. в день в 2014 году, в основном за счет увеличения добычи в Западно-Сибирском регионе, что привело к увеличению добычи попутного газа. Кроме того, в 2012 году Россия ввела штрафы для нефтяных компаний, сжигающих на факеле более 5% попутного газа. Тем не менее, большие расстояния и ограниченная инфраструктура продолжают накладывать ограничения на объемы улавливаемого газа. Месторождения традиционной нефти в Западной Сибири испытывают спад добычи в связи со зрелостью бассейна, и это означает, что в будущем на них также будет добываться меньше попутного газа. Тем не менее, правительство продолжает настаивать на снижении объемов сжигания газа на факелах, и компании, возможно, осуществят инвестиции в увеличение объемов улавливания газа и транспортной инфраструктуры, что в результате может привести к тому, что на рынок поступит большее количество попутного газа.

Главные проекты на стадии разработкиЯмальский мегапроектЯмальский мегапроект, расположенный на полуострове Ямал и в прилегающих к нему шельфовых зонах, состоит из 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений с приблизительно 16 трлн. куб. м разведанных и предварительно оцененных запасов газа и почти 22 трлн. куб. м геологических и прогнозных запасов газа.

Газпром имеет лицензии на разработку восьми месторождений в составе Ямальского проекта, в т. ч.: Бованенковское, Харасавэйское, Новопортовское, Крузенштернское, Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское и Малыгинское месторождения.

В плане запасов газа (ABC1+C2), Бованенковское месторождение является наиболее крупным на п-ве Ямал (4,9 трлн. куб. м). Начальные запасы газа на Харасавэйском, Крузенштернском и Южно-Тамбейском месторождениях составляют около 3,3 трлн. куб. м. Ямальские месторождения Газпрома на суше разрабатываются в трех продуктивных интервалах: » В Бованенковский продуктивный интервал входят три основных месторождения: Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. Планируется, что общая годовая добыча достигнет 220 млрд. куб. м газа и до 4 млн. т конденсата на пике добычи.» В Тамбейский продуктивный интервал входят шесть месторождений, из которых четыре лицензии принадлежат Газпрому: Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское, Малыгинское (лицензии принадлежат Группе Газпром). Планируется, что общая годовая добыча из данного

2012. However, remote locations and limited infrastructure continue to limit how much gas is captured. Conventional oil fields in West Siberia are facing the declines associated with a mature basin, meaning they will also produce less associated gas in future. However, the government continues to press for reductions in gas flaring and companies may invest in more gas capturing and transport infrastructure, potentially resulting in higher amounts of associated gas reaching the market.

Main Projects Under DevelopmentYamal Mega-ProjectThe Yamal megaproject, located on the Yamal Peninsula and in its adjacent offshore areas, is made up of 11 gas and 15 oil, gas and condensate fields, with approximately 16 tcm of explored and preliminary estimated gas reserves and nearly 22 tcm of in place and forecast gas resources.

Gazprom holds the development licenses for eight fields in the Yamal project including: Bovanenkovskoye, Kharasaveyskoye, Novoportovskoye, Kruzenshternskoye, Severo-Tambeyskoye, Zapadno-Tambeyskoye, Tasiyskoye and the Malyginskoye fields.

In terms of gas reserves (ABC1+C2) the Bovanenkovskoye field is the most significant one on the Yamal Peninsula (4.9 tcm). The initial gas reserves of the Kharasaveyskoye, Kruzenshternskoye and Yuzhno-Tambeyskoye fields amount to about 3.3 tcm. Gazprom’s Yamal onshore fields are being developed in three production zones: » The Bovanenkovo production zone includes three basic fields: Bovanenkovskoye, Kharasaveyskoye and Kruzenshternskoye. Total annual production is projected to reach 220 bcm of gas, and up to 4 Mt of condensate at peak.» The Tambey production zone involves six fields of which four licences are held by Gazprom: Severo- Tambeyskoye, Zapadno-Tambeyskoye, Tasiyskoye, Malyginskoye (the licenses are held by Gazprom Group). Total annual production of the zone is projected to reach 65 bcm of gas and up to 2.8 Mt of condensate.» The Southern production zone involves nine fields, although just one field licence is held by the Gazprom group: Novoportovskoye. Total annual production is projected to reach 30 bcm of gas.

The development of areas offshore Yamal in the Kara Sea are projected to start after 2025.

With project peak production of the three current development zones put at 315 bcm, the maximum annual gas production on Yamal is more than twice the volume of current gas exports to Western Europe. Forecast peak production levels for the Yamal Peninsula is significant, reaching 75–115 bcm by 2017 and 135–175 bcm by 2020. Not all of this is under licence to Gazprom, but much of the

47ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


интервала достигнет 65 млрд. куб. м газа и до 2,8 млн. т конденсата.» В Южный продуктивный интервал входит девять месторождений, хотя Группа Газпром имеет лицензию лишь на одно месторождение, Новопортовское. Планируется, что общая годовая добыча достигнет 30 млрд. куб. м газа.

Освоение шельфовых зон Ямала в Карском море планируется начать после 2025 года.

С учетом проектируемого пика добычи 315 млрд. куб. м из трех разрабатываемых в настоящее время интервалов, максимальная добыча газа на Ямала более чем в два раза превышает объем текущего экспорта газа в Западную Европу. Прогнозные уровни пиковой добычи для п-ва Ямал значительны, они достигают 75–115 млрд. куб. м к 2017 году и 135–175 млрд. куб. м к 2020 году. Не все из этого относится к лицензии Газпрома, но она распространяется на большую часть Бованенковсого региона. Освоение именно этого региона является ключом к расширению компании. К 2020 году, 60% нового газа будет добываться в одном этом регионе.

Добыча на гигантском Бованенковском месторождении началась в 2012 году, и при том, что общая добыча по Газпрому увеличилась в 2013 году, она снова снизилась в 2014 году. С учетом темпов роста, которые мы ждем от данного месторождения, мы считаем, что в 2014 году на нем должно быть добыто около 28 млрд. куб. м – хотя все еще под вопросом наличие достаточного объема в трубопроводе для транспортировки данного газа. Газпром сообщил о своем намерении достичь пикового уровня добычи 115 млрд. куб. м в год из сеноманских отложений к 2019–2020 годам, а затем достичь полного объема добычи в размере 135 млрд. куб. м в год на данном месторождении пару лет спустя, когда будут вскрыты неокомско-юрские отложения.

Сейчас также ведется освоение Харасавэйского месторождения, и рост добычи на нем до 44 млрд. куб. м в год ожидается между 2020 и 2027 годами, в то время как рост добычи на Крузенштернском месторождении до 32 млрд. куб. м в год ожидается в период с 2025 по 2028 годы.

Реконструкция ЯмалаОсновная проблема для Ямала, являющегося новым районом добычи, – обеспечение достаточных транспортировочных мощностей для перекачки газа в крупные центры потребления. В настоящее время строится новая система перекачки газа с конечной пропускной способностью 300 млрд. куб. м в год

Bovanenkovo region is. It is this development that is key to the company’s expansion. By 2020, over 60% of new gas production will be coming from this one region.

The giant Bovanenkovo field began production in 2012, and while Gazprom total production was up in 2013, it is back down in 2014. Given ramp rates we would expect for the field, we believe it should produce around 28 bcm in 2014—although there is a question about whether sufficient pipeline capacity has been in place to move this gas. Gazprom’s stated intention is for the 115 bcm/y peak production from the cenomanian deposits to be reached by 2019-2020 and for the full 135 bcm/y from this field to be reached a couple of years later when the Neocomian-Jur deposit levels are tapped.

The Kharasaveyskoye field is also being developed and its 44 bcm/y is expected to be ramping up production between 2020 and 2027 while the Kruzenshternskoye fields 32 bcm/y is expected to be ramping up in the 2025 to 2028 period

Debottlenecking the YamalA key issue for the Yamal, as a new production area, has been providing enough transportation to move the gas to major demand centres. A new gas transmission system is being built with an eventual capacity of 300 bcm/y of gas from the Yamal Peninsula fields. The transport system includes 27 modern compressor stations with the aggregate capacity of 8,600–11,600 MW. At the same time, the total length of pipelines will be 12,000–15,000 km. Specific projects the 1,200 km long Yamal (Bovanenkovo)–Ukhta section which will have an annual capacity of 120-140 bcm when finished. The first line, operational from 2012, is scheduled to be completed in 2014, with all compression stations with an annual capacity of 60 bcm/y. The second line will be operational from 2016 and fully completed by 2019. The timing of Gazprom’s new transportation capacity suggests that the ramping of the Yamal to target will be only moderately constrained by the availability of transportation capacity. At Ukhta, the pipeline will link into the wider Russian gas transportation system, including:» The Ukhta–Gryazovets–Torzhok gas pipeline of 1,300 km with a design capacity of some 90 bcm/y over two lines. Both lines are expected to be operational by 2017. » Gryazovets–Pochinki–South Stream pipeline which involves considerable upgrading of existing UGSS (Unified Gas Supply System) infrastructure that will facilitate a link to the 63 bcm/y South Stream. » Gryazovets–Vyborg expansion to provide feedstock to the proposed Baltic LNG terminal.

The overall distance of Yamal gas transportation will be in excess of 2,500 km.

48 ROGTEC



газа, поступающего с месторождения п-ва Ямал. Транспортная система включает 27 современных компрессорных станций совокупной мощностью 8600–11600 МВт. В то же время, общая длина трубопроводов составит 12 000–15 000 км.

Среди особых проектов - 1200-километровый участок Ямал (Бованенково)–Ухта, годовая пропускная способность которого по окончании строительства составит 120-140 млрд. куб. м. Первую линию, введенную в эксплуатацию в 2012 году, планируется завершить в 2014 году, со всеми компрессорными станциями с годовой производительностью 60 млрд. куб. м. Вторая линия будет введена в эксплуатацию с 2016 года и полностью завершена к 2019 году. Расчет времени ввода новых систем транспортировки Газпрома позволяет предположить, что рост добычи на Ямале до плановых объемов будет лишь в незначительной степени ограничен эксплуатационной готовностью сооружений системы транспортировки. В Ухте трубопровод будет подключен к более обширной российской системе транспортировки газа, что включает следующее:» Газопровод Ухта–Грязовец–Торжок длиной 1300 км с расчетной пропускной способностью около 90 млрд. куб. м в год по двум линиям. Обе линии предполагается ввести в эксплуатацию к 2017 году. » Трубопровод Грязовец–Починки–Южный поток, где потребуется значительная модернизация существующей инфраструктуры ЕСГС (Единой системы газоснабжения), что будет способствовать подключению к Южному потоку объемом 63 млрд. куб. м в год. » Расширение трубопровода Грязовец–Выборг с целью обеспечения сырья для предлагаемого терминала “Балтийский СПГ”.

Общее расстояние транспортировки ямальского газа составит свыше 2500 км.

Восточный газовый коридорГазпром разрабатывает новые центры добычи газа в восточной части России в рамках восточного газового коридора, включая Красноярский край, Иркутскую область, Республику Саха (Якутия), Сахалинскую область (зону Сахалинского островного шельфа) и Камчатский край. Месторождения в восточном газовом коридоре ориентированы на азиатские рынки и зарезервированы для поддержки первого контракта с Китаем на поставку 38 млрд. куб. м в год.

Месторождения в Иркутской области и Якутии являются первыми из разрабатываемых в восточном коридоре.

Eastern Gas CorridorGazprom is developing new gas production centres in eastern Russia as part of the eastern gas corridor: including the Krasnoyarsk Territory, the Irkutsk Region, the Republic of Sakha (Yakutia), the Sakhalin Region (the Sakhalin Island offshore area) and the Kamchatka Territory. The fields in the eastern gas corridor are targeting Asian markets, and are ear-marked for supporting the first 38 bcm/y contract with China.

The fields in the Irkutsk and Yakutia are the first ones being developed in the eastern corridor.

Gazprom has been developing:» The Chayandinskoye field (Yakutia), with the oil rim online from 2014 and gas deposits to start producing from 2017-2018. Geological exploration of the field, its deposits geometry and the degree of pay zones saturation are being explored. More than half of the reserves have already been classified as proven. Gazprom intends to finish geological exploration work in 2015. Peak production from this field is put at 25 bcm/y and is expected to be reached in 2022.» The Irkutsk fields of Kovyktinskoye and Chikanskoye which together are expected to have plateau production of 35 bcm/y. They are expected to start producing from 2022.

Debottlenecking Eastern Siberia As with the Yamal, the development of the eastern Siberian fields requires substantial development of infrastructure to get gas to market.

For the Irkutsk and Yakutia fields, the Power of Siberia pipeline is being constructed, running for over 3,000 km from Yakutia to Khabarovsk, and then to Vladivostok and China. The gas pipeline route will run in parallel with the operating Eastern Siberia–Pacific Ocean (ESPO) oil trunkline. A 2,200-km pipeline section is scheduled to be built to connect the Yakutia Chayandinskoye field to the city of Blagoveshchensk on the Russian-Chinese border. Sections are also being built from the Kovyktinskoye field in the Irkutsk Region to the Chayandinskoye field (around 800 km), and from the town of Svobodny in the Amur Region to the city of Khabarovsk (around 1,000 km).

The annual throughput of the pipeline will be 61 bcm and it is scheduled to become operational in late 2018. In late July 2014, the first pipes were delivered to Yakutia and the section from the Chayandinskoye field to Lensk has been started. Over 120,000 tons of pipes will be delivered in 2014. Between 2014 and 2018 the project will need over 1.7 Mt of pipes.

Along with gas transmission and production facilities, Gazprom is building gas processing of the multicomponent

49ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


Газпром разрабатывает:» Чаяндинское месторождение в Якутии, со вводом в эксплуатацию нефтяной оторочки в 2014 году и началом добычи из газовых залежей в 2017-2018 гг. Сейчас ведется изучение вопросов геологической разведки месторождения, геометрии его залежей и степени насыщенности его продуктивных интервалов. Более половины запасов уже классифицированы как доказанные. Газпром намеревается завершить геолого- разведочные работы в 2015 году. Пиковая добыча из данного месторождения оценивается в 25 млрд. куб. м в год, и ее ожидается достичь в 2022 году.» Иркутские месторождения Ковыктинское и Чиканское, которые вместе, как ожидается, обеспечат плато добычи 35 млрд. куб. м в год. Начало добычи на них ожидается в 2022 году.

