Download pdf - Oil&Gas Eurasia Dec 2010-Jan 2011

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

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

Wheels of Time Keep

Turning Here’s How

to Stay Current in 2011

p. / стр. 8

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

www.oilandgaseurasia.com

Tech Trends / Новые технологии

ОтлаженныймеханизмКак держать руку на пульсе в 2011 году

Kazakhstan’s Kashagan Oilfield Poised toBecome New Resource Base for the Ever-Expanding CPC

Export Pipeline to the Black Sea

КТК прирастет КашаганомГигантское нефтяное месторождение Казахстана станет новой

ресурсной базой для заполнения расширяющейся трубы

p. / стр. 20

p. / стр. 18

Happy New Year! Judging from what’s going on in the futures trading market, oil prices are likely to break through the

$100-a-barrel mark in 2011. That will be good for producers, par-

ticularly the National Oil Companies (NOCs) which dominate the Russian market. And it will be good for the oilfield service industry and for equipment suppliers who work with those NOCs – both Russian domestic suppliers and western exporters.

Usually I write something in our New Year’s issue about the animal symbol for the upcoming Chinese New Year. But this year, I’m not quite sure what to say. As you know, 2011 is the Year of the Rabbit. That’s a “soft and fluffy” sign and a marked contrast to the Year of the Tiger, which we all suffered through in 2010. And it is a big contrast to what’s

coming up in 2012 – the Year of the Dragon.Many businesses were eaten alive by

last year’s Tiger, so maybe 2011 will be a time to regroup, rearm and prepare to face the Dragon in another 12 months. Here’s what I just copied off a Chinese

astrology site: “The rabbit is very sensitive, lucky, smart and creative. Their creativity

extends to a love of all things beautiful … ”Wow! What can we make of that? Maybe $100 a barrel

oil is beautiful – well, we will see. What I do know is that I’ve been doing a “double take” driving along Moscow high-ways and seeing billboards with “Happy Holiday” greetings with little bunny rabbits pictured. At first I thought Moscow city authorities had accidently put up Easter greetings.

So if you’re wondering what the economy will bring in 2011 and you’re reading all sorts of contradictory indica-tors, you might find comfort if you think about the rabbit. Afterall, China is the main driver in whatever economic fundamentals might boost the oil price to a $100 a barrel.

Meanwhile, I hope you enjoy Oil&Gas

Eurasia’s yearend edition. We have a little something for everyone:

From the Caspian, we offer an analysis from Kazakhstan on the expansion of the CPC (Caspian

●

С Новым годом! Судя по тому, что происходит в области биржевой фьючерсной торговли, цены на нефть в 2011 году готовы преодо-

леть рубеж в $100 за баррель.Это хорошая новость для производителей,

особенно для национальных нефтяных компаний (ННК), которые доминируют на российском рынке,

а также для сервисной отрасли и поставщиков обо-рудования, сотрудничающих с этими компаниями – как

для отечественных производителей, так и для западных экспортеров.

Как правило, в новогоднем номере я рассказываю о животных, которые являются символами наступающего года по китайскому календарю. Как вы знаете, 2011 год явля-ется годом Кролика. Это «мягкий и пушистый» представи-тель, не в пример Тигру, воздействие которого мы испытали в 2010 году. Он также являет собой большой контраст и в сравнении с тем, что грядет в 2012-м – году Дракона.

В прошлом году Тигр «съел» не один бизнес, воз-можно, 2011 год даст возможность перегруппироваться, перевооружиться и подготовиться к встрече с Драконом в последующие за этим годом 12 месяцев. Вот что я прочи-тала на китайском астрологическом сайте: «Кролик – очень чувствителен, удачлив, умен и креативен. Эта креативность выражается и в любви ко всему прекрасному…».

Здорово! Но какая же польза от этого нам? Возможно, $100 за баррель – это прекрасно. Как говорится, поживем – увидим. Должна сказать, что я с удивлением не раз всмат-ривалась в рекламные щиты с новогодними поздравлени-ями и изображениями кролика, проезжая по московским магистралям. И сначала даже подумала, что столичные власти по ошибке разместили поздравления с Пасхой.

Так что, если вас интересуют изменения в экономике в 2011 году, и вы следите за всякого рода противоречивыми индикаторами, мысли о Кролике могут обеспечить состоя-ние комфорта. К тому же, Китай является основной движу-щей силой того, что заставит экономические показатели проявиться в росте цены на нефть до $100.

Что касается нашего издания, надеюсь, вам понравится новогодний выпуск «Нефть и газ Евразии» – мы старались подобрать статьи таким образом, чтобы каждый смог найти для себя что-нибудь интересное:

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

New Year Hangover Left You Feeling Fuzzy? Maybe It’s Just the Year of the Rabbit

Празднуете Новый год с симптомами мягкости и обтекаемости? Может быть, дело в том, что наступает год Кролика

Пэт Дэвис ШимчакPat Davis Szymczak

Pipeline Consortium) with new through-put from the Kazshagan field.

OGE’s consulting editor on artifi-cial lift, Professor Miso Solesa of CMS Prodex, offers an insightful analysis of the decision making process used by

engineers in selecting artificial lift sys-tems (ALS). What ALS methods suit what

reservoirs and what surface and well condi-tions?

If you’re wondering when the seismic industry might be bouncing back, read our interview with Alexander Yakovlev, Managing Director of LARGEO in Moscow. LARGEO, which cooperates with ION Geophysical in the LARGEO-ION/GXT alliance, runs the largest seismic processing center in Russia today. Yakovlev tells OGE’s Technology Editor Elena Zhuk in a wide-ranging interview that underinvestment in exploration remains the main barrier to growth in seismic acquisition and processing programs. Maybe the lure of $100 a barrel oil will change that in 2011 and production companies will come to appreciate that oil and gas are finite resources. To keep the oil and gas tap turned on, you have to keep looking for more oil and gas.

Our yearend issue features also a guest piece from TNK-BP on the results of an innovative ESP to ESP dual completion at the Ust-Tegusskoye field that enables production from several zones through one well-bore.

And finally, I’d like to promote our continuing coverage of global trends in the development of unconventional resources, and in our coverage of domestic Russian innovation and R&D. In this issue, you will find both – don’t miss Elena Zhuk’s coverage of a recent Nanotechnologies conference in Moscow; and check out our “guest experts” analysis of global shale gas deposits.

In general, I expect 2011 to be an exciting year for Oil&Gas Eurasia. For one thing, I hope you are follow-ing our ongoing improvements to www.oilandgaseurasia.com, our weekly newsletter and electronic version of OGE

monthly. You’ll see a summary of what you can find these days on our website on pages 18 and 19 of this yearend issue. You might notice we didn’t include a “news” section in this issue. That’s because we’re pretty sure you – our read-ers – are getting your news these days off the Internet. So to better serve our readership, our web editor, Dave Kondris, is making sure you get daily updates of the most relevant news from the Russian oil and gas patch in both Russian and English languages.

At www.oilandgaseurasia.com you’ll get the latest in Tech Trends as well, a resume bank in our recruitment section and social integration with Twitter, Facebook and Linkedin. So if you think that New Year Rabbit looks a little fuzzy, stick with Oil&Gas

Eurasia and as the year unfolds we promise to bring things into focus. Best wishes, from the Oil&Gas Eurasia team!

●

●

●

●

По Каспийскому региону мы предлагаем аналити-ческий материал из Казахстана о расширении КТК (Каспийского трубопроводного консорциума) с новым ответвлением для поставок с месторождения Кашаган.

Редактор-консультант НГЕ в области механизирован-ной добычи, профессор Мишо Солеша из CMS Prodex, предлагает глубокий анализ процесса принятия решений, используемый инженерами при выборе систем механизи-рованной добычи (СМД). Какие методы СМД подходят для конкретных коллекторов и условий на поверхности и в скважине?