Реконструкция Восточной Сибири Как и в случае с Ямалом, освоение восточно-сибирских месторождений требует значительного развития инфраструктуры для транспортировки газа на рынок.

Для место рождений в Иркутской области и Якутии строится трубопровод “Сила Сибири” протяженностью 3000 км от Якутии до Хабаровска и далее до Владивостока и Китая. Трасса газопровода будет проложена параллельно работающему магистральному нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий Океан (ВСТО). Планируется построить 2200-километровый участок трубопровода, соединяющий месторождение Чаяндинское в Якутии с Благовещенском на российско-китайской границе. Также сейчас ведется строительство участков от месторождения Ковыктинское в Иркутской

gas from the eastern fields. The first train of the Amur Gas processing plant (to remove condensates like helium and ethane from natural gas) will be commissioned in 2018 near Svobodny.

Gazprom highlights the Power of Siberia’s routing features complex geological and climatic conditions, which pose technological problems. As a result, Gazprom will need to employ longitudinally welded pipes made of cold resistant steel K60, with external anti-corrosion. And in the areas of tectonic faults and intense seismic activity higher than eight points, they will need to use high strength pipes.

Nadym-Pur-Tazovsky Although not a major development project, the Nadym-Pur-Tazovsky region has been an important production region for Gazprom, having accounted for around a quarter of its production as recently as 2010. Production in the region had been in decline because of a drop in seam pressure at the fields’ productive layer. The fields are more than two-thirds depleted, but Gazprom has had a programme of developing new fields near the larger deposits. A number of these fields are still ramping up, with the most important ones being the Urengoy fields, with blocks 3-5 still in the process of commissioning. All of these projects could add some 38 bcm/y back to production of this region, which is in overall decline.

In addition to the field additions, Gazprom has had a programme of upgrading existing equipment including: replacement of BCS replaceable flow parts, upgrading BCS blowers, upgrading gas pumping units (GPU), replacement of wellhead equipment and well tubing, work over of wells by side-tracking, and installation of production control

Запасы газа, трлн. м3 Gas Reserves tmc

Рис. 6: Газовые месторождения Восточного коридора, млрд. м3 Fig 6: Eastern Corridor Gas Fields, bcm


ЯкутияYakutia

КамчаткаKamchatka

Сахалин-3Sakhalin III

Иркутск Irkutsk

Основные месторождения Key Fields

Запасы газа, трлн. м3 Gas reserves tcm

Запасы конденсата, млн. т Condensate reserves Mt

Добыча, млрд. м3/г Production bcm/y

Регион Region

10.4

1.1

ЧаяндинскоеChayandinskoye

КиринскоеKirinskoye

Южно-КиринскоеYuzhno-Kirinskoye

МынгинскоеMynginskoye

КшукскоеKshukskoye

Нижне-КвакчикскоеNizhne-Kvakchikskoye

1.2

КовыктинскоеKovyktinskoyeЧиканскоеChikanskoye

1.5

0.1

0.16

0.56

0.02

79.1

19.1

72

2.5

77

6.5

25

35

0.18

0.58

50 ROGTEC



области до месторождения Чаяндинское (около 800 км) и от Свободного в Амурской области до Хабаровска (около 1000 км).

Годовая пропускная способность трубопровода составит 61 млрд. куб. м, и его планируется ввести в эксплуатацию в конце 2018 года. В конце июля 2014 года были доставлены первые трубы в Якутию и началось строительство участка от м/р Чаяндинское до Ленска. Более 120 000 тонн труб будут доставлены в 2014 году. В период с 2014 по 2018 гг. проекту понадобятся более 1,7 млн. тонн труб.

Одновременно с объектами транспортировки и добычи газа Газпром строит объекты переработки многокомпонентного газа с восточных месторождений. Первая технологическая линия Амурского ГПЗ (по удалению конденсатов, таких как гелий и этан, из природного газа) будет введена в эксплуатацию в 2018 году около Свободного.

Газпром подчеркивает, что трасса трубопровода “Сила Сибири” характеризуется сложными геологическими и климатическими условиями, что создает технологические проблемы. Как результат, Газпрому понадобится применять продольношовные трубы, изготовленные из хладостойкой стали сорта К60, с наружным противокоррозионным покрытием. А на участках тектонических разломов и интенсивной сейсмической активности более 8 баллов, Газпрому понадобится применятьь высокопрочные трубы.

Надым-Пур-Тазовский регион Хотя Надым-Пур-Тазовский регион не является крупным объектом освоения, он был и продолжает быть важным добывающим регионом для Газпрома, обеспечивавшим почти четверть его добычи не далее чем в 2010 году. Добыча в регионе снизилась из-за падения пластового давления в продуктивном слое месторождений. Месторождения истощены более чем на две трети, но у Газпрома есть программа освоения новых месторождений, граничащих с более крупными залежами. На ряде данных месторождений до сих пор наблюдается рост добычи, при этом наиболее важными являются Уренгойские месторождения, блоки 3-5 которого все еще находятся в процессе ввода в эксплуатацию. Все данные проекты также могут добавить около 38 млрд. куб. м в год добычи в данном регионе, который в целом переживает период спада.

Помимо добавления новых месторождений, у Газпрома есть программа модернизации существующего оборудования, включая следующее: замена сменных проточных частей дожимных компрессорных станций (ДКС), модернизация нагнетателей ДКС, модернизация газоперекачивающих агрегатов (ГПА), замена устьевого оборудования и НКТ, капремонт скважин посредством

systems on wells and flow lines. Gazporm reported the programme enhanced production by 15 bcm/y in 2013.

Russian Offshore DevelopmentsIn addition to the eastern Siberian fields mentioned above, the eastern corridor also includes the country’s main current offshore gas project, the Sakhalin III project in the Sea of Okhotsk. The Sakhalin III project is operated in three blocks: Kirinsky, Ayashsky and Vostochno-Odoptinsky. The Kirinsky block comprises:» The Kirinskoye field which produced its first gas in October 2013;» The Yuzhno-Kirinskoye and Mynginskoye fields. Between 2013 and 2014, four exploratory wells are to be built in the Yuzhno-Kirinskoye field with the view of preparing it for commercial development.

The gas will feed the Sakhalin–Khabarovsk–Vladivostok gas transmission system (GTS), which will supply gas to Far Eastern regions of Russia and the Vladivostok LNG project.

Gazprom’s other major gas project on the Russian continental shelf is the Shtokman field in the Barents Sea. The Shtokman gas and condensate field is located in the central part of the Russian sector of the Barents Sea shelf, about 600 km northeast of Murmansk, where sea depth varies between 320 and 340 meters. C1 reserves of the field make up 3.9 tcm and 56 Mt of gas condensate. The Shtokman field development has been divided into three phases with each phase providing around 24 bcm/y of annual production to a maximum design capacity of 71 bcm/y. The final investment decision on Phase 1 was expected in 2011 and 2012, but the project has yet to progress.

Generally, Gazprom’s offshore activities are relatively limited, and with onshore costs generally lower than offshore costs, the focus on Eastern Siberian gas, rather than a tricky project like Shtokman, appears sensible.

Non-conventional ResourcesShale gasWith considerable conventional reserves to develop, Gazprom has done relatively little work exploring gas shale. The EIA/ARI 2013 report put estimated shale resources of Russia at 8 tcm—around 20% of Russia’s current reserve base but only 3% of its current resource base. We do not expect Gazprom to commercially develop shale gas in the current time frame.

Coal Bed Methane (CBM)Gazprom has forecast methane resources of the major coal basins in Russia to contain 83.7 tcm, making up approximately 30% of the country’s forecast natural gas resources. The coal producing Kuzbass region is the centre of attention and Gazprom considers this to be the world’s largest explored CBM basin. The basin’s forecasted methane resources are estimated at over 13 tcm. Gazprom forecasts annual CBM

51ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


зарезки бокового ствола и установка систем управления добычей на скважинах и выкидных линиях. Газпром сообщил, что благодаря данной программе добыча в 2013 году увеличилась на 15 млрд. куб. м в год.

Разработка российского шельфаПомимо вышеупомянутых восточно-сибирских месторождений, в восточный коридор также входит главный в данное время проект морской добычи газа – проект Сахалин-3 в Охотском море. Проект Сахалин-3 состоит из трех блоков: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский. В составе Киринского блока:» Киринское месторождение, первый газ на котором был получен в октябре 2013 года;» Южно-Киринское и Мынгинское месторождения.

С 2013 по 2014 год должны быть пробурены четыре разведочных скважины на Южно-Киринском месторождении в расчете на его подготовку к промышленной эксплуатации.

Газ будет поступать в газотранспортную систему (ГТС) Сахалин–Хабаровск–Владивосток , по которой газ будет подаваться в дальневосточные регионы России и на проект Владивосток-СПГ.

production in Kuzbass will peak at 4 bcm/y, although no timetable is given, and we do not expect this to be a priority project for the company in the coming years.

LNG ProjectsWhile a midstream rather than an upstream activity, LNG projects often have associated upstream activities. LNG is particularly important in facilitating some of the upstream developments for producers other than Gazprom. This has been the case since the Russian Parliament in late 2013 removed Gazprom’s LNG export monopoly, allowing other entities to receive export licences. The removal of the export monopoly via LNG came after Gazprom’s high-profile LNG project focused on the Shtokman field collapsed. This was after the main partners pulled out following technical set-backs and significant cost overruns. Following that, some of the largest associated gas producers, Novatek and Rosneft, started developing their own LNG projects. Both projects have international partners and have sales agreements with LNG buyers. The main issue for both of these projects is now the potential impact of sanctions.

With both of these projects advancing, Gazprom rushed through two projects in 2013. It took the FID on the Vladivostok LNG project (underpinned by Sakhalin III production), which benefits from its proximity to the main

Проект Project

Рис. 7: Производство СПГ и использование в зимнее времяFig 7: LNG capacity and winter use

РоснефтьRosneft

ГазпромGazprom

ГазпромGazprom

Новатек Novatek

Объемы экспорта Export volumes Разработчик Developer

СахалинSakhalin

Балтийский СПГ (Ленинградская область)Baltic LNG (Leningrad)

ВладивостокVladivostok

Ямал Yamal

млрд. куб.фут/сутBcf/d

млн. т/годMTPA

млрд. м3/годbcma

Планир. пуск Target start

Примечания Notes

2.2 16.5 22.4 2018 Контракт EPC заключен в апреле 2013 г. 4 млн. т, возможно, будут введены в эксплуатацию к 2016 г. “Тоталь” владеет 20% акций. CNPS приобрел 20% акций и готов подписать договор о покупке продукции в объеме 3 млн. т/г в эквиваленте японской нефтяной смеси (JCC). Компания “Gas-NaturalFenosa” подписала 20-летний договор о покупке продукции в объеме 2,5 млн. т/г. EPC contract awarded April 2013. 5 Mt could be online by 2016. Total has 20% stake. CNPC took 20% stake and agree to 3 mtpa off-take agreement, indexed to JCC. GasNaturalFenosa signed 20 years offtake for 2.5 mtpa.

2.2 5.0 22.4 2018В число партнеров также входит ExxonMobil. Договоры купли-продажи с Vitol (2 млн. т/г), Sodeco (1 млн. т/г) и Marubeni (1,25 млн. т/г). Возможное увеличение объемов производства до 10 млн. т/г.ExxonMobil also partners. Sales agreements with Vitol (2 Mtpa), Sodeco (1 Mtpa) and Marubeni (1.25 Mtpa). Potential to expand capacity to 10 Mtpa.

0.7 5.0 6.8 2018Газ будет поставляться с сахалинских, якутских и иркутских газовых месторождений. Окончательное решение об инвестициях принято в 2013 г.Gas to be supplied from Sakhalin, Yakutia and Irkutsk gas fields. FID taken 2013.

1.3 10.0 13.6 n/aМеморандум о взаимопонимании подписан в 2013 г.MOU 2013.

Всего ПредлагаемаяTotal Proposed 4.8 36.5 49.6

Источник: Газпром, вебсайты компаний, Energy Aspects Source: Gazprom, Company websites, Energy Aspects

52 ROGTEC



обстоит дело с тех пор, как российский парламент в конце 2013 года лишил Газпром монополии на экспорт СПГ, позволив другим предприятиям получать лицензии на экспорт. Лишение монополии на экспорт СПГ произошло после того, как широко известный проект по производству СПГ, ориентированный на Штокмановское месторождение, потерпел неудачу. Это случилось, когда основные партнеры вышли из проекта после технических задержек и значительных превышений расходов. После всего произошедшего некоторые из крупнейших производителей попутного газа, Новатэк и Роснефть, начали разрабатывать свои собственные проекты по производству СПГ. В обоих проектах участвуют международные компании-партнеры, и в их рамках заключены договора купли-продажи с покупателями СПГ. Главной проблемой для обоих этих проектов сейчас является потенциальное воздействие санкций (см. описание ниже).

С началом обоих этих проектов, в 2013 году Газпром спешно приступил к работе над двумя собственными проектами. Он принял окончательное решение об инвестициях по проекту Владивосток-СПГ (ориентированному на добычу по проекту Сахалин-3), который пользуется преимуществом близости к основным рынкам сбыта СПГ в северо-восточной Азии. Также он объявил о проекте “Балтийский СПГ”, который, как представляется, имеет меньшую привлекательность для инвесторов, будучи ориентированным на намерение западно-европейского рынка использовать СПГ для того, чтобы меньше зависеть от поставок из России. Газпром объявил, что ищет инвестора, желающего получить 49% доли в этом проекте, несмотря на достижение успешных результатов в течение 2014 года.

Газпром также рассматривает возможность расширения мощностей на своем заводе СПГ “Сахалин-2”, где компания Shell собирается добавить третью технологическую линию. Предварительное эскизное проектирование (pre-FEED) уже завершено, и сейчас проект находится на стадии эскизного проектирования (FEED).

Еще одним крупным газовым проектом Газпрома на российском континентальном шельфе является Штокмановское месторождение в Баренцевом море. Штокмановское газоконденсатное месторождение находится в центральной части российского сектора шельфа Баренцева моря, примерно в 600 км от Мурманска, где глубина моря составляет от 320 до 340 метров. Запасы категории C1 на месторождении составляют до 3,9 трлн. куб. м газа и 56 млн. тонн газового конденсата. Разработка Штокмановского месторождения разделена на три этапа, при этом каждый этап обеспечивает около 24 млрд. куб. м в год годовой добычи, в расчете на максимальную проектную мощность 71 млрд. куб. м в год. Принятие окончательного решения об инвестициях по Этапу 1 ожидалось в 2011 и 2012 годах, но проект так еще и не был начат.

В общем, работы Газпрома на шельфе относительно ограничены, и при том, что затраты при работах на суше, как правило, ниже, чем на море, представляется благоразумным сосредоточить внимание на восточно-сибирском газе, а не на сложном проекте, подобном Штокману.

Нетрадиционные запасыСланцевый газИмея значительные традиционные запасы для разработки, Газпром проводит относительно мало работ по разведке газовых сланцев. В отчете EIA/ARI за 2013 год оцененные запасы сланцевого газа России составляют 8 трлн. куб. м – около 20% текущей базы запасов России, но лишь 3% от ее текущей ресурсной базы. Мы не ожидаем, что Газпром в ближайшее время приступит к промышленной разработке сланцевого газа.

Метан угольных пластовПо прогнозам Газпрома, запасы метана в основных угольных бассейнах России составляют 83,7 трлн. куб. м, или около 30% прогнозных запасов природного газа в стране. Угледобывающий Кузбасский регион находится в центре внимания, и Газпром считает его крупнейшим разведанным бассейном метана угольных пластов в мире. Прогнозные запасы данного бассейна оцениваются в свыше 13 трлн. куб. м. По прогнозам Газпрома, годовая добыча метана угольных пластов на Кузбассе достигнет пикового уровня в 4 млрд. куб. м в год, хотя при этом не приводится календарный план работ, и мы не ожидаем, что этот проект станет приоритетным для компании в ближайшие годы.

Проекты по производству СПГНесмотря на то, что Проекты по производству СПГ относятся скорее к сфере транспортировки, а не разведки и добычи, в их состав часто входят сопутствующие работы по разведке и добыче. СПГ, в частности, важен в плане содействия некоторым проектам системы разведки и добычи для добывающих компаний, не относящихся к Газпрому. Именно так

northeast Asian LNG markets. It also announced the Baltic LNG project that seems to have a less strong investment rationale, targeting a western European market intent on using LNG to diversify its supplies away from Russia. Gazprom announced it is looking for an investor to take 49% of this project, although it has had success with this during 2014.

Gazprom is also considering a capacity expansion at its Sakhalin II LNG plant, with Shell to add a third train. The pre-FEED work is already completed and the FEED stage is ongoing.

53ROGTECROGTEC

GAS


ËÅÒ

10 ПРИЧИН ПОСЕТИТЬ ШЕЛЬФ РОССИИ 2015:

Компания The Energy Exchange приглашает Вас отпраздновать 10-летний юбилей ежегодной конференции «Шельф России», 3 -4 марта 2015 года, гостиница «Radisson Royal”

Встретить представителей компаний «Газпром», «Роснефть» и «Лукойл» на одной площадке и получить объективный обзор планов ведущих операторов

Установить деловые контакты с ключевыми международными операторами

Понять, как адаптироваться к быстро меняющимся рынкам СПГ и шельфовым проектам, и быть на шаг впереди своих конкурентов

Узнать о практических навыках и историях успеха от ваших коллег

Высказать свое мнение в ходе обсуждения вопросов развития местных технологий с такими ключевыми научными организациями России, как ГазпромВНИИгаз, Научный центр Газпром, РАН и ФГПУ Крыловский государственный научный центр

Услышать мнения и прогнозы международных организаций, включая Институт Восток-Запад и Южный политехнический государственный университет США

Подвести итоги 2014 года и обсудить планы на среди лучших представителей Российской нефтегазовой индустрии на Церемонии награждения «Российский шельф и СПГ» в гостинице «Radisson Royal»

Выбрать для участия три из девяти тематических круглых столов и встретить 30 экспертов-единомышленников с целью обсуждения наиболее актуальных проблем отрасли

Получить доступ к широкому обзору новостей о шельфовых и СПГ-проектах

Встретиться с представителями делегаций из стран Азии, предлагающими новые научно-технические решения для транспортного, финансового секторов российского рынка, а также ноу-хау для развития инфраструктуры РФ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Подробности на www.russianshelf.ru или по телефону +44 (0) 207 384 8010

54

IntroductionThe fields at Udmurtneft are at the late stage of development, which is characterised by a high water cut and also the corrosiveness of the produced fluid, which are the main reasons for a considerable number of downhole pumping equipment failures caused by corrosion. The use of fresh surface water at most facilities has resulted in contamination of the pay zones with sulphate reducing bacteria (SRB) and in the occurrence of hydrogen sulphide which is the most corrosive component in the produced and transferred fluids. The chosen optimum method of corrosion protection is corrosion inhibitors and combined biocides inhibitors which allow us to extend the service life of the oilfield equipment. However, as the amount of H2S

Введение Месторождения ОАО «Удмуртнефть» находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью и агрессивностью добываемой жидкости, что обусловливает значительный процент отказов ГНО по причине коррозии. Использование пресных поверхностных вод на большинстве объектов привело к заражению продуктивных пластов СВБ и к наличию в добываемых и перекачиваемых средах сероводорода – наиболее коррозионно-активного компонента. В качестве оптимального метода защиты применяются ингибиторы коррозии и комплексные ингибиторы-бактерициды, позволяющие продлить

ROGTEC

ДОБЫЧА


Опыт применения стеклопластиковых НКТ на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» Udmurtneft: Applictaion of Fibre Glass TubingЮ.А. Гаврилюк, А.А. Агафонов (ОАО «Удмуртнефть»)

Д.А. Назаров, В.К. Миллер (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»)

Y.A. Gavrilyuk, A.A. Agafonov (OAO Udmurtneft),

D.A. Nazarov, V.K. Miller (ZAO Izhevsk Petroleum Scientific Centre)

55ROGTEC

срок службы нефтепромыслового оборудования. Однако, в условиях роста уровня сероводорода и зараженности нефтепромысловых сред СВБ, вопрос антикоррозионной защиты остается актуальным.

Согласно статистике отказов, порядка 40 % всех отказов по коррозии в ОАО «Удмуртнефть» отмечается по насосно-компрессорным трубам. Основной причиной является их негерметичность (рис.1.), обусловленная коррозией тела колонны или соединительной резьбы. Коррозия НКТ приводит к преждевременной остановке скважин, аварийности, и как результат, увеличению себестоимости добычи высоковязкой нефти, поэтому снижение отказов по НКТ позволит существенно уменьшить общее количество отказов и повысить МРП скважинного оборудования.

В последнее время возрос интерес к стеклопластиковым трубам, отличающимся высокой прочностью и стойкостью к воздействию агрессивных сред. Кроме того, в связи с ростом цен на металлургическую продукцию стоимость СПТ приближается к стоимости стальных труб в антикоррозионном исполнении. Поэтому на сегодняшний день для ОАО «Удмуртнефть» применение стеклопластиковых НКТ является комплексным решением проблемы отказов НКТ и повышения МРП в осложненных условиях добычи.

Эксплуатационные преимущества стеклопластиковых трубВысокий интерес нефтедобывающих компаний к стеклопластиковым трубам обусловлен их особенными техническими характеристиками.

В таблице 1 представлено сравнение физических и эксплуатационных свойств стальных и стеклопластиковых труб [1].

Благодаря своим свойствам, СПНКТ имеют ряд существенных преимуществ над стальными НКТ:» Инертность к коррозионно-агрессивным компонентам (кислоты, соли, щелочи, сероводород и кислородсодержащие соединения) следовательно, отсутствие процессов коррозии, что препятствует засорению нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны пласта продуктами коррозии в виде сульфида железа;

rises and the oilfield fluids become contaminated, there is still a need for further corrosion protection.

According to the statistical data, about 40% of all failures caused by corrosion at Udmurtneft are in the tubing. The main reason is the tubing’s faulty sealing (Fig. 1) caused by corrosion of the string body or the thread. Tubing corrosion leads to early well shutdown, accidents and, as a result, a higher cost of production of highly viscous oil. Reducing the number of failures caused by tubing corrosion will allow us to considerably reduce the total number of failures and increase the run time of the downhole equipment.

Lately, there’s been a rising tide of interest in fibre-glass pipes that are characterised with high strength and resistance to the impact of corrosive environments. Also,

as the prices of metallurgic products have risen, the cost of fibre-glass pipes is now approaching the cost of corrosion protected steel pipes. Therefore using fibre-glass tubing at Udmurneft is a complete solution to the problem of tubing failures and extending run time in complicated production conditions.

Operational Advantages of Fibre-Glass PipesOil producing companies are very interested in fibre-glass pipes because of their technical characteristics (Table 1, next page) [Ref. 1].

Thanks to its properties, fibre-glass tubing has a number of significant benefits in comparison with steel tubing.» Inertness to corrosive components (such as acids, salts, alkalis, H2S and oxygen-containing compounds) and, therefore, no corrosion processes, which excludes

ROGTEC

PRODUCTION


250

200

150

100

50

02008 2009 2010 2011 2012 2013

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%Коли

чест

во о

тказ

ов, ш

т / N

umbe

r of f

ailur

es, p

cs

% о

тказ

ов п

о не

герм

етич

ност

и Re

lative

num

ber o

f fail

ures

due

to fa

ulty s

ealin

g, %

1 2 3 4

Рис. 1. Распределение отказов НКТ: виды отказов: 1 – обрыв; 2 – негерметичность, утечки; 3 – прочее; 4 – число отказов из-за негерметичности относительно общего числа отказовFig. 1. Breakdown of tubing failures:types of failures: 1 – parting; 2 – faulty sealing, leaks; 3 – other; 4 – number of failures due to faulty sealing versus total number of failures

56 ROGTEC

ДОБЫЧА


contamination of the oilfield equipment and near-wellbore area with corrosion product in the form of ferrous sulphide.» Low weight of fibre-glass.» The smooth surface of fibre-glass pipes inhibits the creation of scale and paraffin crystallisation nuclei, thus reducing the risk of their formation, which, in turn, reduces the flow resistance to return circulation.» No plastic yield, but good strength characteristics.» Low thermal and electric conductivity factors.» The service life of fibre-glass tubing is more than two times longer than that of steel tubing.

The above-listed benefits have defined the prospects of introduction and industrial application of fibre-glass tubing at Udmurtneft fields.

The Results of Industrial Introduction of Fibre-Glass TubingAt many assets of OAO NK Rosneft, fibre-glass pipes in injection wells have been operated for over 6 years, but in OAO Udmurtneft, however, FG pipes were first used in 2010 in production wells equipped with electric centrifugal pumps. Now in OAO Udmurtneft more than 120 wells have been equipped with fibre-glass pipes, of which 46% are production wells, 15% are disposal wells, and 39% are injection wells. Using the fibre-glass tubing allowed us to increase the producing wells’ run time two-fold plus (Table 2). As can be seen from Table 2, corrosion-resistant equipment has been introduced in the wells with high corrosiveness of the produced fluid, low run time and large number of failures caused by tubing corrosion. However, in some wells, e.g. in Well 8 at the Mishkinskoe

» Небольшая масса стеклопластика (в 4 раза меньше стали);» Гладкая поверхность стеклопластиковых труб препятствует созданию центров кристаллизации соле- и парафиноотложений, соответственно уменьшается риск их образования, что в свою очередь положительно сказывается на снижении гидравлического сопротивления восходящему потоку жидкости;» Отсутствие пластической деформации и высокие прочностные характеристики стеклопластика; » Низкий коэффициент тепло- и электропроводности;» Срок службы СПНКТ более чем в 2 раза больше стальных НКТ.

Перечисленные преимущества определили перспективы внедрения и промышленного применения данного оборудования на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Результаты промышленного внедрения СПНКТ Как известно, на фонде ППД стеклопластиковые трубы эксплуатируются уже более 6 лет на многих предприятиях ОАО «НК «Роснефть», но именно на добывающем фонде скважин ОАО «Удмуртнефть» впервые в 2010 году были применены стеклопластиковые НКТ на скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами.

В настоящее время уже порядка 120 скважин оснащено стеклопластиковыми трубами, из них 46 % приходится на добывающий фонд, 15% на поглощающие скважины и 39 % на нагнетательные. Использование СПНКТ позволило существенно увеличить наработку добывающих скважин в 2 и более раз, что наглядно представлено в таблице 2.

Как видно из таблицы, коррозионно-стойкое оборудование было внедрено на скважинах с высокой агрессивностью добываемой среды, низкой наработкой и повышенным количеством отказов, связанных с коррозией НКТ. Однако, для некоторых скважин, как например, скв. № 8 Мишкинского месторождения, после внедрения СПНКТ отмечаются отказы по коррозии ГНО. В подобных случаях необходимо использование комплексного подхода, сочетающего антикоррозионное оборудование и применение ингибитора коррозии для защиты металлического ГНО скважины. Данный подход активно применяется в ОАО «Удмуртнефть».