Если вас интересует, когда восстановится рынок сейс-моразведочных работ, прочитайте интервью с Александром Яковлевым, управляющим директором LARGEO в Москве. Компания LARGEO, которая сотрудничает с ION Geophysical в альянсе LARGEO-ION/GXT, сегодня располагает самым крупным в России центром обработки данных сейсмораз-ведки. В развернутом интервью Яковлев рассказал редак-тору НГЕ по технологиям Елене Жук о том, что недостаток инвестиций в геологоразведку является основным препятс-твием для роста в области программ получения и обработ-ки данных сейсморазведки. Возможно, привлекательный прогноз, обещающий $100 за баррель нефти в 2011 году, изменит подход добывающих компаний к нефти и газу, как

исчерпаемым ресурсам. Чтобы постоянно получать нефть и газ, нужно не прекращать их поиски.

В завершающем год выпуске нашего жур-нала есть также статья приглашенного автора из TНK-BP о результатах инновационной одно-временно-раздельной эксплуатации скважин

ЭЦН-ЭЦН на Усть-Тегусском месторождении, обеспечивающей добычу сразу из нескольких

продуктивных зон одного ствола скважины.И, наконец, мне бы хотелось отметить, что мы про-

должаем публикации о мировых тенденциях в разработке нетрадиционных ресурсов, а также российских инноваци-ях и научно-исследовательской работе. В итоговом выпуске НГЕ вы сможете ознакомиться с материалами по этим двум темам – не пропустите материал Елены Жук о состоявшейся в Москве конференции по нанотехнологиям и аналитичес-кую статью приглашенных экспертов о мировых запасах газа в сланцевых породах.

В целом, я ожидаю, что 2011 год будет достаточно оживленным для нашего издания. В первую очередь, я надеюсь, что вы следите за тем, как совершенствуется сайт www.oilandgaseurasia.com, еженедельная электронная рассылка и электронная версия ежемесячного журнала «Нефть и газ Евразия». Обзор информации, которая пуб-ликуется на сайте, вы можете найти на страницах 18 и 19 нашего итогового выпуска. Будучи уверены в том, что наши читатели знакомятся с новостями, главным образом, через Интернет, мы стараемся обеспечить их свежей, интересной информацией. Именно поэтому Дэйв Кондрис, веб-редак-тор НГЕ, ежедневно обновляет колонку новостей нефтега-зовой отрасли на русском и английском языках.

На сайте www.oilandgaseurasia.com вы также можете узнать о новых технологиях, воспользоваться банком резюме в разделе «Персонал» и возможностями интег-рации в социальные сети Twitter, Facebook and Linkedin. И если новый год под знаком Кролика предстает перед вами в слишком мягких и расплывчатых чертах, присо-

единяйтесь к НГЕ, и мы поможем вам навести фокус. С наилучшими пожеланиями, коллектив издания «Нефть и

газ Евразия»!

●

●

●

●

●

2

#12 /1 December 2010 / January 2011


Oil&GasEURASIA

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ


New Year Hangover Left You Feeling Fuzzy?

Maybe, It’s Just the Year of the Rabbit

Празднуете Новый год с симптомами мягкости и обтекаемости?

Может быть, дело в том, что наступает год Кролика

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

Kashagan to Feed CPC

Kazakhstan’s giant oilfield set to become a new resource base

for the ever-growing pipe

КТК прирастет Кашаганом

Гигантское нефтяное месторождение Казахстана станет новой ресурсной базой для заполнения

расширяющейся трубы

LEGISLATION | ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО

Russia May Amend Subsoil Law to Draw Foreign Firms

Revised legislation would provide access to strategic fields and spur investments in the offshore sector

Поправки к законодательству о недрах

помогут открыть доступ к стратегическим месторождениям и привлечь инвестиции в шельфовые проекты

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Choosing the Optimum Artificial Lift System Methodology

Выбор оптимальных методов механизированной добычи

SEISMIC | СЕЙСМОРАЗВЕДКА

LARGEO Managing Director Alexander Yakovlev,

“Seismic Sector Lacks Investment”

Управляющий директор ЛАРГЕО Александр Яковлев:

«Отрасли не хватает инвестиций»

GAS | ГАЗ

NOVATEK Gets a Slice of Gazprom’s Pie

«НОВАТЭКу» достался кусок газпромовского пирога

36

46

20

8

28

Introducing www.oilandgaseurasia.comПредставляем www.oilandgaseurasia.com

INDUSTRY UPDATE | СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

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

Журнал «Нефть и газ Евразия» готов знакомить вас с последними ново-стями отрасли. В наших заголовках – разведка, добыча, переработка и другие темы. Охватывая географическое пространство от Восточной Европы до азиат-ско-тихоокеанского региона и от Африки до арктических морей, наши новости помогут вам принять правильное решение в том, что касается ведения бизнеса в России и странах бывшего СССР.

18

25

6

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

Oil&GasEURASIA

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

MOSCOW ADDRESS 67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111, Moscow 125009, Russia. Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836. Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).ISSN 1812-2086Press Run: 12,000 © 2010, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111.Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36.Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министер-ством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств мас-совых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Жур-нал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к ка та ло гу «Га зе ты. Жур на лы» «Рос пе ча ти» (№ 45834), ка та лог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати»(№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790).Ти раж: 12 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2010, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США) Все права за щи ще ны.

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

SPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover, 35

Dresser-Rand . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

«Промтехинвест» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

PGS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

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

WNOG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

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

DINAZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16-17

EADC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21,23

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

«Подольск-цемент» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ


6

DUAL COMPLETION | ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

TNK-BP Posts Another Industry First

Russia’s third-largest oil producer pioneers ESP-ESP dual completion at Ust-Tegusskoye field

ТНК-ВР покоряет новый рубеж

Третий по величине производитель нефти в России впервые в стране реализует проект одновременно-

раздельной эксплуатации скважин ЭЦН-ЭЦН на Усть-Тегусском месторождении

NANOTECHNOLOGIES | НАНОТЕХНОЛОГИИ

NOR Prepares Beachhead for Russian Technology Breakthrough

НОР готовит плацдарм для технологического прорыва России

SHALE GAS | СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Shale Gas: Great Expectations, Modest Plans

Сланцевый газ: большие надежды и скромные планы

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

MANAGING EDITORBojan Šoć [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

TECHNOLOGY EDITORElena [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

COVER ILLUSTRATIONPyotr Degtyarev

TRANSLATIONAPRIORI Translation AgencyElena Kamenyarzh, Sergei Naraevsky

CIRCULATION ANDSUBSCRIPTIONSElena [email protected]

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

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

ШЕФ-РЕДАКТОРБоян Шоч [email protected]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА/ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

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

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕПетр Дегтярев

ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори»Елена Каменярж, Сергей Нараевский

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКАЕлена Лунева[email protected]

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

is a Member of:

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

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

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

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

54

60

50

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


AspenTech Announced the Availability of 7.2 Release of aspenONE V7

Aspen Technology, Inc., provider of software and ser-vices to the process industries, announced the availability of the 7.2 release of aspenONE.

Version 7 of aspenONE includes advances in workflow integration and other major enhancements to help com-panies create and sustain best practices. Resulting benefits include increased efficiency, lower total cost of ownership, improved operational performance for greater agility, reli-ability and ultimately profitability.

aspenONE V7 software delivers additional IT and

usability innovations that provide fast and easy access for users across the enterprise and simplify deployment and management of the software.

aspenONE is a suite of applications that integrate and optimise engineering, manufacturing, and supply chain operations

The aspenONE Planning & Scheduling solution allows refineries to model true physical constraints for better blend optimization. The aspenONE Advanced Process Control solution allows process manufacturers to sustain performance improvement benefits from advanced pro-cess control by reducing the time and effort required to maintain control applications at peak performance. The Aspen HYSYS and Aspen Plus have an integrated function of economic evaluation.

The aspenONE Engineering includes new economic evaluation functionality that allows large owner-operator and engineering companies to slash the amount of time it takes to produce accurate project estimates.

These and other innovations in aspenONE V7 enable processing companies to achieve the optimal design and operation of their plants and processes – for example, to increase capacity through more efficient engineering and the re-use of engineering knowledge in operations.