Внутренний диаметр, ммInside diameter [mm]Наружный диаметр (диаметр муфты), ммOutside diameter (collar diameter) [mm]Масса 1 м, кгWeight of 1 m [kg]Плотность материала, кг/м3

Density of material [kg/m3]Коэффициент шероховатости, ммRoughness coefficient [mm]Разрушающая осевая растягивающая нагрузка, кНBreaking axial tension load [kN]Число спускоподъемных операцийNumber of round tripsТеплопроводность, кДж/(м ч oС)Thermal conductivity [kJ/(m-hour-°С)]Срок службы, число лет Service life [years]

62

73 (89)

9,5

7800

0,03

278

10

197

1-10

63

73 (94)

3,1

1900

0,0015

144-427

10

2,1

20

ПоказательIndicator стальные

steelстеклопластиковые

fibre-glass

Трубы - Pipes

Таблица 1 - Table 1

57ROGTEC

field, after introduction of fibre-glass tubing, failures caused by corrosion of downhole pumping equipment have been observed. In such cases, an integrated approach must be used that combines using anti-corrosion equipment and corrosion inhibitor to protect the steel downhole pumping equipment. This approach has been widely used at Udmurtneft.

Listed below are some problems identified during operation of fibre-glass tubing [Ref. 2].1. Makeup and breakout of pipes are performed by hand using specialist torque wrenches with specific force and torque;

2. In breaking out fibre-glass pipes process during repairs, a large force has to be used sometimes, which may lead to fibre-glass damage (Fig. 2a) and marks left by the wrench on the pin (Fig. 2b).

To prevent such situations, using a special lubricant with good lubricating and antisticking properties is required, in particular the lubricant offered by the fibre-glass tubing manufacturer.

3. Round trip operations are performed using a steel tubing hanger, which may result in breaking the tubing thread (wear, chipping) in the bell and spigot section (Fig. 3).

Thus, fibre-glass tubing is currently not fully adapted to working with standard tools used for well servicing and workover. Because of the above-listed problems, the average number of FG tubing round trips does not exceed

ROGTEC

PRODUCTION


Однако при эксплуатации данных НКТ выявлен ряд особенностей, которые хотелось бы отметить [2]:1. Заворот и отворот труб проводится вручную с помощью специализированных динамометрических ключей с определенным усилием и моментом кручения;

2. При развинчивании стеклопластиковых труб, в ходе ремонта, приходится иногда применять большое усилие, результатом которого становится повреждение СПНКТ, появление следов ключей на ниппельной части трубы (рис.2)

Для предупреждения подобных ситуаций необходимо применение специальной смазки, с хорошими смазывающими и антиадгезионными свойствами. В данном случае используется смазка, предлагаемая производителем СПНКТ;

3. Проведение спускоподъемных операций (СПО) осуществляется с применением металлического подвесного патрубка, при этом возможно нарушение резьбы (износ, появление сколов) насосно-компрессорной трубы в раструбной части (рис.3);

Таким образом, стеклопластиковая НКТ на текущий момент не полностью адаптирована к работе со стандартным инструментом, применяемым при ТКРС. В результате перечисленных особенностей эксплуатации среднее число спускоподъемных операций СПНКТ составляет не более 3. За период промышленного

БегешкинскоеBegeshkinskoeГремихинскоеGremikhinskoeЛиственскоеListvenskoeМишкинскоеMishkinskoeБегешкинскоеBegeshkinskoeГремихинскоеGremikhinskoeЛиственскоеListvenskoeМишкинскоеMishkinskoe

1

2

3

4

5

6

7

8

4

10

3

6

6

7

23

5

3

2

3

2

2

3

9

2

08/2010

07/2011

10/2012

11/2010

03/2011

06/2012

05/2012

10/2012

245

93

190

264

101

186

15

87

1160

872

425

1112

126

544

583

109

245

93

190

269

616

186

164

87

1217

872

425

1112

958

544

583

408

87

83

82

118

66

70

92

95

10

0

0

105

10

105

103

0

МесторождениеField

Номерсква-жины

Well No.

общееtotal

2007–2013

Число отказов Number of failures

по НКТtbg only

Датавнедрения

СПНКТFG tbg

introduction date

Наработка скважины, сутWell run time [days]

до внедрения

before introduction

текущаяпосле

внедренияcurrent after introduction

Наработка, сутRun time [days]

стальныхНКТ до

внедренияof steel

tbg before introduction

H2S,мг/дм3

H2S [mg/dm3]

СПНКТFG tbg

СВБ,клеток/см3

SRB, [cells/cm3]

Содержание в среде Content in the medium

Таблица 2 - Table 2

58 ROGTEC

ДОБЫЧА


3. For the period of its industrial introduction in 12 wells (or 22%) of the producing well stock, there were problems with threads during round trips or thread breakages.

To increase the number of round trips to that stated by the manufacturer, OAO Udmurtneft engineers together with the manufacturer’s engineers have developed a special design of the fibre-glass pipe with steel extension cord (Fig. 4) that allows to increase the reliability of the FG tubing thread section. In August 2013, the first tubing hanger was introduced that used this redesigned pipe (Fig. 4, 5). It is anticipated that using fibre-glass tubing with steel extension cord will allow us to substantially increase the number of FG tubing round trips, reduce the costs of replacement of pipes with broken threads, which, in turn, will increase the efficiency of pipe products application.

внедрения на 12 скважинах (22 %) добывающего фонда отмечались проблемы с резьбой при спускоподъемных операциях или обрывом по резьбе. Для увеличения

числа СПО до заявленного производителем уровня сотрудниками ОАО «Удмуртнефть» совместно с заводом-изготовителем была разработана специальная конструкция стеклопластиковой трубы со стальными удлинителями (рис.4.), позволяющая повысить надежность резьбовой части СПНКТ. В августе 2013 г. внедрена первая подвеска с использованием данной модернизированной трубы (рис.4,5).

Ожидается, что применение стеклопластиковой трубы со стальными удлинителями позволит существенно увеличить количество спускоподъемных операций СПНКТ, сократит затраты на замену испорченных по резьбе труб, что в свою очередь позволит повысить эффективность применения трубной продукции.

ЗаключениеНакопленный пятилетний опыт эксплуатации стеклопластиковых насосно-компрессорных труб в ОАО «Удмуртнефть» подтверждает высокую технологическую эффективность стеклопластиковой НКТ. Для 44 скважин системы поддержания пластового давления, оснащенных СПНКТ, отмечается значительный рост МРП до 2000 сут и более. Для добывающего фонда скважин, наблюдается увеличение МРП в 2 и более раз, снижение отказов по коррозии НКТ, что способствует сокращению потерь нефти и увеличению ресурса работы НКТ.

Возникшие проблемы с резьбовой частью трубы при проведении спускоподъемных операций, возможно будут решены путем оснащения стеклопластиковых НКТ стальными удлинителями, на текущий момент продолжаются опытно-промысловые испытания данной конструкции.

Рис.3. Вид нарушенной резьбы СПНКТ при СПОFig. 3. The look of broken fibre-glass tubing thread during a round-trip operation

Рис.2. Состояние СПНКТ после развинчивания при спуско-подъемных операцияхFig. 2. The state of fibre-glass tubing after breakout during round-trip operations

59ROGTECROGTEC

PRODUCTION


ConclusionThe accumulated 5-year experience of using fibre-glass tubing in OAO Udmurtneft has validated their high process efficiency. For 44 wells of the reservoir pressure maintenance system equipped with FG tubing, the run time has increased to 2000 days and more; for production wells, there has been the twofold plus run time increase , and the number of failures caused by tubing corrosion has decreased, which results in lower oil production losses and a longer tubing operation resource.

The problems that occurred with the thread sections of the pipes during round trip operations will possibly be resolved through the addition of steel extension cords to the FG tubing; this design is now being tested in the field.Introduction of the fibre-glass equipment, thanks to its unique properties, will be continued in the future in OAO Udmurtneft wells producing corrosive formation fluid.

References1. TU 2296-001-26757545-2008. Truby stekloplastikovye nasosno- kompressornye, obsadnye, lineynye i fasonnye izdeliya (Fiberglass, oil-well, casing, line and fittings tubes).2. Malykhina L.V., Mutin I.I., Sakhabutdinov K.G. The experience of application of fibre-glass pipes in OAO Tatneft // Neftyanoe khozyaystvo. - 2009. - Issue 4. - Page 99.

Стеклопластиковое оборудование имеет инновационную ценность, и благодаря своим уникальным свойствам и в дальнейшем будет планомерно внедряться на скважинах системы ППД и добывающего фонда ОАО «Удмуртнефть», перекачивающих коррозионно-агрессивную нефтепромысловую жидкость.

Список литературы1. ТУ 2296-001-26757545-2008г. Трубы стеклопластиковые насосно-компрессорные, обсадные, линейные и фасонные изделия; 2. Малыхина Л.В., Мутин И.И., Сахабутдинов К.Г. Опыт применения стеклопластиковых труб в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство, №4, 2009 г., С.99

Рис.4. Стеклопластиковая труба со стальными удлинителями1. стальной удлинитель с антикоррозионным покрытием или в коррозионностойком исполнение, резьба по ГОСТ 633-80; 2. переходная муфта из легированной стали с антикоррозионным покрытием/обработкой или в коррозионностойком исполнение, неразъемное соединение со стеклопластиковым телом, ответная часть резьба по ГОСТ 633-80; 3. стеклопластиковое тело трубы; 4. муфта НКТ, резьба по ГОСТ 633-80;Fig. 4. Fibre-glass pipe with steel extension cord:1. steel extension cord with anti-corrosion coating or of a corrosion resistant design, thread as per GOST 633-80; 2. reducer made of alloy steel with anti-corrosion coating / treatment or of a corrosion resistant design, fixed joint with a fibre-glass body, the counterpart is thread as per GOST 633-80; 3. fibre-glass body of the pipe; 4. tubing collar, thread as per GOST 633-80

Рис.5. Внедрение СПНКТ со стальными удлинителями Fig. 5. Introduction of fibre-glass tubing with steel extension cord

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2014 г., стр. 44; ISSN 2-74-2339.Публикуется с разрешения редакции.

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2014, pp.44.Printed with permission from the Editorial Board.

60

alym Petroleum Development (SPD), a 50/50 joint venture of Shell and Gazprom Neft companies,

collaborates closely with Shell Global Solutions (SGS) on the realization of new technologies in the Salym group of oil fields. SPD is renowned in the West Siberian oil and gas industry to be a leading incubator of innovative technologies. Beside a large scale “Game Changer” project in the area of Enhanced Oil Recovery, SPD is working on a number of smaller initiatives that strive to reduce the cost basis and to improve efficiencies in the domain of conventional operations: one of these projects is the trialing

омпания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) – совместное предприятие, акционерами

которого на паритетных началах являются концерн «Шелл» и компания «Газпром нефть» – тесно сотрудничает с компанией Shell Global Solutions (SGS) в сфере реализации новых технологий на Салымской группе нефтяных месторождений. В нефтегазовой отрасли Западной Сибири СПД считается одним из лидеров по внедрению инновационных технологий. Поимо крупного проекта в области повышения нефтеотдачи

ROGTEC

БУРЕНИЕ


В.Бесижн (Shell Global Solutions)

К. Роденбог, Э.Юсипов, К.Шервитцель («Салым Петролеум Девелопмент»)

W. Besijn (Shell Global Solutions)

C. Rodenboog, E. Yusipov, K. Scherwitzel (Salym Petroleum Development)

СПД внедряет инновационную технологию затвердевающего трубного покрытия SPD Implements Innovative Self Healing Pipe Dope Technology

К S

Фот

о лю

безн

о пр

едос

тавл

ено

«Сал

ым

Пет

роле

ум Д

евел

опм

ент»

P

ictu

re c

ourte

sy o

f Sal

ym P

etro

leum

Dev

elop

men

t

61ROGTECROGTEC

DRILLING


компания работает над рядом инициатив меньшего масштаба, которые направлены на сокращение эксплуатационных затрат и повышение эффективности в сфере стандартных операций. Одним из таких проектов является испытания технологии затвердевающего трубного покрытия (SHPD) на водонагнетательных скважинах.

Технология SHPD разработана SGS в г. Райсвайк (Нидерланды) и в настоящее время внедряется на Салымской группе месторождений, проходя проверку на прочность в условиях нефтепромысла. Основная идея SHPD заключается в использовании специального разбухающего эластомера (вместо стандартного состава для смазки резьбы) на насосно-компрессорных трубах (НКТ), имеющих низкую категорию по стандарту Американского нефтяного института (API), в качестве альтернативы дорогостоящим трубопроводным соединениям премиум-класса.

В настоящее время на Салымском нефтепромысле эксплуатируются 280 водонагнетательных скважин при ежегодном росте фонда на более чем 20 скважин. Нагнетательные скважины эксплуатируются при рабочих давлениях приблизительно 170 бар, что при нормальных обстоятельствах требует использования трубопроводных соединений премиум-класса. Соединения премиум-класса (в отличие от резьбовых соединений по типу API) обеспечивают прекрасные герметизирующие характеристики при высоких рабочих давлениях, но такая трубная продукция обходится значительно дороже. При монтаже требуются специальные «сборочные» услуги – привлечение услуг подрядных организаций для операций по спуску НКТ в скважину требует дополнительных затрат, а также увеличивает сроки логистики и спуска оборудования в скважину. Кроме того, в данных обстоятельствах критически важным фактором успеха является наличие опытных бригад капитального ремонта скважин.

SHPD – 3-компонентный состав, который может обеспечивать хорошие характеристики по герметичности при использовании на резьбе низкой категории по API, а также, в определенных пределах,

of Self Healing Pipe Dope (SHPD) technology in water injector wells.

The SHPD technology was developed by SGS in Rijswijk (Netherlands) and is currently implemented and tested for durability in the Salym oil fields. The basic idea of SHPD is to use a special swelling elastomer (instead of the standard thread greasing compound) in low grade API “type” tubing as an alternative to expensive premium tubing connections.

At present, 280 water injector wells are working at Salym oilfields; 20+ new water injectors are added to the well stock every year. These injector wells are operated at working pressures of approx. 170 bar that under normal circumstances calls for the use of premium tubing connections.

Premium connections (unlike API type threaded connections) provide excellent sealing characteristics under high working pressures, however, these tubulars come at a considerable higher cost. Special “make-up” services are required during the installation and employing 3rd party contractor services for tubing running-in-hole operations incurs additional costs and add to the logistics and running-in-hole time;

and, experienced hoist crews are a critical success factor under these circumstances.

SHPD is a 3-component compound that can provide good sealing characteristics when used in low grade API threads, and, within limits, even when applied to damaged threads. The main idea is to prevent and stop leakage in tubing connections by activating the self-expanding and self-sealing mechanism of the compound in the presence of foreign water.

Research was done in Rijswijk several years ago on subject swellable elastomers that could be applied as a liquid and that could open a whole range of new applications. One of the applications identified was to use the elastomer as the thread compound for increasing the sealing properties of oilfield tubular connections. The main challenge was to select the right ingredients and to define the correct mixture in order to create a thin and swellable layer according to given parameters. The materials should be readily available, non-toxic, and,

62 ROGTEC

БУРЕНИЕ


даже в случае применения на поврежденной резьбе. Основная идея заключается в том, чтобы предотвратить и прекратить утечку в трубопроводных соединениях за счет активации механизма саморасширения и самозатягивания состава в присутствии внешней воды.

Несколько лет назад в г. Райсвайк проводились исследования по теме разбухающих эластомеров, которые могли бы применяться в виде жидкости и которые могли бы открыть целый спектр новых способов применения. Одним из выявленных способов применения эластамеров было их использование в качестве резьбового компонента для повышения герметизирующих качеств нефтепромысловых трубопроводных соединений. Наиболее сложная задача заключалась в том, чтобы подобрать правильные ингредиенты и определить правильный состав смеси, чтобы создать тонкий и разбухающий слой в соответствии с заданными параметрами. Материалы должны быть легко доступны, нетоксичны и просты в применении в условиях нефтепромысла. Кроме того, они должны обеспечивать достаточные и устойчивые герметизирующие свойства в условиях ствола скважины. После ряда испытаний было найдено верное сочетание компонентов.

Как и для обычных разбухающих эластомеров принцип механизма набухания основан на принципах осмоса. В матрицу эластомера подмешивается специальный компонент, который поглощает воду с целью создания осмотического баланса. Данный процесс вызывает объемное расширение матрицы эластомера, т.е. то, что обычно называется набуханием. При протечке трубопроводного соединения вода, проходя мимо заключенного между кольцами резьбы SHPD, вызывает его разбухание, за счет чего протечка перекрывается.

Как показали лабораторные испытания, SHPD способно в течение короткого периода герметизировать целый спектр типов соединений – даже поврежденные и растянутые соединения.

easy-to-apply under oilfield conditions. Also, materials should provide sufficient and sustainable sealing capabilities under ambient borehole conditions. After several tests the correct composition of the components was found.

Like for regular swellable elastomers the principle of the swelling mechanism is based on the principles of osmosis. A special component is blended into the elastomer’s matrix that absorbs water in order to establish an osmotic balance. This process causes the elastomers matrix to expand in volume, i.e. what we commonly refer to as swelling. When a tubing connection leaks, water passes by the SHPD that is trapped between the thread rounds and causes it to swell and to seal off the leak path.

Lab tests have proven that SHPD has the capacity to seal a wide range of connection types and even damaged and expanded connections seal within a short period. The picture above shows standard 9-5/8” size oilfield pipe that is completed with a standard API Buttress type connection and treated with SHPD. The connection was found leaking after the initial make-up under ambient pressure conditions. After applying internal pressure in several steps the sealing capacity of the connection improved because of the swelling of the SHPD between the thread rounds and the leakage stopped. Eventually, the pipe body failed while the threaded connection was firmly resisting the differential pressures. All components of the SHPD compound can be acquired easily and often locally or delivered to any location. The cost of the chemical components is relatively low and when adding up all the cost items to prepare the pipe the total cost for API type tubing treated with SHPD is typically around 35% less than the cost of tubing completed with premium connections.

In field applications the tubing is pre-prepared in a machine shop before they can be used in wells. It is

600

500

400

300

200

100

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Время (ч) - Time (h)

Дав

лени

е (б

ар) -

Pre

ssur

e (b

ar)

63ROGTECROGTEC

DRILLING


NGK ADVERT

64 ROGTEC

БУРЕНИЕ


На фотографии выше показана стандартная нефтепромысловая труба размера 9-5/8”, законченная стандартным соединением типа API Buttress и обработанная SHPD. Была обнаружена протечка соединения после первоначальной сборки в условиях окружающего давления. После применения внутреннего давления в несколько этапов герметизирующие свойства соединения повысились за счет разбухания SHPD между кольцами резьбы, и протечка прекратилась. В конечном итоге корпус трубы вышел из строя (лопнул), в то время как резьбовое соединение надежно сопротивлялось перепадам давления.

Все компоненты SHPD можно легко приобрести зачастую на месте или с доставкой в любую

точку мира. Стоимость химических компонентов относительно низкая, и, если суммировать все статьи затрат на подготовку трубы, итоговая стоимость НКТ по типу API, обработанных SHPD, обычно примерно на 35% ниже, чем стоимость НКТ, законченных соединениями премиум-класса.

Перед применением в полевых условиях трубы проходят предварительную подготовку в механической мастерской, прежде чем их можно будет использовать на скважинах. SHPD используется на всех муфтах (образующих конец трубы с навинченной муфтой), а затем соединение проходит опрессовку под давлением в 100 бар в течение 24 часов после сборки. Обычно опрессовку проходят все соединения, но если какие-либо соединения по-прежнему протекают, то требуется более длительный период времени, пока покрытие расширится и перекроет путь протечки.

Как показали лабораторные испытания, применение SHPD помогает добиться герметичности резьбовых трубопроводных соединений при перепадах давления

necessary that SHPD is applied to all couplings (that form the box end) and then the connection is pressure tested to 100 bar 24 hours after they have been made-up. Usually, all connections pass the pressure test; however, if some of the connections still leak it is only necessary to wait for some more time until the dope expands and the leak path closes.

Laboratory tests showed that threaded tubing connections can be made leak proof to differential pressures of up to 700 bar when applying SHPD. Currently, the use of SHPD is limited to 90°C and new tests are underway that could make the application suitable in High-Temperature wells.

When all preparation works are completed the tubulars are preserved and sent to the storage area. The storage

location has to be kept dry and SHPD treated pipe should not be stored for more than 1 year.

For running-in-hole operations the pre-prepared tubing joints are trucked to well location and final preparations are made for the installation, i.e. SHPD is applied to the tubing pin ends. The technology of preparing dope and applying onto tubing joints is simple and it takes only 10 minutes to educate the hoist team to apply the correct procedures. The time for running-in-hole pipe completed with SHPD is comparable to the time required for standard operations when using untreated tubing. When all tubing are run-in-hole the string is pressure tested after a 24 hours waiting period.

The results of the SHPD trials in SPD are quite encouraging: to date, 13 water injectors in SPD were completed with 3-1/2” NUE + SHPD and the total number of installations will increase to 18 by the end of the year. On average, the wells were in operation for 5 months and the longest for more than 1 year. Until now, all wells have proven tubing integrity with no abnormal pressures in the annulus, except for one well that was eventually repaired and the root cause of abnormal annulus pressure however was never

65ROGTECROGTEC

DRILLING


Make an ImpressionWith unrivalled upstream technical articles, executive interviews and the latest case studies. Industry leading online marketing with e-magazine, archived back issues, buyers guides and weekly newsletters

ROGTEC has your marketing needs covered!

сегодняшний день подтверждена целостность НКТ без аномальных давлений в затрубном пространстве на всех скважинах, кроме одной. На данной скважине был проведен ремонт, но причину аномального затрубного давления установить так и не удалось. Подводя итог, следует отметить, что статистические данные, собранные на сегодняшний день, предполагают, что технология SHPD в значительной мере конкурентоспособна относительно трубных соединений премиум-класса.

Количество примеров успешного применения технологии продолжает расти, растет и уверенность в инновационной технологии затвердевающего трубного покрытия. Вероятнее всего, использование SHPD станет стандартной практикой в компании СПД. Специалисты СПД рассматривают вариант замены данной технологией НКТ с дорогостоящими соединениями премиум-класса на всех будущих нагнетательных скважинах. SHPD позволит в значительной мере снизит затраты на первоначальное освоение и ремонт скважин в СПД.

66

concluded. Bottom line is that statistical data collected to date suggest that SHPD is very much competitive with premium tubing connections.

The database of applications is still increasing and the confidence in the innovative SHPD technology is growing. The use of SHPD is likely to become a standard operating practice in SPD. Company’s specialists consider substituting tubing expensive premium connections with this technology in all future water injector wells. SHPD will significantly reduce the initial completion and well repair costs in SPD.

до 700 бар. В настоящее время использование SHPD ограничено температурой в 90oC. Проводятся новые испытания, которые могут дать возможность применения этой технологии в высокотемпературных скважинах.

По завершении всех подготовительных работ все трубные изделия проходят консервацию и отправляются в зону хранения, которая содержится в сухом виде. Трубы, обработанные технологией SHPD, не должны храниться более года.

Для операций по спуску в скважину предварительно

подготовленные трубные стыки отвозятся на площадку скважины, где проводится окончательная подготовка к установке, т.е. SHPD наносится на безмуфтовые резьбовые концы НКТ. Технология подготовки и нанесения покрытия на трубные стыки проста, а обучение бригады капитального ремонта скважин применению нужных процедур занимает около 10 минут. Время спуска в скважину трубы, законченной с применением SHPD, сравнимо со временем, необходимым для стандартных операций с использованием необработанных НКТ. Когда все трубы спущены в скважину, колонна опрессовывается после 24-часового периода ожидания.

Результаты опробования SHPD компанией СПД на Салымской группе месторождений воодушевляют. На сегодняшний день 13 нагнетательных скважин СПД освоены с применением труб 3-1/2” NUE и технологии SHPD, а общее число установок увеличится до 18 до конца года. В среднем эксплуатация скважин продолжается 5 месяцев, самый длительный период составляет чуть более одного года. На

ROGTEC

БУРЕНИЕ


67ROGTECROGTEC

DRILLING


68

he Mobius Group was proud to host a turnkey, privately organized conference for Drillmec S.p.A. in central

Moscow, on the 28th October, “The Drillmec Russian Technology Conference”.

The Drillmec Russian Technology Conference, held at the Kempinski Baltschug, is one of Moscow´s most famous and prestigious 5 Star venues and was the perfect setting for the fantastic delegation of attendees from Russia´s leading operators and key drilling contractors, as well as international delegates visiting the event from Belarus, Kazakhstan and Azerbaijan.

Over 60 high level delegates attend from companies including Rosneft, Lukoil, Salym Petroleum, Gazflot, Zarubezhneft, Kazmunaigaz, Socar, Nobel Oil, Targin, Eriell, SSC, RN-Burenie, CAToil, EDC and Integra, amongst many others.

To meet and greet the event attendees, Drillmec S.P.A. were represented by senior executives, headed by Stefano Angeli, Vice President, and also technical specialists from

омпания The Mobius Group успешно провела частную конференцию “Российская

технологическая конференция Drillmec” для компании Drillmec S.p.A., организованную “под ключ” в центре Москвы 28-го октября.

Российская технологическая конференция Drillmec, прошедшая в отеле Балчуг Кемпински, который является одним из самых известных и престижных мест для проведения мероприятий 5-звездочного уровня, превратилась в идеальную площадку с высоким уровнем участвующих в ней делегатов. В их числе — российские представители от ведущих нефтяных компаний и делегаты от ключевых буровых подрядчиков, а также международные делегаты Беларуси, Казахстана и Азербайджана.

Конференцию посетили более 60 делегатов высокого уровня, среди которых были представители следующих компаний: Роснефть, Лукойл, Салым Петролеум, Газфлот, Зарубежнефть, КазМунайГаз, SOCAR, Нобель Ойл, Таргин, ERIELL, Сибирская

ROGTEC

НОВОСТИ


Конференция Drillmec: AHEAD и HoD Drillmec Conference: AHEAD & HoD

К T

69ROGTEC

Сервисная Компания, РН-Бурение, CAToil, EDC и Интегра, а также ряда других компаний.

Встречали и приветствовали участников мероприятия топ-менеджеры Drillmec S.p.A во главе с вице-президентом Стефано Анжели, а также технические специалисты из Головного офиса в г. Поденцано, Италия, равно как и ключевые сотрудники российского подразделения Drillmec в сопровождении своих аффилированных предприятий - Сейсмотехника, Белоруснефть и Piper International.

Перед The Mobius Group стояла задача собрать специалистов по бурению из числа ведущих региональных нефтяных компаний и буровых подрядчиков на встречу с Drillmec и ее дочерними компаниями, чтобы обсудить полный спектр их сервисных услуг и решений в области бурения.

Целью мероприятия было рассмотрение последних разработок и концепций в области бурения, включая AHEAD (Гидравлическая электротехническая автоматизированная буровая установка последнего поколения) и HoD (Heart of Drilling), а также их последние успешные морские проекты, в частности, в Каспийском море. Наконец, участники обсуждения сосредоточились на региональном послепродажном обслуживании, что является быстро развивающимся и важным сервисом для обеспечения дальнейшего технического обслуживания и ремонта регионального бурового флота Drillmec.

С учетом того, что “бурение” было главным словом в программе конференции, а также ввиду участия в конференции руководителей ведущих региональных буровых предприятий, предполагалось, что этот день будет насыщен обстоятельными техническими обсуждениями, имеющими крайне важное значение при проведении данного мероприятия.

Мероприятие началось с регистрации делегатов и утреннего кофе, затем Стефано Анжели, вице-президент Drillmec, вышел на сцену, чтобы поблагодарить делегатов за участие в конференции и постоянный интерес к продукции компании Drillmec.

their headquarters in Podenzano, Italy, as well as key personnel from Drillmec Russia, accompanied by their associated companies, Seismotekhnika, Belorusneft and Piper International.