The latest version of the software provides better sup-port in response to environmental regulations – through

AspenTech выпускает новую версию 7.2 aspenONE V7

Компания Aspen Technology, Inc., поставщик програм-много обеспечения и услуг для нефтегазовой, химической и других перерабатывающих отраслей промышленности, выпустила новую версию 7.2 aspenONE V7.

7-я версия aspenONE основана на достижениях в интег-рации процесса проектирования и других технических возможностей и, благодаря этому, способствует повыше-нию производительности, общему снижению затрат, улуч-шению эксплуатационных характеристик проектируемых объектов и, как следствие, рентабельности предприятия.

aspenONE состоит из нескольких технологических программ, которые помогают пользователям усовер-шенствовать процесс проектирования и методы работы. aspenONE Planning & Scheduling позволяет моделировать реальные физические параметры и ограничения техно-логического процесса, aspenONE Advanced Process Control – эффективно управлять процессом производства, Aspen HYSYS и Aspen Plus располагают функциями экономичес-кой оценки, aspenONE Process Engineering помогает раз-ным специалистам работать одновременно в различных регионах, сокращая, таким образом, срок вывода продукта на рынок.

Кроме того, aspenONE V7 предоставляет дополнитель-ные возможности доступа пользователей всего предпри-ятия, а также простой и удобный интерфейс, что облегчает процессы проектировании и эксплуатации заводов и тех-нологий. В качестве примера можно привести наращива-ние мощности производства посредством внедрения более эффективных инженерно-технических работ и повторное использование инженерных знаний в процессе работы. Последняя версия программы позволяет и точно моделиро-вать механизмы удаления CO2 и других вредных выбросов. С помощью aspenONE V7 перерабатывающие компании смогут создать качественную модель функционирования всего технологического комплекса, определить его воз-действие на окружающую среду и учесть соответствующие меры безопасности.

Baker Hughes запускает навигационное обслуживание коллекторов

Компания Baker Hughes объявила о выходе на рынок с новой услугой – навигационным обслуживанием коллекто-ров (RNS). Эта услуга должна оптимизировать расположе-ние ствола скважины за счет комплексного использования моделирования коллектора, применения набора средств для наиболее полной оценки бурения в режиме реального времени и программного обеспечения для 3D/4D визуа-лизации с интерпретацией опытными экспертами. Услуга призвана оптимизировать добычу и повысить общую отда-чу пласта путем снижения неопределенностей в процессе бурения и обеспечения максимального контакта с коллек-тором в заданной зоне.

AspenONE V7 is a suite of applications.AspenONE V7 состоит из нескольких технологических

программ.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: A

SP

EN

TE

CH

NO

LO

GY

9

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011


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

accurate modelling of CO2 and acid gas removal. By using V7, process industry companies can model the complete production facility, quan-tify their environmental impact, design appropriate safeguards and contribute to the achievement of local regulatory compliance.

Baker Hughes Launches Reservoir Navigation Services

Baker Hughes (NYSE: BHI) announced the launch of its Reservoir Navigation Services (RNS), which is intended to optimize wellbore placement through the combination of reservoir modeling, the industry’s most comprehensive real-time drilling evaluation toolkit and 3D/4D visualization software with interpretation experts. The service is designed to optimize production and increase overall asset recovery by reducing uncertainty during drilling and delivering maximum reservoir contact in the targeted zone.

RNS includes a pre-well planning process that integrates multiple offset-well and digital horizon data into a 3D geospatial model of the reservoir’s anticipated stratigraphy. Proposed well plans are verified against the model’s structural data, which is then used as input to Baker Hughes’ reservoir navigation software to create a predictive model that anticipates real-time tool responses to the expected stratigraphy. Additional forward models are built to test alternative geological interpretations, to qualify geological model reliability and to identify any potential weaknesses in the geological interpretation. Data

RNS включает процесс предваритель-ного планирования расположения сква-жины в комплексе с несколькими близ-лежащими скважинами и использование цифровых данных по горизонту в 3D пространственной геологической моде-ли предположительного стратиграфичес-кого разреза коллектора. Предлагаемые планы расположения скважин проверя-ются по структурным данным модели, которые далее используются в качестве исходных в программном обеспечении Baker Hughes для навигационного обслу-живания коллектора при создании про-гностической модели, предполагающей реакцию используемых средств на ожи-даемую стратиграфию в режиме реаль-ного времени. Компания разрабатывает дополнительные перспективные модели

для проверки альтернативных геологических интерпрета-ций, для определения надежности геологической модели и выявления любых возможных недостатков в геологической интерпретации. Данные по различным моделям использу-ются для построения карты скважины в зоне наибольшего интереса.

Во время бурения проводится сбор данных в реальном времени с использованием высоких скоростей передачи данных и каротажа во время бурения, которые непрерыв-но вводятся в навигационную программу по коллектору. Специализированные диаграммы представляют данные в геологическом контексте как по измеренной, так и стратиг-рафической шкале глубин. Интерактивное объединение предварительной модели расположения скважин для выбо-ра геологических свойств позволяет в режиме реального времени осуществлять корректировки, которые точно опи-сывают и прогнозируют геологию коллектора.

RNS использует полный комплект средств каротажа во время бурения в самом широком промышленном интер-вале от 6 ¾ до 4 ¾ дюймов. Технология оценки продук-тивного пласта включает высокоскоростную телеметрию; при этом сбор данных не увеличивает время бурения. Специалисты в области интерпретации данных и забой-ных систем контроля и управления параметрами бурения размещаются на буровой в офисе заказчика или в одном из центров взаимодействия Baker Hughes’ BEACON и исполь-зуют постоянно корректируемую геологическую модель и возможности забойных систем контроля и управления параметрами бурения для решения в режиме реального времени всех возникающих проблем бурения. Непрерывно обновляемые модели коллектора также позволяют опера-торам постоянно корректировать оценку запасов.

CGGVeritas предлагает ПО для сейсморазведки месторождений сланцевого газа

CGGVeritas разработала ряд сейсмических решений для выявления продуктивных пластовых зон сланцевого газа. Углубленная обработка сейсмических данных и ана-лиз широкоазимутальных 3D исследований с высоким разрешением позволяет определить такие ключевые свойс-

Combination of interpretation experts, reservoir modeling, drilling evaluation technology, and 3D/4D visualization software optimizes well placement.

Привлечение специалистов в области интерпретации, в сочетании с использованием технологий моделирования коллекторов, оценки параметров бурения, а также программного обеспечения 3D/4D визуализации, позволяет оптимизировать систему размещения скважин.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: B

AK

ER

HU

GH

ES




from the various models are used to map the well in the zone of maximum interest.

During drilling operations, real-time, high-transfer rate survey and logging-while-drilling (LWD) data are captured and continuously entered into the reservoir navigation software. Customized plots present the data in its geological context on both measured and stratigraphic depth scales. Interactively linking pre-well models to a selection of geological properties allows real-time updates that accurately describe and predict the reservoir’s geology.

RNS uses a full suite of LWD tools with the industry’s widest size range – 6 ¾ to 4 ¾ inches. The formation evaluation technology incorporates high-speed telemetry so data capture does not interfere with drilling time. Data interpretation and geosteering experts located at the wellsite, in the client’s office or in one of Baker Hughes’ BEACON collaboration centers use the constantly updated geologic model and geosteering capabilities to overcome real-time drilling challenges. The continuously updated reservoir models also allow operators to further refine reserve estimates.

CGGVeritas Has Developed Seismic Applications for Shale Gas Reservoirs

CGGVeritas has developed seismic solutions to iden-tify shale gas “sweet spots”. Advanced seismic processing and analysis of high-resolution wide-azimuth 3D surveys can define key reservoir properties such as brittleness, pore pressure and local stresses. Reservoir engineers can use this information to optimize drilling and completion locations.

Three types of information extracted from seismic are useful in optimizing drilling locations: fracture char-acterization, geomechanical properties, and principle

тва пласта, как хрупкость, поровое давление и локальные напряжения. Специалисты по разработке месторождений могут использовать эту информацию для оптимизации бурения и заканчивания скважин.