The challenge for The Mobius Group, was to assemble drilling specialists from the region´s leading oilfield operators and drilling contractors to meet with Drillmec and their affiliated companies, to discuss their complete range of drilling solutions.

The event was designed to discuss their latest new drilling concepts including, AHEAD (Advanced Hydraulic Electrical Automated Driller) and HoD (Heart of Drilling), and also their recent offshore successes, specifically in the Caspian Sea. Finally discussions focused on their regional after sales service, a fast developing and important service to ensure the continued maintenance and repair of the region´s Drillmec drilling fleet.

So with “drilling” the focus of the conference agenda, and with the region´s leading drilling executives in attendance, a great day was to be expected with high quality in-depth discussions playing a key role during the event.

The event started with the usual reception welcome and coffees, before Stefano Angeli, Vice President of Drillmec,

took to the stage to thank delegates for their attendance and their continued interest in Drillmec’s product range.

“It’s the third time that we have arranged such a conference in Russia and we do appreciate the increased interest in our Company by our Russian customers.” Stefano stated.

After this short introduction Diego Ferrandes, Sales Area Manager of Drillmec S.P.A., started proceedings, presenting an overview of Drillmec´s product portfolio and it´s impressive manufacturing facilities in Italy, with Luca Tommasi, Managing Director, Seismotekhnika, detailing their facilities and manufacturing standards in Belarus.

“Drillmec is an international leader in the design and manufacture of drilling rigs, workover rigs and equipment for both the onshore and offshore sector.” Diego stated, “We have a long history in Russia and the Caspian region, with over 70 rigs successfully operating across the Russian and CIS countries.”

ROGTEC

NEWS


Стефано Анжели, вице-президент Drillmec Stefano Angeli, Vice President of Drillmec

70

“So, for our customers, one of the key advantages of owning a Drillmec rig is our regional and worldwide experience, our regional manufacturing facilities and our in-region service centres who are on hand 24/7 for our clients. Our customers are also safe in the knowledge that they are buying high end, quality equipment, specified with both API and GOST certification.”

The traditional focus of Drillmec’s operations have been onshore and the last 5 years have seen great onshore success, with over 42x land rigs sold into Iraq, 4x

automated slant rigs sold into Australia, 3x 1500hp land rigs in Mexico and 2x 3000hp land rigs sold in Bolivia.

Onshore, Drillmec´ s history is well documented, but it’s been the rise of Drillmec in the offshore sector which has been a key and very successful new strategy in recent years, with 3 complete offshore packages sold into Russia and Mexico, and 2x 3000hp Modular Rigs recently supplied in Kazakhstan to sit on artificial islands.

“Это уже третья организованная нами конференция в России, и мы высоко ценим рост интереса к нашей компании со стороны наших российских клиентов”, — заявил Стефано.

После приветствия Диего Феррандес, менеджер по региональным продажам Drillmec S.P.A, выступил с первым докладом, представив обзор ассортимента продукции компании Drillmec и впечатляющие производственные объекты компании в Италии, а Люка Томмаси, управляющий директор компании «Сейсмотехника», проинформировал участников конференции о предприятиях компании и заводских стандартах в Беларуси.

“Drillmec является международным лидером в области проектирования и производства буровых установок, станков для капитального ремонта скважин и оборудования как для наземных, так и для морских операций, — заявил Диего. — Наша компания имеет длительную историю деятельности в России и Каспийском регионе, при наличии более чем 70 установок, которые успешно работают по всей России и странам СНГ”.

“Так, для наших клиентов одним из ключевых преимуществ наличия в собственности буровых установок Drillmec является наш региональный и мировой опыт, региональные производственные мощности и наши сервисные центры в регионах, которые круглосуточно и круглогодично доступны для наших клиентов. Наши заказчики также прекрасно осведомлены о том, что они приобретают качественное оборудование высочайшего уровня, которое прошло сертификацию как по API, так и по ГОСТу”.

Традиционное направление деятельности компании Drillmec — проекты на суше, и за последние 5 лет были продемонстрированы большие успехи в этой области: 42 наземные установки были проданы в Ирак, 4 автоматизированные наклонные буровые установки отправлены в Австралию, 3 наземные буровые установки мощностью 1500 л.с. работают в Мексике и 2 наземные установки мощностью 3000 л.с. — в Боливии.

История деятельности компании Drillmec с наземными установками хорошо документирована, однако, именно увеличение присутствия Drillmec в морском секторе стало одним из ключевых моментов и весьма успешной новой стратегией за последние годы: 3 полных комплекта морских установок были проданы в Россию и Мексику, и еще 2 модульные установки мощностью 3000 л.с. были недавно поставлены в Казахстан для размещения на искусственных островах.

“Установки Drillmec используются ведущими нефтяными компаниями по всему миру, однако, мы

ROGTEC

НОВОСТИ


Диего Феррандес, Менеджер по региональным продажам Drillmec S.P.ADiego Ferrandes, Sales Area Manager of Drillmec S.P.A.

71ROGTEC

продаем не только стандартные и автоматические комплекты буровых установок”, — продолжал Диего.

“Мы также являемся полноценным поставщиком бурового оборудования “под ключ”, такого как буровые насосы и СВП”, — добавил он, комментируя внушительный список продуктов и заказчиков по всему миру.

Итак, что входит в предложения компании Drillmec? Во-первых, они включают в себя полный спектр наземных установок, начиная от мобильных буровых установок до высокопроизводительных установок мощностью 3000 л.с. В них входят полноценные комплекты морских буровых установок, а также предложения по электрическому и гидравлическому оборудованию: СВП, буровые лебедки, буровые трехцилиндровые насосы и полноценные циркуляционные системы, оборудование для спуска-подъема труб, а также системы управления установкой и кабины операторов. Помимо этого, компания предлагает комплексную круглосуточную региональную поддержку со стороны своих сервисных центров, которые расположены как в России, так и в Каспийском регионе.

После вступительных речей слово было передано Анжело Калдерони, вице-президенту по исследованиям и разработкам, и Франческо Кольянни, инженеру R&D, для представления долгожданной презентации AHEAD —Гидравлической электротехнической автоматизированной буровой установки последнего поколения и HoD (Heart of Drilling). Это две последние инновации компании Drillmec, готовые предоставить самые высокие стандарты безопасности и оптимальную производительность бурения.

Начнем с AHEAD - Гидравлической электротехнической автоматизированной буровой установки последнего поколения: в чем заключается новая концепция от Drillmec?

AHEAD представляет собой новое поколение полностью автоматизированных буровых установок, которые являются прямым результатом многолетнего опыта Drillmec в эксплуатации серии установок HH (Hydraulic Host - гидравлический подъемник). Буровые установки серии HH использовались в разных странах мира, зачастую в сложных климатических и эксплуатационных условиях, всегда обеспечивая высокую безопасность и оптимальную эффективность бурения.Так в чем состоят основные концепции AHEAD?» во-первых, это высокотехнологичная установка, способная «получать информацию непосредственно из призабойной зоны»;» это первая полностью автоматизированная

“Drillmec rigs are used globally by the leading oil majors worldwide, but it´s not only standard and automated rig packages that we sell.” continued Diego, “We are also a full provider of turnkey drilling equipment such as mud systems and top drives.” he added, displaying an impressive list of products and clientele worldwide.

So what are Drillmec’s offerings? Firstly, they include a full range of land rigs, from mobile rigs up to heavy duty 3000hp rigs. They include complete offshore rig packages, as well as offering electric and hydraulic top drives, drawworks, triplex mud pumps and complete mud systems, pipe handling equipment as well as rig control and control rooms systems. They also offer complete 24 hour regional support from their services centres, found in both Russia and the Caspian.

With the introductions over, the floor was passed over to Angelo Calderoni, VP of R&D and Francesco Colaianni, R&D Engineer, for the eagerly awaited presentations looking at AHEAD - Automated Hydraulic, Electrical, Automated Driller- and HoD, Heart of Drilling, both new innovations from Drillmec which aim to deliver the highest safety standards and optimum drilling performance.

Starting with AHEAD, Automated Hydraulic Electrical Automated Driller - what is this new drilling concept from Drillmec?

AHEAD is a new generation of fully automated drilling rigs that are a direct result of Drillmec’s many years of field experience with their HH (Hydraulic Host) series rigs. The HH series rigs have been used across the globe in many challenging environments and conditions, and have always delivered high safety and optimum drilling efficiency.

So what are the main AHEAD concepts?» Firstly, it’s a high technology rig able to “talk directly with the bottom hole”;» It’s the first onshore fully automated hydraulic rig that works with 27m stand;

ROGTEC

NEWS


Анжело Калдерони, вице-президент по исследованиямAngelo Calderoni, VP of R&D

72

» It’s a valid solution for offshore minimum space applications, ensuring a drastic weight and footprint reduction» It delivers the highest levels of safety, with Drillmec’s aim to have: NO HANDS ON THE DRILL FLOOR. » Guarantees optimum drilling and performance efficiency » Employ´s only the best environmental practices» Designed for fast moving operations, with safe and fast rig up/down operations» Resulting in cost savings on every project AHEAD 375 is a technically advanced rig, designed for fast rig up and down operations, with all components assembled on a semitrailer. The telescopic mast with dual hydraulic piston in tandem which can be divided in two parts and is assembled on two standard semitrailers.The fast rig up and down times are thanks to the “hydraulic

slingshot” style of substructure, raised by two hydraulic cylinders. The substructure itself is highly rigid and stable with easy access to install and operate BOP systems.

The Drillmec, “no hands on the drill floor” concept sees Ahead 375 equipped with a fully automated off-line system for stand making directly over

the mouse hole, which greatly reduces the safety risks to rig personnel. The off-line system is completed by a vertical pipe handler and a modular vertical pipe rack designed to contain stands of two API range 3 DP (or three API range 2 DP) with a total capacity of 5000m of 5”1/2 range 3 DP.

Ahead 375 is also fitted with a “rig walking system” that can travel at speeds of approximately 40ft per hour, saving the contract huge amounts of downtime and lost day rates.

“AHEAD is designed to save the contractor time and therefore reduce the costs. It is a highly efficient system that ensures optimum drilling with vastly reduced non-productive time and greatly improved rates of penetration”, explained Angelo Calderoni.

“The system is geared to both onshore and offshore applications and designed to work in extreme environments

гидравлическая буровая установка, которая работает с 27-метровыми свечами труб;» это эффективное решение для морских установок в условиях размещения техники на минимальной площади, обеспечивающее значительное снижение веса и площади основания;» установка AHEAD обеспечивает высочайший уровень безопасности, осуществляя цель Drillmec в том, чтобы НЕ БЫЛО РУЧНОЙ РАБОТЫ НА ПОЛУ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ;» гарантирует оптимальное бурение и эффективную производительность; » применяет только наилучшие методы природоохранной деятельности;» предназначается для высокопроизводительной работы, обеспечивая безопасность при монтаже и демонтаже установки;» в результате достигается экономия на каждом проекте.

AHEAD 375 является установкой последнего поколения, предназначенной для быстрых монтажных и демонтажных операций, при наличии всех компонентов, собранных на полуприцепе. Телескопическая мачта с двойным гидравлическим поршнем в тандеме, которая может быть разделена на две части и собрана на двух стандартных полуприцепах.

Высокая скорость свинчивания и развинчивания труб буровой установки достигается благодаря конструкции основания типа “гидравлическая система подъема мачты “, поднимаемой двумя гидроцилиндрами. Сама конструкция основания чрезвычайно жесткая и устойчивая, и она обеспечивает легкий доступ для монтажа и эксплуатации систем противовыбросового оборудования.

Концепция Drillmec “отсутствие ручной работы на буровой установке” подразумевает оснащение установки AHEAD 375 полностью автоматизированной автономной системой для наращивания свечей непосредственно над шурфом, что значительно снижает риски и повышает безопасность персонала

ROGTEC

НОВОСТИ


73ROGTEC

буровой установки. Данная автономная система завершается вертикальной системой подачи труб и модульным вертикальным стеллажом для труб, предназначенным для размещения свечей из двух бурильных труб категории 3 API (или трех бурильных труб категории 2 API) общей вместительностью 5000 м бурильных труб категории 3 диаметром 5 с половиной дюймов.

Установка AHEAD 375 также оснащена “системой перемещения бурового станка”, которая позволяет развивать скорость примерно 40 футов в час, значительно сокращая количество дней простоя и непроизводительных затрат времени.

“Установка AHEAD предназначена для экономии времени подрядчика и, следовательно, уменьшения затратной части. Это очень эффективная система, которая обеспечивает оптимальное бурение со значительным снижением времени простоя и существенным улучшением скорости проходки”, — объяснил Анжело Калдерони.

“Система ориентирована на проекты на суше и на море и предназначена для работы в экстремальных условиях и температурах до -40 градусов по Цельсию”, — его ответ на вопрос от Газфлота.

“На настоящий день мы работаем над возможным морским применением установок AHEAD 500 и AHEAD 750”, — сказал Анжело Калдерони.

После завершения презентации по AHEAD конференция продолжила работу, представляя вторую новинку от Drillmec: HoD, Heart of Drilling — комплект бурения, состоящий из трех основных систем: » Система непрерывной циркуляции» Высокочувствительная система мониторинга поступающего из скважины раствора » Антифрикционное устройство

Сессия началась с выступления Анжело Калдерони о преимуществах циркуляционной системы:

“Управление давлением в стволе скважины и бурение сквозь очень узкие «окна» между поровым давлением и давлением раскрытия трещин в настоящее время возможно благодаря постоянному получению информации о состоянии призабойной зоны и постоянному присутствию двойного барьера в

and temperatures as low as -40 degrees Celsius.” Was a response to a question from Gazflot. “We are currently working on possible AHEAD 500 and AHEAD 750 offshore applications” Angelo Calderoni said.

With the AHEAD presentations over, the conference moved onto the second innovation from Drillmec: the HoD, Heart of Drilling, drilling package, comprising of three main systems:-» Continuous Circulation» High Resolution Flow Rate Monitoring System» Anti-friction device

Angelo Calderoni started this session outlining the benefits of the continuous circulating system, “Managing downhole pressure and drilling through very narrow pore/fracture pressure windows are now possible thanks to the continuous dialogue with the bottom hole and the constant presence of a double barrier in the well during drilling phases: hydraulic and mechanical barrier.

At the same time, the continuous cuttings transportation and the optimization of mud properties ensure a significant

improvement in ROP and NPT, with very short connection times.”

“This allows you to reach targets in all challenging operating conditions, particularly in HP/HT wells,

extended reach wells (ERD) and in deep-water, with a drastic reduction of time and project costs, bringing the contractor to early field production.”

The HoD package itself is characterized by its easy integration with other rig equipment and is designed to remove personnel from the rig floor, greatly improving rig and personnel safety.

The systems are controlled remotely, directly from the driller control cabin.

The HoD continuous circulation system allows for uninterrupted mud circulation during drill pipe connections, allowing constant bottom pressure for the drilling of wells that are required during a very short drilling window.The HoD flow rate monitoring system allows the driller to detect minute variations in flow and pressure and incorporates a real time kick and mud losses alarm – a system that can be monitored in real time from anywhere in the world if connected to a simple internet connection.The HoD anti-friction device avoids the direct contact between drill pipe, tool joints and casing surfaces, ensuring the reduction of drill pipe wear and casing wear and the optimal working condition to the top drive during high angle and horizontal drilling.

ROGTEC

NEWS


Мы поставляем полный спектр бурового оборудования для проектов как в мелких,

так и в глубоких водах. We supply a complete range of drilling equipment from shallow to deep water.

74

“The application of these technologies will allow companies to achieve the highest standards of HSE and without a doubt, enhance drilling performance with impressive costs reduction.” summarized Francesco Colaianni to finish of the HoD presentation.

Yuri Parnivoda, Drillmec General Director for Russia, was next to take the stand, presenting on Drillmec´s recent offshore success, “Drillmec is currently delivering rigs for two offshore projects: LSP-1 and LSP-2 at the Filanovsky oilfield. The drilling package for LSP-1 has already been supplied, whereas the drilling equipment for LSP-2 will be delivered in 2015.”

“We supply a complete range of drilling equipment from shallow to deep water, including drilling and workover packages, as well as conventional and hydraulic rigs. From Drillmec’ s perspective, the offshore sector is a strong area of growth and is developing at an incredibly

fast pace. The last 2 years have seen contracts worth well over 250 million dollars for the supply of rigs and workover packages.” explained Yuri.

One thing that was clear from Yuri´s presentation is that not only are Drillmec now well established and experienced in the offshore sector, it´s technological innovations put

its’ offshore portfolio amongst the most advanced in the marketplace.

“Our offshore hydraulic rigs are designed and built in modules so that the modules can be installed by the drilling rigs’ operational cranes, with the help of only one set of temporary cranes. The high number of light modules in Drillmec’s Offshore Modules Platform simplifies the installation process, giving the advantage of an even weight distribution on the platform deck.” continued Yuri, “The main benefit of our HH rigs to our clients are clear: it’s technically advanced with a telescopic mast and small footprint. It has low operating and maintenance cost and we employ only the high safety standards.”

With the offshore presentation finished, the final short speech of the day was delivered by Evgeny Ognev, Deputy General Director Piper International, and he focussed on their spare parts, 24h aftersales support and service centres they offer.

скважине в ходе этапов бурения: гидравлического и механического барьера”.

“В то же время, непрерывное извлечение бурового шлама и оптимизация свойств бурового раствора обеспечивают значительное улучшение скорости проходки и сокращение непроизводительного времени при минимальном времени на наращивание”.

“Это позволяет достичь цели во всех возможных сложных условиях эксплуатации, особенно в условиях высоконапорных скважин, наклонно-направленных скважин (ERD) и глубоководных месторождениях при резком сокращении времени и стоимости проекта, в результате чего обеспечивается раннее начало добычи на месторождении”.

Сам комплект HoD характеризуется легкой интеграцией с другим оборудованием буровой установки и был разработан для того, чтобы ограничить присутствие персонала на буровой площадке, что значительно повышает работоспособность буровой установки и безопасность персонала.

Все системы управляются дистанционно, непосредственно из кабины бурильщика.

Циркуляционная система HoD обеспечивает бесперебойною промывку бурового раствора при наращивании бурильных труб, что позволяет обеспечить постоянное давление на забое при бурении скважин, что необходимо в течение очень короткого сезона бурения. Система мониторинга поступающего из скважины раствора HoD позволяет бурильщику обнаруживать мельчайшие колебания расхода и давления и включает в себя срабатывание сигнализации при возникновении потерь при выбросе или поглощении бурового раствора в реальном времени — систему, которой можно управлять в режиме реального времени из любой точки мира при наличии простого подключения к интернету. Антифрикционное устройство HoD не допускает прямого контакта между бурильной трубой, бурильными замками и поверхностями обсадных труб, обеспечивая снижение износа бурильных труб и обсадной колонны, а также оптимальные

ROGTEC

НОВОСТИ


Юрий Парнивода, Генеральный директор Drillmec РоссияYuri Parnivoda, Drillmec General Director for Russia

75ROGTEC

условия работы для верхнего привода при бурении с большим углом отклонения от вертикали или при горизонтальном бурении.

“Применение этих технологий позволит заказчику достичь самых высоких стандартов безопасности труда и, без сомнения, повысить производительность бурения при впечатляющем сокращении операционных расходов”, — подвел итог Франческо Кольянни в завершении презентации по технологии HoD.

Следующим спикером стал Юрий Парнивода, Генеральный директор Drillmec Россия, который представил последние успехи Drillmec в секторе морских проектов: “В настоящее время Drillmec осуществляет поставки установок для двух шельфовых проектов: ЛСП-1 и ЛСП-2 на месторождении им. В. Филановского Комплект бурения для ЛСП-1 уже в процессе поставки, а буровое оборудование для ЛСП-2 планируется поставить в 2015 году”.

“Мы поставляем полный спектр бурового оборудования для проектов как в мелких, так и в глубоких водах, в том числе комплекты оборудования для бурения и капремонта скважин, а также поставляем обычные и гидравлические буровые установки. Для Drillmec морской сектор является солидным направлением роста, и здесь мы развиваемся в невероятно быстром темпе. За последние 2 года мы получили контракты на сумму свыше 250 миллионов долларов на поставку буровых установок и комплектов оборудования для капитального ремонта скважин”, — объяснил Юрий.

Один аспект, который был раскрыт в презентации

Piper International is Drillmec’ s service and support partner and has centres in Nizhnevartovsk, Nefteyugansk and Buzuluk for the rapid delivery of spare parts and consumables for drilling rigs, top drive systems and solid control.

“With a 24 hour aftersales service in dual language, we are ready for any requests from our regional clients.” explained Evgeny, “Our main goals are to keep in constant communications with our customers. We provide round the clock technical support in order

to solve all of their operational needs in the minimum possible timeframes, with the best possible efficiency.”

Working in direct partnership with Drillmec, the plans are to continue the expansion of their sales network and to open new service centres in the major producing region´s to ensure optimum response and delivery times.

Evgeny finished off his lively speech and the day’s final presentation ended to a round of rapturous applause.

With the days official presentations finished, representatives from The Mobius Group had a great opportunity to catch up and speak with event delegate, Mr. Sergey Savinov, Rig Superintendent at Gazprom

Podzemremont Orenburg. On the agenda for discussions were the day’s proceedings and a chance to find out exactly how efficiently Drillmec´s HH Rigs have been performing in the field.

“Gazprom Podzemremont Orenburg is currently the only company in the Astrakhan region working with Drillmec hydraulic rigs, HH Series” started Sergey.

“We have been using 3 Drillmec HH Series rigs very successfully for our workover operations” he continued,

ROGTEC

NEWS


Евгений Огнев, заместитель генерального директора компании Piper InternationalEvgeny Ognev, Deputy General Director Piper International

76

before adding, “Our Company is very pleased with the rigs performance and results. From a technology viewpoint, the drilling equipment is very innovative”.

Asked what he thought was a key benefit to using these rigs, Sergey responded “Among the main benefits of these rigs, I would like to highlight the Automatic Pipe Handling System for drill pipe, which has resulted in the complete elimination of manual labour on the rig floor. Not only does it ensure efficient pipe handling operations but also guarantees higher HSE standards for our rig personnel”

To finish our short meeting, we asked Sergey what his thoughts were on the day´s conference proceedings,

“This show was very useful, it gave us a chance to further understand the drilling technologies available to us and it´s always good to catch up and network with industry friends and colleagues” concluded Sergey.

From an organizers perspective, this was a great show and a job well done! The event was held in magnificent conferencing facilities, the day´s presentations were very informative and technical and the attending delegates comprised of some of the most important executives from the region’s leading operators and drilling contractors. More importantly, it must be noted, that the participation from the delegation during the days Q&A sessions was extremely positive with great interaction between the audience and speakers, challenging and clarifying views and opinions on the technologies and their potential.

For any further information relating to the event or technologies discussed please contact [email protected]

Юрия, заключается в том, что на сегодняшний день компания Drillmec смогла не только хорошо зарекомендовать себя и приобрести опыт в секторе морских операций, но также и технологические инновации компании вывели ассортимент ее продукции для морских операций на высокие позиции среди самых передовых предприятий на рынке.

“Наши морские гидравлические буровые установки спроектированы и построены модульным образом так, что они могут быть установлены кранами самих буровых установок при помощи только одного комплекта временных кранов. Большое количество легких модулей в составе Платформы

морских модулей Drillmec упрощает процесс установки, обеспечивая преимущество благодаря равномерному распределению веса на верхнем строении платформы”, — продолжил Юрий.

“Основные преимущества наших установок класса НН для наших клиентов очевидны: высокий технический уровень, телескопическая мачта и небольшая площадь основания. Установка имеет низкую стоимость эксплуатации и технического обслуживания, и к ней применяются только самые высокие стандарты безопасности”.

После завершения презентации по морскому сектору заключительную короткую речь произнес Евгений Огнев, заместитель генерального директора компании Piper International, в которой он обратил внимание на предложения компании по запасным частям и комплектующим, круглосуточной послепродажной поддержке и наличию сервисных центров.

ROGTEC

НОВОСТИ


77ROGTEC

капитального ремонта скважин”, - добавил Сергей, дополнив: “Наша компания очень довольна производительностью и результатами. С технологической точки зрения, данное оборудование является инновационным.”

На вопрос о ключевых преимуществах при использовании данных буровых установок Сергей ответил: “Из числа основных преимуществ я хотел бы выделить систему автоматической подачи бурильных труб, что приводит к полному исключению ручного труда на полу буровой установки. Данная система не только обеспечивает высокую эффективность операций с трубами, но и гарантирует соблюдение высоких

стандартов ОТ, ТБ и ООС для наших сотрудников.”

По завершении нашей короткой встречи мы спросили Сергея, что он думает о проведенном сегодня мероприятии. “Мероприятие было очень полезным, оно дало нам возможность узнать о новых технологиях бурения, доступных для нас сегодня, и, кроме того, встретиться с коллегами по

отрасли для обмена мнениями.” – подытожил Сергей.

С точки зрения организаторов, это было отличное мероприятие и хорошо проделанная работа! Мероприятие проходило в роскошных и удобных помещениях для проведения подобных конференций, презентации конференции были очень информативными и несли технический характер, а присутствующие делегаты являлись руководителями ведущих российских нефтяных компаний и буровых подрядных организаций. Более того, следует отметить, что участие аудитории в сессии вопрос-ответ было высокопродуктивным, с эффективным взаимодействием между аудиторией и выступающими, обменом интересными мнениями и уточнениями по технологиям и их потенциалу.

Для получения дополнительной информации по мероприятию или обсуждаемым технологиям, пожалуйста, свяжитесь с нами по адресу [email protected]

ROGTEC

NEWS


Компания Piper International является партнером по обслуживанию и поддержке Drillmec и имеет сервисные центры в Нижневартовске, Нефтеюганске и Бузулуке для обеспечения быстрой доставки запасных частей и расходных материалов для буровых установок, систем верхнего привода и оборудования для удаления твердой фазы.

“Наличие круглосуточного послепродажного обслуживания на двух языках позволяет нам отвечать на любые запросы наших региональных заказчиков, — пояснил Евгений. — Наша главная цель заключается в том, чтобы поддерживать постоянный контакт с нашими клиентами. Мы предоставляем круглосуточную техническую поддержку для обеспечения решений оперативных потребностей в минимально возможные сроки и с максимально возможной экономией”.

“Работая в прямом партнерстве с Drillmec, наши планы строятся на расширении своей сети продаж и открытии новых сервисных центров в основных производящих регионах, чтобы обеспечить оптимально быстрое реагирование и сроки поставки”.

Живая речь Евгения под конец работы конференции вызвала восторженные аплодисменты публики.

После завершения официальной части мероприятия у представителей The Mobius Group появилась возможность пообщаться с Сергеем Савиновым, Заместителем главного инженера по работе с регионами ООО “Газпром подземремонт Оренбург”. Нам удалось выяснить насколько эффективно работают установки серии HH от Drillmec.

“Газпром подземремонт Оренбург является единственной компанией в регионе, которая работает с гидравлическими буровыми установками Drillmec серии HH”, - начал Сергей.

“Мы успешно используем три буровые установки Drillmec серии HH для проведения

78

A year ago, ERIELL Group broke a number of records in drilling the first 1km horizontal well at the the Urengoyskoye oil and gas condensate field in the Yamalo-Nenets Autonomous District. The well was drilled in the Achim deposits. During drilling, we broke our own records for both drilling time and performance. The Company’s next success was the completion of two wells at the end of June. They were scheduled for completion within 76 days and 70 days, but were 24 days and 30 days ahead of time, respectively. And for the first time, completion assemblies for multistage hydraulic fracturing were used, and 3-stage hydraulic fracturing was performed in the Achim deposits.