Для оптимизации бурения полезны три типа информа-ции, извлекаемой из сейсмического каротажа: характерис-тики гидроразрыва, его геомеханические свойства и изме-рение основных напряжений (вертикальное максимальное и горизонтальное минимальное напряжения). CGGVeritas использует ряд методов для получения этой информации, включая соответствующий сбор данных, тщательные AVAZ (амплитудно-азимутальные) вычисления, AVO, интерполя-цию и инверсию. Некоторые из этих методов разработаны давно и нашли новое применение как методы получения характеристик нетрадиционных залежей. Хотя информа-ция может быть получена исключительно из данных по волне сжатия (P-волна), включение поперечных волн сдви-га (S-волн) может быть использовано как дополнительный источник наблюдений для добавочного уменьшения и сужения неопределенности результатов.

CGGVeritas использует связь между изменениями амп-литуды Р-волны с азимутом в анизотропных средах для инвертирования наблюдаемой сейсмической реакции и прогнозирования ориентации и интенсивности гидро-разрыва. Эта информация имеет большое значение для производителей, поскольку указывает на оптимальный горизонтальный азимут бурения и открывает перспективы для последующей интенсификации гидроразрыва пласта как решения по задействованию существующих природ-ных систем трещин.

Четкое понимание геомеханических свойств и их рас-пределения объясняет неоднородность залежи, тем самым объясняя различия между скважинами в объемах экономи-чески целесообразной суммарной добычи (EUR, economic ultimate recovery). Обращением данных по скорости и плотности P- и S-волн с учетом сноса CGGVeritas получает множество геомеханических свойств с сейсмограммы ОГТ, в том числе модуль Юнга, коэффициент Пуассона и модуль сдвига. Эта информация может помочь в определении раз-меров трещин, тогда скважины будут пробурены в самых хрупких породах.

Для расчета величины напряжений используется линейная теория скольжения для геомеханических свойств. Как правило, состояние напряжения анизотропно и ведет к оценке как минимального, так и максимального горизон-тального напряжения. Поскольку сейсмические данные измеряют динамическое напряжение, результаты затем просчитываются для статического напряжения, которое на самом деле присутствует в пласте, что позволяет прогнози-ровать кольцевое напряжение и напряжение смыкания тре-щины в качестве ключевых элементов, определяющих тип и движение трещин. В местах, где отношение дифферен-циальных горизонтальных напряжений невелико (DHSR – отношение разности между максимальным и минималь-ным горизонтальными напряжениями к максимальному горизонтальному напряжению), разрывы при растяжении будут происходить в любом направлении, создавая систему трещин. Если максимальное горизонтальное напряжение гораздо больше, чем минимум, то трещины будут формиро-ваться параллельно направлению максимального горизон-тального напряжения.

In the above drawing color represents estimates of Young’s Modulus while the small vertical plates show DHSR. Large plates correspond to large values of DHSR. The prospect locations are where Young’s Modulus values are high (rock is most brittle) and DHSR plates are small (facture swarms will form).

На данном рисунке цвет представляет оценки модуля Юнга, а малые вертикальные пластины показывают уровень DHSR. Бóльшие пластины соответствуют бóльшим значениям DHSR. Перспективные местоположения – это те, где модуль Юнга является высоким (наиболее хрупкая порода), а пластины DHSR – небольшими (будет формироваться система трещин).

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: C

GG

VE

RIT

AS

11

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



Передовые решения для ГРП на новом микросайте Halliburton

Компания Halliburton объ-явила о выпуске первой в своем роде системы жидкостей для ГРП, состоящей из сырьевых материалов, используемых в пищевой промышленности.

Решение, которое будет представлено на рынке под торговой маркой CleanStim™ Formulation, является состав-ной частью новой линейки продукции CleanSuite™.

На микросайте www.halliburton.com/hydraulicfracturing, можно найти подробную информацию не только о сис-теме CleanStim™ Formulation, но также и о новой услуге CleanStream® и системе CleanWave™.

Услуга CleanStream® использует ультрафиолетовое излучение вместо добавок для контроля бактерий в жид-кости. Система CleanWave™ проводит обработку отрабо-танной воды на месте расположения скважины, позволяя оператору использовать эту воду повторно, что существен-но снижает потребность в пресной воде.

Также на новом микросайте компании Halliburton представлена информация о новых достижениях в облас-ти построения трехмерных изображений трещин, а также информация о технологии Advanced Dry Polymer Blender, которая позволяет еще в большей степени уменьшить сте-пень использования химических добавок.

Компания также сообщила о запуске на микросайте нового информационного блока, призванного предоста-вить всем желающим информацию об отличительных при-знаках и практическом использовании химических доба-вок и компонентов, используемых в процессе ГРП, доля которых обычно составляет менее 0,5% от общего объема раствора на основе воды и песка.

Пока информация на web-страницах, посвященных главным образом составу химических добавок, ограничи-вается проектами в Пенсильвании, где проходит разработ-ка месторождения Marcellus Shale, но компанию обязали и в дальнейшем предоставлять данные о составе жидкостей для каждого из штатов, в которых она проводит гидрораз-рыв.

ION совершенствует технологии сейсморазведки с применением буксируемых кос

Компания ION проводит исследования и выполняет разработки, призванные ликвидировать дефицит пере-довых решений, используемых для более безопасного и эффективного получения высокоточных данных сейсмо-разведки. Среди недавних достижений компаний:

Система контроля и управления OrcaСистема Orca используется на более чем 30 судах и

является ведущей системой управления и контроля при проведении сейсморазведки 3D. Данная система занимает

stress measurements (vertical maximum and minimum horizontal stresses). CGGVeritas uses a series of methods to derive this information, including appropriate data acquisition, careful AVAZ (Amplitude Versus Azimuth) processing, AVO, interpolation, and inversion. Some of these methods are mature and have found new applica-tions for the characteriza-tion of unconventional reservoirs. Although information can be extracted from compression wave (P-wave) data alone, the inclusion of shear waves (S-waves) can be used as an additional source of observations to further constrain and narrow uncer-tainty in the results.

CGGVeritas uses the relationship between changes in P-wave amplitude with azimuth in anisotropic media to invert the observed seismic response and predict fracture orientation and intensity. This information is of great value to production companies because it indicates the optimum horizontal drilling azimuth and offers the prospect of sub-sequent fracture stimulation as a solution to tap into exist-ing natural fracture systems.

A clear understanding of the geomechanical proper-ties and their distribution explains the reservoir heteroge-neity and thus the variation in economic ultimate recovery (EUR) between wells. CGGVeritas derives a host of geome-chanical properties from migrated CDP gathers, including Young’s Modulus, Poisson’s Ratio, and shear modulus, by first inverting the data for P- and S-wave velocities and density. With this information, fracture dimensions can be predicted and wells drilled in the most brittle rock.

Linear Slip Theory for geomechanical properties is used to calculate stress values. Generally, the stress state is anisotropic leading to the estimation of both the mini-mum and maximum horizontal stress. As the seismic data measure dynamic stress, results are then calibrated to the static stress that is effectively borne by the reservoirs at depth, making it possible to predict the hoop stress and the closure stress as key elements defining the type and motion of fractures. At locations where the differential horizontal stress ratio (DHSR – the ratio of the difference between the maximum and minimum horizontal stresses to the maxi-mum horizontal stress) is low, tensile fractures will form in any direction, creating a fracture swarm. If the maximum

Precise control of the UV light sources helps assure dependable performance of the CleanStream™ unit.

Точный контроль источников УФ излучения обеспечивает надежную работу CleanStream™.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: H

ALLIB

UR

TO

N




horizontal stress is much greater than the minimum, then fractures will form parallel to the direction of maximum horizontal stress.

Halliburton Introduces Advanced Fracing Solutions, Launches New Microsite

Halliburton announced the introduction of a first-of-its-kind fracture fluid system comprised of materials sourced entirely from the food industry. The solution, which will be marketed under the trade name CleanStim™ Formulation, is an integral part of the company’s new CleanSuite™ line of products.

Accessible online at www.halliburton.com/hydrau-licfracturing, the microsite includes detailed product information not only for the CleanStim™ Formulation, but also Halliburton’s new CleanStream® Service and CleanWave™ System. The CleanStream® Service uses UV light instead of additives to control bacteria. The CleanWave™ System treats wastewater at the wellsite, allowing it to be reused and recycled by the operator – significantly reducing the need for freshwater.

Also included on Halliburton’s new microsite is a descrip-tion of the company’s advancements in the field of 3-D, sub-surface fracture mapping, along with information on how

50% рынка систем контроля и управления и установлена на 90% сейсморазведочных судов, использующих 10 и больше сейсмических кос (за исключением WG судов).

Цифровой контроллер пневмоисточников DigiSHOTСистема DigiSHOT® предназначена для цифрового

управления ПВ и улучшает время синхронизации до 80%.

Снижение погрешности приводит к повышению разрешения и качества сейсмических данных при сни-жении эксплуатационных расходов.

Кроме того, в ION добились значительного повыше-ния надежности регистрации данных и обеспечили воз-можность работы с очень длинными магистралями.

Компания ВР выбрала систему DigiSHOT для прове-дения 4D сейсморазведочных работ на месторождении Valhall, а PGS установила цифровой контроллер DigiSHOT на все сейсморазведочные суда типа Ramform.

Система управления и позиционирования сейсмических кос в горизонтальном направлении DigiFIN

Применение системы DigiFIN™ позволяет значительно снизить количество «дострелов» и «подстрелов», сокращает время производственного цикла, ускоряет выполнение вспомогательных мероприятий, снижает риски и обеспе-чивает получение сейсмических изображений высокого

Tatneft Increases Production of Hard-to-Recover Reserves with “Intelligent Fields”

The main task of the “Intelligent Field” project, implemented by Tatneft, was to perform pilot operations to intensify production of hard-to-recover reserves based on hydrodynamic control with appli-cation of automation aids. The decision to implement a pilot project was made at Tatneft’s Management Board Meeting in June 2009.

Modern automation systems allow implementing centralized management of a large numbers of wells, using remote monitor-ing.

Automation of oilfield facilities, collec-tion of data, and creation of a common database of historical information is per-formed by Tatintech.

Berezovsky area developed by Almetyevneft Oil and Gas Production Department was selected as a pilot test site. Today, a 3D geological and hydro-dynamic model has been built on the third block and the field development processes have been made fully automatic.

Additionally, more than 250 geological and hydrodynamic mod-els have been designed, including such major fields of Tatneft, as Romashkinskoye, Novo-Elhovskoye, Bavlinskoye, etc. The designed geological and hydrodynamic models allow observing the 60-year history of their development. The number of wells covered by simulation exceeds 23,000. The models are maintained in current status and are updated on a continuous basis taking into consideration well drilling, production data and results of geologi-cal exploration.

«Татнефть» повышает выработку трудноизвлекаемых запасов с помощью «интеллектуальных месторождений»

Основной задачей пилотного проекта «Интеллектуальное место-рождение», решение о реализации которого было принято на засе-дании правления ОАО «Татнефть» в июне 2009 года, стали опытно-промышленные работы по интенсификации выработки трудноиз-влекаемых запасов на основе гидродинамического регулирования с использованием средств автоматизации.

Современные системы автоматизации позволяют цент-рализованно управлять большим количеством скважин с помощью систем дистанционного мониторинга.

Автоматизацию нефтепромысловых объектов, сбор показателей и создание единого хранилища исторических данных ведет «Татинтек».

В качестве опытного полигона была выбрана Березовская площадь НГДУ «Альметьевнефть». На сегод-няшний день на ее третьем блоке построена 3D геолого-

гидродинамическая модель и полностью автоматизированы про-цессы разработки месторождения.

Также создано более 250 геолого-гидродинамических моделей, в том числе по таким крупнейшим месторождениям «Татнефти», как Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинскоое и др. Созданные гео-лого-гидродинамические модели позволяют наблюдать 60-летнюю историю их разработки. Количество скважин, охваченных модели-рованием, превышает 23 тысячи. Созданные модели поддержива-ются в актуальном состоянии и постоянно обновляются с учетом бурения скважин, данных по добыче и результатов геологоразве-дочных работ.

13

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



качества. В сочетании с системой Orca, система DigiFIN обеспечивает несколько режимов автоматического регу-лирования сноса хвостовой части косы или поддерживает равное расстояние между кабелями. Кроме того, система контроля DigiFIN™, совместно с DigiBird™, в отличие от систем, предлагаемых конкурентами, обеспечивает четкое регулирование как вертикального, так и горизонтального перемещения кабелей. В этом году компания выполнила дополнительную установку данной системы на судах CGG Veritas, PGS и Polarcus. Система также применяется для регулирования положения плавающей косы с целью пре-дотвращения повреждения кабелей из-за взаимодействия с ледовым покровом при проведении сейсморазведочных работ в арктических регионах.

Система регистрации данных DigiSTREAMERСистема DigiSTREAMER успешно использовалась в двух

последовательных ледовых геофизических исследованиях и сейчас ожидает третьего сезона исследований на арк-тическом шельфе Гренландии. В мире уже использует-ся три системы DigiSTREAMER™. Конструкция системы с

использованием гелеобразного наполнителя отличается повы-шенной надежностью и может быть задействована в районах с высокими требованиями к охра-не окружающей среды. Высокая точность регистрации акусти-ческих данных и уникальная конструкция косы позволя-ют применять систему в более широком диапазоне климати-ческих условий и обеспечивать высокую производительность сейсморазведочных работ.

Запатентованная акусти-ческая модель предусматривает инновационную конструкцию размещения гидрофонов, что позволяет косе меньшего разме-ра получать те же данные, как и большеразмерным, традицион-ным аппаратам.

Уникальность системы заключается в возможности осу-ществлять непрерывную запись сейсмических данных с полной синхронизацией. Благодаря этому повышается производи-тельностью работ за счет уст-

the company’s Advanced Dry Polymer Blender technology is being used to reduce chemical additive usage even further.

As part of this effort, the company also announced the launch of new content on the microsite designed to provide the public with information related to the identity and com-mon uses of the additives and constituents generally involved in the hydraulic fracturing process – additives that typically comprise less than one-half of one-percent of the total water-and-sand-based solution.

While the initial focus of the additive disclosure pages are limited to activities taking place in Pennsylvania, where development of the Marcellus Shale is already well-underway, the company is committed to continuing to provide hydraulic fracturing fluid disclosure information for every U.S. state in which Halliburton’s fracture stimulation services are in use.

ION Develops Towed Streamer Technology

Through on-going R&D programs, ION is responding to emerging challenges with cutting-edge solutions that enable superior seismic data to be acquired more safely and efficiently. Below are just a few of the recent develop-ments:

Orca Command and ControlWith over 30 installations, Orca is the leading com-

mand and control system for 3D operations, with 50 per-cent share of the market and 90 percent share of 10+ streamer vessels (excluding WG).

DigiSHOT Digital Source Control

DigiSHOT®, ION’s digital source control, reduces timing errors by up to 80 percent. The increased accuracy improves res-olution and repeatability while reducing operational costs. ION also significantly improved reli-ability and now support long umbilicals. PGS standardized on DigiSHOT for all Ramform ves-sels and BP selected the system for its 4D monitoring program over Valhall field due to the con-sistent source signature.

DigiFIN Lateral Streamer Control

DigiFIN™ system mini-mizes infill, reduces cycle time, speeds offline operations, miti-gates risks, and provides finely sampled, high resolution data. Through integration with Orca,

Three DigiSTREAMER™ systems were already deployed around the world.

В мире уже используется три системы DigiSTREAMER™.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

ION




multiple advanced modes now automatically match feather, fan cables, or maintain even separation. Plus, unlike com-peting systems, the dedicated lateral control device doesn’t compromise between vertical and horizontal cable move-ment. This year we’ve outfitted additional CGG Veritas, PGS, and Polarcus vessels. The system also helped mitigate risk in the Arctic by steering cables to avoid ice damage.