M. Vilkov, Deputy General Director – Chief Engineer of RBU Russia, ERIELL Group.

Mikhail, drilling a well in 76 days became the ambitious time goal for the company for well delivery. What services were provided in these 76 days, and how much time did it take to drill the well?

ERIELL Group actively uses the early drilling program system, which allows us to reduce the time we take to drill wells, and therefore reduces the costs for our clients. The essence of this program is that the first part of the well is drilled with a light-duty drill rig such as the ZJ20, and the heavy-duty drilling rig is mobilized afterwards.

In 2013, the 340mm section of the surface casing for this well was drilled using our “early drilling method”. The well was then suspended. After resumption of the work, the net drilling time for three other sections (245mm service casing, 178mm production casing, and 114mm liner) was 334.5 hours, which makes it 10.6% of their total construction time.

Год назад Группа ERIELL достигла рекордных показателей на Уренгойском НГКМ, пробурив первую в ЯНАО скважину с горизонтальным окончанием 1 км на ачимовские отложения. За это время ERIELL неоднократно обновляла собственный рекорд как по проходке, так и по срокам выполнения работ. Очередным успехом Группы стало завершение в июне 2014 бурения двух скважин за 76 и 70 суток с опережением графика на 24 и 30 суток соответственно. Впервые в ачимовских отложениях были применены компоновки заканчивания для многостадийного гидроразрыва пласта и проведены 3-х стадийные ГРП в каждой скважине.

На вопросы редакции ответил заместитель генерального директора – главный инженер РБЕ «Россия» Группы ERIELL М. В. Вилков.

Михаил Викторович, бурение скважины за 76 суток стало, своего рода, толчком для достижения последующих временных рекордов Группы. Какие именно услуги были предоставлены за эти 76 дней, сколько времени ушло непосредственно на бурение скважины?

В своей работе Группа ERIELL активно применяет программу опережающего бурения, которая позволяет сократить сроки реализации проектов и, соответственно, оптимизировать затраты заказчиков. Суть данной программы заключается в том, что первая часть скважины бурится с легкого станка, такого как, например, ZJ20, а далее уже мобилизуется тяжелая буровая установка. Секция 340-мм кондуктора данной скважины была пробурена методом опережающего бурения еще в

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Михаил В. Вилков, главный инженер РБЕ «Россия» Группы ERIELL

The ROGTEC Interview:Mikhail Vilkov, Deputy General Director - Chief Engineer of RBU Russia, ERIELL Group

79ROGTEC

2013 г. Далее скважина была законсервирована. После того как работы возобновились, чистое время бурения трех остальных секций (245-мм технической колонны, 178-мм эксплуатационной колонны и 114-мм хвостовика) заняло 334,5 часа, что составляет 10,6% от общего времени их строительства.

При бурении - непосредственно в процессе углубления скважины - были предоставленытакие услуги, как инклинометрия, гамма-каротаж, резистивиметр, азимутальный и нейтронно- плотностной каротаж, акустический каротаж, кавернометрия, велось отслеживание забойного давления и эквивалентной циркуляционной плотности в режиме онлайн.

Какие методы и технические приемы вы использовали для сокращения цикла бурения?

Для обеспечения максимально возможной скорости проходки, создания устойчивого и стабильного ствола скважины мы, как обычно, использовали роторно-управляемые системы (РУС), кроме того РУС обеспечивает более точную проводку скважины.

Использование азимутального и нейтронно-плотностного каротажа позволяет определять фильтрационно-ёмкостные свойства горных пород непосредственно при бурении.

Применение плотностного каверномера обусловлено необходимостью определения интервалов установки пакеров и площадок пакерования для проведения МГРП, а приборы акустического и нейтронно-плотностного каротажа позволили рассчитать и спрогнозировать устойчивость стенок скважины в режиме реального времени на основании расчетов упругих и прочностных свойств разбуриваемых пород.

Было ли у вас в планах пробурить скважину с 25% опережением графика?

Жесткого планирования сокращения времени на 25% изначально не было, но мы всегда стараемся работать с полной отдачей, поэтому, конечно, все делалось для того, чтобы результаты были высокими. Одним из приоритетов ERIELL является эффективное, качественное и быстрое бурение (что в конечном итоге позволяет повысить экономическую эффективность любого проекта), в связи с чем Группа всегда заинтересована в опережении сроков строительства.

Данная скважина стала важной ступенью на пути к достижению следующего этапа - в конце июля

Services such as directional surveying, gamma-ray logging, continuous mud resistivity, bearing and neutron density logging, caliper logging, and acoustic logging, were also provided during drilling. During well construction, bottom hole pressure and equivalent circulating densities were monitored remotely and online.

What methods and techniques did you utilize to reduce drilling time?

As usual, we used rotary steerable systems (RSS) to maximize drilling rates and to ensure a steady and stable well bore. RSS also allows us to more precisely target the pay zone. Use of bearing and neutron density logging allows us to determine the permeability and porosity of the rocks while drilling.

The application of a caliper logging tool is necessary to determine the intervals for setting the packers and packer pads for multistage hydraulic fracturing; the acoustic and neutron density logging tools enable us to the calculate and forecast the stability of the wellbore in the real-time, based on the calculations and strength of the formations.

Did you plan to drill the well 25% earlier than anticipated?

Initially, there was no fixed plan for a 25% reduction in drilling time, but we of course always try to do our best and achieve the most efficient drilling times for our clients. Effective, high-quality, and fast drilling, that eventually enables the operator to increase the efficiency and profitability of any project, is one of the ERIELL’s priorities. On this basis, we have has always been interested in keeping the construction ahead of the schedule.

This well became an important step towards our next milestone – at the end of July, we completed the next well at the ARKTIKGAZ project with a 1,049m horizontal section and total drilling time of 46 days instead of the planned 90 for a 5,058m section. This is almost twice as fast as the schedule.

What techniques did you utilized to ensure that you exceeded your time targets?

» Oil-based mud – OBM.» Rotary steerable systems – RSS.» Avoiding performance of geophysical studies upon completion of the drilling sections» Incorporating all of the necessary geophysical techniques in the bottomhole assembly while drilling – by doing this we achieved effective data acquisition from our telemetry tools.

ROGTEC

INTERVIEW


80

What problems did you encounter during your drilling ops and how were they overcome?

While drilling 222.3mm section (for 178mm production casing), there was a drop in the drift angle due to natural geological reasons. We resolved this problem by reducing inter well pumping and increasing the directional drilling rate. While drilling a 152.4mm section (for 114mm liner), we faced uneven bit rotation in hard interlayers in drilling sections between pay zones Ach3 and Ach4. This problem was resolved by changing the drilling parameters – top drive speed, load, and periodic liftoffs from the bottom.

What new knowledge did you acquire on this project that could be useful in the future?

Data acquired from the acoustic logging tool can be used to further correct the field development plan.

What was the extent of your involvement in multistage hydraulic fracturing process?

Preliminary operations for multistage hydraulic fracturing include assembly run-in and the activation of all elements. We successfully performed all of these operations.

What technical difficulties arose while drilling the horizontal section?

» Uneven of rotation (120%) while drilling hard interlayers and webs between the pay zones Ach3 and Ach4.» Increased gas production while drilling and consequently a necessity to limit the inter-well pumping and to perform additional washovers prior to upbuilding.

Were you remunerated for early completion of the project?

Remuneration of the drilling crew and engineers involved in the project was based upon the results of their work under the bonus regulations of ERIELL Group’s RBU Russia.

How was HSE monitored during accelerated drilling process?

Our HSE Engineer was always present at the drilling site. Unscheduled checks of the functionality of the BOP and of the readiness to act of the drilling team members in the case of an emergency were also held. Gas shows and casing pressure were always closely monitored during the drilling of section 152.4 mm with intermediate washovers and a limitation of inter-well pumping when required.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


ERIELL завершила бурение очередной скважины по проекту «АРКТИКГАЗ» с горизонтальным окончанием 1 049 м и общей проходкой 5 058 м за 46 суток вместо запланированных 90. Это почти в два раза быстрее предусмотренного графиком срока.

Какие технологии при бурении вы использовали для успешного достижения результата в более сжатые сроки?

» Буровой раствор на нефтяной основе – РУО.» Роторно-управляемая система - РУС.» Для отмены проведения геофизических исследований по окончании бурения секций – включение всех необходимых геофизических методов в КНБК при бурении, при этом эффективность получения данных онлайн достигалась максимально высокой скоростью передачи данных от прибора телеметрии.

С какими проблемами вы столкнулись в процессе бурения, как они были преодолены?

При бурении в секции 222.3 мм (под 178-мм эксплуатационную колонну) было падение интенсивности набора параметров кривизны, обусловленное естественными геологическими причинами. Данная проблема была решена за счет снижения МСП, увеличения процента направленного бурения.

В процессе бурения секции 152.4 мм (под 114-мм хвостовик) столкнулись с высокой неравномерностью вращения долота на твердых пропластках и участках бурения перемычки между продуктивными пластами Ач3 и Ач4. Данная проблема была решена за счет изменения параметров бурения – количества оборотов ВСП, нагрузки, периодических отрывов от забоя.

Какие новые знания были приобретены в процессе работы над данным проектом, которые можно было бы использовать в будущем?

Использование данных с прибора акустического каротажа для бурения в данном азимуте может быть использовано в дальнейшем для уточнения схемы разработки месторождения.

Какова была степень вашей вовлеченности к процессу мультистадийного ГРП?

Подготовительные работы к проведению МГРП включают в себя спуск компоновки и активация всех элементов. Данные работы были успешно нами проведены.

81ROGTEC

Did you have problems with drill bit performance during this project?

Selection of a bit with the required specifications – MDi513LUBPX – was based on the field experience in the subhorizontal liners already drilled in the Achim deposits. The principal problem was the need to reduce the uneven rotation during drilling – and as explained above this was resolved.

How did rotary steerable systems perform during drilling?

The RSSs operated steadily during the drilling of this well. Use of RSS with a downhole motor (Vortex) is recommended to reduce the unevenness of rotation and acceleration in drilling of 152.4 mm and 222.3 mm sections.

ROGTEC

INTERVIEW


Какие технические трудности возникли при бурении горизонтального участка?

» Неравномерности вращения (120 %) во время бурения твердых пропластков и перемычек между продуктивными пластами Ач3 и Ач4.» Повышенные газопоказания при бурении и, как следствие, необходимость ограничения МСП и дополнительные промывки перед наращиваниями.

Вознаградили ли вас за досрочную сдачу проекта?

По результатам работы буровая бригада и ИТР, участвовавшие в проекте, были вознаграждены согласно установленному положению о премировании РБЕ «Россия» Группы ERIELL.

Как шел процесс контроля за ПБ, ОТ и ООС при ускоренном процессе бурения?

Непосредственно на буровой постоянно находится полевой инженер ПБ, ОТ и ООС Группы ERIELL. При производстве работ внепланово проверялась работоспособность ПВО и готовность членов буровых вахт к действиям при ГНВП. Внимательно отслеживались газопоказания и затрубное давление во время бурения секции 152.4 мм с промежуточными промывками и ограничением МСП в случае необходимости.

Возникали ли у вас проблемы с производительностью бурового долота при реализации данного проекта?

Исходя из промыслового опыта уже пробуренных субгоризонтальных хвостовиков на ачимовские отложения, был проведен подбор долота с требуемыми опциями - MDi513LUBPX. Основная принципиальная задача решена - это снижение неравномерностей вращения при бурении.

Как показали себя роторные управляемые системы в процессе бурения?

РУС продемонстрировал уверенную работу в ходе бурения данной скважины. Для снижения неравномерностей вращения и ускорения бурения секции 152.4 мм и 222.3 мм рекомендуется использование РУС с забойным двигателем (Vortex).

82

The ROGTEC Magazine team were all over the region this autumn, exhibiting/distributing the latest issue at the leading events such as SPE Moscow, Sakhalin O&G, SPE Caspian, NGK, RPI and we were proud to be the only mainstream Russian magazine to have attend the KIOGE event in Almaty with a booth! Again!!

It is always a pleasure to meet up with our clients and friends at these events and we look forward to continuing our regional event support through 2015!!

Команда ROGTEC приняла очное участие на всех ключевых мероприятиях этой осени, распространяя дополнительные копии ROGTEC на следующих мероприятиях: SPE Russian Oil & Gas 2014, Нефть и Газ Сахалина, Нефтегазсервис 2014, Сервис и оборудование для нефтегазовой отрасли России 2014, Ежегодная Каспийская техническая конференция и выставка SPE 2014, а также мы гордимся тем, что выступили единственным основным российским журналом, который участвовал со стендом на выставке KIOGE 2014 в Алматы! Опять!!

Нам всегда приятно встретиться с нашими клиентами и друзьями на всех этих мероприятиях, и мы упорно работаем нам продолжением медиаподдержки региональных выставок и конференций в 2015 году!

ROGTEC

НОВОСТИ


Поездки команды ROGTEC!ROGTEC on the Road!

83ROGTECROGTEC

NEWS


84 ROGTEC

НОВОСТИ


Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC 39

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее

по эл. почте на [email protected]

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years!Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, scan and e-mail to

[email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com88 ROGTEC88 ROGTEC88 ROGTEC

ite-exhibitions.com pdo.co.om/tph

p.35, p.85 & ibc p.07

russianshelf.ru

p.51

himoinsa.com nov.com

p.21 ifc

rpi-conferences.com

p.83

hardbandingsolutions.com n-g-k.ru

p.04 p.61

rogtecmagazine.com

p.63

mccoyglobal.com rao-offshore.ru

p.05 p.65

uorc.net

p.33

drillmec.com mtu-online.com

p.25 p.23

rdcr.net

obc

Для более подробной информации свяжитесь:

Даг Робсон, Директор отдела продаж

[email protected]

+34 952 904 230

3-й Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков

9 Апреля, 2015

2015

Буровые технологии будущего доступны уже сегодняwww.rdcr.net

ROGTEC Issue 39

Documents

Transcript of ROGTEC Issue 39