DigiSTREAMER Data Acquisition SystemDigiSTREAMER has successfully completed two succes-

sive in-ice surveys and is now gearing up for a third season in the ice offshore Greenland. Three DigiSTREAMER™ systems were already deployed around the world. The rugged solid gel design is environmentally-friendly and extremely reliable. Improved acoustic performance and unique cable design extend the operating weather window for increased pro-ductivity. The patent-pending acoustic model has innovative pseudo-random hydrophone spacing that allows the smaller diameter streamer to acoustically perform as well as a larger, more traditional solid. In addition, the unique fully synchro-nized continuous acquisition capability further increased effi-ciency by removing the real-time dependence upon collecting all shot information during the shot cycle. In addition, ground fault protection increases back deck safety. Real-time tension monitoring along the entire length of the cable pro-actively alerts the crew of a potential problem.

Permasense Goes Global With Live Corrosion Monitoring System

Monitoring systems specialist Permasense has announced the commercial availability of a new system for monitoring the integrity of oil and gas infrastructure. The system, devel-oped in partnership with Imperial College London and BP, will give corrosion engineers, inspectors, planners and plant man-agers previously unavailable insights into the condition and capability of critical oil and gas assets. The Permasense system has been proven in operation at BP’s European refineries and in the US, and is being used at BP refineries world-wide.

Corrosion monitoring itself presents significant tech-nological and practical challenges. Inspections typically take place at infrequent intervals, are expensive to perform and offer little chance of the consistency needed to accurately identify wall thickness trends at an early stage.

The Permasense system, based on a network of permanently positioned, ultrasonic wall thickness measurement sensors, enables better decision-mak-ing by providing more consistent and robust corrosion data on-demand at no incremental cost. The sensors can be permanently attached to pipes operat-ing in extreme temperatures from minus 40 degrees Celsius to 550 degrees Celsius and difficult-to-access locations. The sen-sors are linked via a wireless network to provide data directly to the user for standalone viewing or integration into other plant monitoring systems. The sensors have ATEX and FM approval in Europe, the U.S. and Australia.

ранения зависимости от реального времени при регистра-ции возбуждений на протяжении всего производственного цикла. Кроме того, система защиты от повреждений в слу-чае замыкания позволяет повысить безопасность работ на задней палубе. Оперативный мониторинг натяжения сейс-мического кабеля обеспечивает заблаговременное уведом-ление сотрудников сейсмических партий о потенциальных аварийных ситуациях.

Компания Permasense выводит на мировой рынок систему контроля уровня коррозии в реальном времени

Компания Permasense, специализирующаяся на про-изводстве систем слежения, объявила о начале продаж новой системы, обеспечивающей мониторинг объектов нефтегазовой инфраструктуры. Эта система, разрабо-танная в партнерстве с Imperial College (Лондон) и ком-панией BP, предоставляет специалистам по борьбе с кор-розией и диагностике, инженерам-технологам и руково-дителям предприятий ранее недоступную информацию о состоянии и надежности объектов нефтегазовой инф-раструктуры. Мониторинговая система Permasense была опробована на нефтеперерабатывающих предприятиях компании BP в Европе и на НПЗ в США. В настоящее время данная система используется на принадлежащих BP НПЗ во всем мире.

Мониторинг коррозионных процессов связан с определенными технологическими и практическими трудностями. Проверки обычно осуществляются нерегу-лярно, они дорогостоящи и не дают последовательных сведений, необходимых для точного определения изме-нений толщин стенок на ранних стадиях коррозионных процессов.

Система мониторинга компании Permasense вклю-чает в себя установленные на постоянной основе уль-тразвуковые датчики измерения толщины стенок, что позволяет принимать более обоснованные решения на основании непротиворечивых и надежных данных, которые можно получать в любой момент без дополни-тельных затрат. Датчики могут работать в экстремаль-ных условиях (температурный диапазон от −40 до +550 °C) и устанавливаться в труднодоступных районах. Они объединены в беспроводную сеть, и данные могут пере-

даваться как для самостоятельного изу-чения, так и интегрироваться в общую мониторинговую систему предприятия. Датчики получили сертификат взрыво-безопасности ATEX и FM в Европе, США и Австралии.

Breakthrough integrity monitoring system signals step change in data availability, enabling better decision-making for oil and gas facilities.

Новейшая комплексная система мониторинга заявляет о качественных изменениях в технологиях сбора данных, повышая эффективность принятия решений при эксплуатации нефтегазовых объектов..

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: P

ER

MA

SE

NS

E

18 Oil&GasEURASIA

INDUSTRY UPDATE

Introducing | Представляемwww.oilandgaseurasia.com

RecruitmentПодбор персонала

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

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

Calendar of EventsКалендарь событий

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

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

Будем рады встретиться с вами!

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

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

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

The Latest NewsПоследние новости

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

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

Tech TrendsНовые технологии

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

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

Digital Version of OGEЗагрузка электронной версии журнала

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

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

19

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯПоследние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

An outstanding event took place on Dec. 15 in Moscow: the paperwork set to more than double the capacity of the Caspian Pipeline Consortium (CPC) pipeline

from 33 to 67 million tons per year was signed by Russia’s Energy Minister Sergei Shmatko, Kazakhstan’s Oil and Gas Deputy Minister Lyazzat Kiinov, Transneft President Nikolai Tokarev, KazMunaiGaz President Kairgeldy Kabyldin and CPC general director Nikolai Platonov. Signing this docu-ment essentially means launching 10 more oil-pumping stations (two in Kazakhstan and eight in Russia), installing six oil storage reservoirs near Novorossiysk, creating a third offshore mooring at the CPC sea terminal, and upgrading Kazakhstan’s 88-kilometer segment of the pipeline. The $5.4-billion project will run in three stages and is planned for completion for 2014.

“The Caspian Pipeline Consortium is a cutting-edge project, fully in line with Russian national interests,” said Shmatko at the signing ceremony. “Russia retains its status as the largest energy partner and carrier of Kazakhstan-mined hydrocarbons, while Kazakhstan gains an oppor-tunity to export some extra oil, increasing its domestic production.”

The Tengiz-Novorossiysk pipeline is crucial for the development of large deposits in the Caspian region, includ-ing projects managed by Russian companies, the minister said. “Producers in Kazakhstan and Russia get full value for their oil while cutting the transportation cost to alternative

В Москве 15 декабря состоялось знаменательное собы-тие. Министр энергетики России Сергей Шматко, вице-министр нефти и газа Республики Казахстан

Ляззат Киинов, президент ОАО «АК „Транснефть“» Николай Токарев, президент НК «КазМунайГаз» Каиргельды Кабылдин и генеральный директор Каспийского трубопро-водного консорциума (КТК) Николай Платонов подписали ряд документов, предполагающих расширение пропуск-ной способности КТК с 33 до 67 млн т нефти в год. В планах введение в эксплуатацию 10 дополнительных нефтепере-качивающих станций, двух в Казахстане и восьми в России, строительство шести резервуаров для хранения нефти под Новороссийском, создание третьего выносного причаль-ного устройства на морском терминале КТК, реконструк-ция 88 км казахской ветки трубопровода. Работы планиру-ется провести в три этапа. Стоимость проекта составит $5,4 млрд. Его завершение намечено на 2014 год.

«Каспийский трубопроводный консорциум – это сов-ременный проект, полностью отвечающий национальным интересам России, – заявил на церемонии подписания документов Шматко. – Россия сохраняет статус крупней-шего энергетического партнера – транзитера углеводород-ного сырья Казахстана, а Казахстан получает возможность экспортировать дополнительные объемы нефти, увеличи-вая собственную добычу».

По словам министра, трубопровод Тенгиз-Новороссийск имеет большое значение для развития круп-ных месторождений Каспийского региона, в том числе раз-рабатываемых российскими компаниями. «Добывающие компании в Казахстане и России получают полную стои-мость за свою нефть, сокращают затраты на ее транспор-тировку по сравнению с альтернативными экспортными маршрутами. Поэтому хочу также отметить значение этого проекта для экономик двух стран. Его реализация будет активно способствовать развитию перспективного сотруд-ничества России и Казахстана в энергетической сфере», – добавил Шматко.

Где взять нефть?Гарантией финансирования и выхода проекта на уро-

вень рентабельности станет соглашение «качай или плати», в соответствии с которым акционеры (добывающие компа-

20 Oil&GasEURASIA

KAZAKHSTAN

Aider Kurtmulayev Айдер Куртмулаев

Kashagan to Feed CPCKazakhstan’s giant oilfield set to become a new resource base for the ever-growing pipe

КТК прирастет КашаганомГигантское нефтяное месторождение Казахстана станет новой ресурсной базой для заполнения расширяющейся трубы

21

КАЗАХСТАН

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

нии) берут на себя обязательства по загрузке расширенных мощностей трубопровода. В случае недопоставок нефти в систему в оговоренных объемах добывающая компания обязана выплатить КТК сумму в размере неполученной консорциумом выручки.

На сегодня примерный объем прокачки сырья по КТК составляет более 30 млн т в год. Это значит, что по завер-шении проекта по увеличению пропускной способности нефтепровода объемы прокачки возрастут вдвое. Загрузка нефтью обновленного трубопровода КТК будет осущест-вляться с хорошо известных нефтяных месторождений Тенгиз и Карачаганак, где за последние годы постоянно наращиваются объемы добычи нефти, а также с новых – Кашагана (Казахстан) и им. Филановского (Россия).

Если с последним все было ясно, то с Кашаганом – нет. Главная интрига нового проекта заключается имен-но в этом гигантском месторождении (извлекаемые запа-сы составляют 0,96-1,23 млрд т, предполагаемые ресурсы – 4,92 млрд т), а точнее – в выборе направления, по кото-рому кашаганская нефть потечет по трубе. Кашаган стал камнем преткновения, где столкнулись интересы не только региональных энергетических конкурентов и стран-тран-зитеров (Азербайджана, Грузии, Ирана, Казахстана, России, Туркменистана и Турции), но и крупнейших потреби-

export routes. Therefore, I want to emphasize the importance of this proj-ect for the two econo-mies. Its implementation will actively contribute to the development of energy-related coopera-tion between Russia and

Kazakhstan in future,” added Shmatko.

So, Where’s the Oil?The project’s financing and profitability are guaran-

teed by a “pump or pay” agreement which binds the share-holders (production companies) to certain obligations on loading the pipeline with crude to pump. A company that fails to supply the specified volume of crude will have to pay the CPC a sum equal to the amount of uncollected revenue.

Currently the CPC ships over 30 million tons of crude per year. This essentially means that the current project is set to double the pipeline’s capacity. The modernized CPC pipeline will get its oil from the traditional old fields like Tengiz and Karachaganak (over the recent years these proj-

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

22

KAZAKHSTAN

Oil&GasEURASIA


ects continue to add up in production volumes), as well as from the recently added fields – Kashagan (Kazakhstan), and Filanovsky (Russia).

Analysts have no issues about the Russian field in question, but do scratch their heads over the inclusion of Kashagan in the project. The key stumbling block regard-ing this this field (Kashagan holds 0.96-1.23 billion tons of recoverable reserves, and 4.92 billion tons of estimat-ed resources) is the choice of the direction in which its crude will ultimately go. Kashagan is the focal point not only for regional energy-field competitors and tran-sit states (Azerbaijan, Georgia, Iran, Kazakhstan, Russia, Turkmenistan and Turkey), but also for the key energy con-sumers – the United States, the European Union and China. We are now seeing the grand-total of large-scale geopolitics with billions of dollars at stake; and here, Russia has come out the victor.

BP Walks OutThe topic of expanding the capacity of the CPC has

been in the air since the pipeline was initially commis-sioned over 10 years ago. The partners who objected the expansion, such as BP and Oman, eventually quit the project disillusioned. Today CPC stake-holders are: Russia (Transneft – 24 percent, KTK Kompaniya – 7 percent) – 31 percent; Kazakhstan Republic (KMG – 19 percent, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC – 1.75 percent) – 20.75 percent; Chevron Caspian Pipeline Consortium Company – 15 percent, LUKARCO BV – 12.5 percent, Mobil Caspian Pipeline Company – 7.5 percent, Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited – 7.5 percent, BG Overseas Holding Limited – 2 percent, Eni International NA N.V. – 2 percent, and Oryx Caspian Pipeline LLC – 1.75 percent. Still, the battle could have been interesting – CPC members include national mouthpieces, joint ventures and transnationals alike.

телей углеводородов – США, Евросоюза и Китая. Теперь стало понятно, что завершилась великая геополитическая игра, ставка в которой исчислялась миллиардами долларов – Россия в этой борьбе государственных интересов вышла победителем.

Демарш несогласныхТема расширения пропускной способности обсужда-

лась акционерами КТК со дня пуска трубопровода, то есть более 10 лет. Несогласные с таким предложением участ-ники КТК в лице ВР и султаната Оман в итоге вышли из консорциума, разочаровавшись в проекте. Напомним, что сегодня в состав консорциума входят: Россия («Транснефть» – 24% и «КТК Компании» – 7 %) – 31%; Республика Казахстан («КазМунайГаз» – 19% и Kazakhstan Pipeline Ventures LLC – 1,75%) – 20,75%; Chevron Caspian Pipeline Consortium Company – 15%, LUKARCO B.V. – 12,5%, Mobil Caspian Pipeline Company – 7,5%, Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited – 7,5%, BG Overseas Holding Limited – 2%, Eni International N.A. N.V. – 2% и Oryx Caspian Pipeline LLC – 1,75%. Как видно, среди участников есть представители национальных интересов, совместные предприятия и транснациональные компании, поэтому борьба обещала быть интересной.

Кроме того, самый крупный геополитический игрок – США – всегда придерживался диверсификации путей экс-порта углеводородов в Каспийском регионе и нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан, запущенный в 2006 году, тому под-тверждение. Такое положение вещей вызывало критику у многих независимых экспертов, которые утверждали, что США, в своих политических, экономических интересах, всегда были способны воздействовать на крупные трансна-циональные корпорации и национальные компании в нуж-ном им направлении. Примеров можно привести много.

Поэтому позиция американской Chevron и других транснациональных гигантов вызвала интерес у специа-листов. «Этот значительный успех стал возможным благо-даря руководящей роли и поддержке со стороны прави-

The CPC Oil Pipeline MapКарта нефтепровода КТК

SO

UR

CE

: C

PC

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

КТ

К

23

КАЗАХСТАН


№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

тельств России и Казахстана. Chevron признателен своим партнерам – „Транснефти“ и КМГ – за их существенный вклад в обеспечение положительного решения по расши-рению КТК», – выразил свое удовлетворение председатель совета директоров, главный исполнительный директор компании Chevron Джон Уотсон. Согласился со своим кол-легой и президент «КазМунайГаза» Каиргельды Кабылдин, отметивший исключительную важность состоявшегося события для увеличения объемов экспорта нефти.

«Сегодняшнее решение особенно актуально в свете принимаемых Республикой Казахстан решений по даль-нейшему увеличению добычи на таких месторождениях, как Тенгиз и ряда других, а также еще раз подтверждает важность проекта КТК, как одного из векторов развития экспортных маршрутов из Республики Казахстан, – сказал Кабылдин. – Мы рады, что совместно с нашими российски-

Also, the biggest geopolitical player, the United States, has always favored diversifying hydrocarbon export routes in the Caspian, as confirmed by the Baku-Tbilisi-Ceyhan oil pipeline (launched in 2006). This status quo has been criticized by many independent experts, who argue that the United States following its political/economic inter-ests has always been able to pressure the multinationals and national companies in the “right” direction. Examples abound.

From this pint of view, the position of U.S.-based Chevron and other transnationals looks increasingly inter-esting, experts say. “This important achievement was made possible by the leadership and support of the governments of Russia and Kazakhstan. Chevron appreciates the valuable contributions of our partners, Transneft and KazMunaiGaz, toward sanctioning of the CPC expansion project,” said Chevron Chairman and CEO John Watson.

Chevron’s top man is echoed by KazMunaiGaz head Kairgeldy Kabyldin, who emphasized the importance of CPC expansion for delivering the growing supply of Kazakh crude to international markets. “The decision made today is especially relevant within the context of decisions to further increase production at fields like Tengiz and several

Russia’s Energy Minister Sergei Shmatko, right, discusses the details of the new deal with Kazakhstan’s Oil and Gas Deputy Minister Lyazzat Kiinov.

Министр энергетики России Сергей Шматко (справа) обсуждает детали нового соглашения с вице-министром нефти и газа Казахстана Ляззатом Кииновым.

●

●

PHOTO: CHEVRON PRESS SERVICE / ФОТО: ПРЕСС-СЛУЖБА CHEVRON

24

KAZAKHSTAN

Oil&GasEURASIA


others. It also yet again confirms the importance of the project as one of the vectors of Kazakhstan oil industry development. We are pleased to be able to attain this chal-lenging objective together with our Russian partners and international oil and gas companies,” Kabyldin said.

So, what exactly had happened?

CPC Tops Kazakhstan Caspian

Transportation System

Kazakhstan has always stated its commitment to grow-ing exports of hydrocarbons (this is written in the county’s national security doctrine, too). Examples include trunk oil&gas pipelines to China, marine exports over the Caspian (Aktau-Baku and on by rail to Batumi), Aktau-Makhachkala (and on by pipeline to Novorossiysk), Aktau-Neka (Iran), the acquisition of the Batumi Oil Terminal and the Rompetrol Group NV (TRG), owners of the Romania-based Petromidia refinery, etc.

But the KazMunaiGaz CEO’s speech does not mention Kashagan. It was Kashagan oil that Astana planned to export using an alternative to the CPC – the Kazakh-Caspian Transportation System (KCTS) pipeline. The pipeline was conceived as an export route to allow Kazakh crude to bypass Russia on it way to the West. The agreement on oil transportation through the Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) pipeline (and through Azerbaijan) was signed back in 2006, by Kazakh President Nursultan Nazarbayev and Azerbaijan President Ilham Aliyev. The project received support from the then foreign members of the Consortium: Agip KCO and Tengizchevroil JV (owned by ChevronTexaco Overseas – 50 percent, ExxonMobil Kazakhstan Ventures Inc. – 25 percent, KazMunaiGaz – 20 percent, Russian-American JV LUKArco – 5 percent). Within this $3 billion project the sides planned to install the Eskene-Kuryk pipe-line (for Tengiz-produced oil) and oil terminals in Kuryk for blending Tengiz oil and Kashagan oil. The blend was to be exported by tankers (and subsequently by undersea Caspian pipeline) to Azeri coast and into the Baku-Tbilisi-Ceyhan pipeline. Initial planned capacity of 23 million tons per year was to be expanded in line with growing produc-tion to 35-56 million tons per year.

A number of reasons marred this scenario: first, the launch of the field was deferred by almost 7-10 years; second, a significant growth of the project costs – from $50-60 bil-lion to $130-150 billion due to difficult environment. Third, a jungle of red tape surrounding the PSA. Fourth, the techni-cal unreadiness of the BTC pipeline to ship the full volume of Kazakhstan oil exports (the pipeline’s capacity had to be increased in light of growing Azerbaijan production). Fifth, good relations with Russia. Sixth, a simple lack of money to finance the project. Seventh, the impact of the economic crisis, volatile oil prices on the global markets, and so on.

Kazakhstan had to adapt a real-life approach to the CPC pipeline development. The decision was an uneasy one – but, as the saying goes, “a bird in the hand is worth two in the bush.”

ми партнерами и международными нефтегазовыми компа-ниями нам удалось решить эту непростую задачу».

Так что же произошло?

КТК важнее ККСТКазахстан всегда выражал свою привержен-

ность увеличению маршрутов экспорта углеводородов – это входит в доктрину национальной безопасности. Примеры тому: магистральные нефте-, газотрубоп-роводы в Китай, морские перевозки по Каспию (Актау – Баку (далее по железной дороге до Батуми), Актау – Махачкала (далее – нефтепроводом до Новороссийска), Актау – Нека (Иран), покупка Батумского нефтяного тер-минала и компании The Rompetrol Group N.V. (TRG), владе-ющей нефтеперерабатывающим заводом «Петромидия» в

Румынии, и т.д. Президент «КазМунайГаза» в своем

выступлении не упомянул Кашаган. Именно кашаганскую нефть Астана планировала экспортировать по альтернативному КТК нефтепроводу – Казахстанско-каспийс-кой системе транспортировки (ККСТ). Ее целью является поставка нефти на Запад, минуя Россию. Еще в 2006 году президент Казахстана Нурсултан Назарбаев под-писал с главой Азербайджана Ильхамом Алиевым договор о транспорте нефти через Азербайджан по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД). План был подде-ржан тогдашними иностранными учас-тниками консорциума Agip KCO и СП «Тенгизшевройл» (ТШО, где ChevronTexaco Overseas принадлежит 50%, ExxonMobil

Kazakhstan Ventures Inc. – 25%, «КазМунайГаз» – 20%, рос-сийско-американскому СП LUKArco – 5%). В рамках согла-шения предполагалось проложить нефтепровод Ескене-Курык, по нему пустить тенгизскую нефть, в поселке Курык построить нефтесливные терминалы, где тенгизская нефть смешивалась бы с кашаганской. Далее танкерами (впос-ледствии трубой по дну Каспия) доставлять нефть на азер-байджанское побережье в систему Баку-Тбилиси-Джейхан. Планировалось, что на первом этапе будет поставляться 23 млн т в год, затем, по мере наращивания темпов добычи, 35-56 млн т в год. Цена вопроса – $3 млрд.

Исполнению планов помешал целый ряд причин: во-первых, перенесение сроков ввода месторождения в экс-плуатацию почти на 7-10 лет, во-вторых, значительное удорожание проекта с $50-60 млрд до $130-150 млрд в силу сложных климатических и природных условий. Третьей причиной стали бюрократические трения по условиям СРП, четвертой – техническая неподготовленность БТД принять казахскую нефть в полном объеме (с учетом нара-щивания собственной добычи Азербайджаном потребует-ся расширение пропускной способности трубопровода), пятой – добрые отношения с Россией, шестой – банальное отсутствие денег на финансирование проекта, седьмой – влияние экономического кризиса и волатильность цен на нефть на мировых рынках и т.д.

Таким образом, Казахстану пришлось реалистично подойти к проблеме развития трубопровода КТК. Решение далось с трудом, но, как говорится, «лучше синица в руках, чем журавль в небе».

Alexander Bratersky Александр Братерский

Министерство природных ресурсов России работает над внесением поправок в действующий закон РФ «О недрах», которые бы расширили доступ иност-

ранных компаний к богатым нефтяным запасам России, в особенности, на шельфе.

С помощью поправок, государство собирается раз-решить иностранным фирмам подавать заявки на полу-чение лицензии на добычу еще до завершения этапа поиска и разведки на соответствующем участке мес-торождения, либо в случае открытия стратегического месторождения нефти или газа (т.е. месторождения с запасами не менее 70 млн т нефти или 50 млрд м³ газа). В особенности, это касается тех участков шельфа, где в настоящее время иностранным фирмам не разрешается вести поиск углеводородов.

«У министерства свое видение, но оно разделяется не всеми в правительстве», – сообщила в интервью НГЕ Дарья Василевская, заместитель директора Департамента государственной политики и регулирования в области геологии и недропользования Минприроды России. Она добавила, что проект предложений будет вынесен на обсуждение на следующем заседании Совета безопас-ности в декабре.

Согласно предлагаемым поправкам, иностранные компании получат право на поиск и разведку страте-гических месторождений только в виде «исключения», но министерство еще не сформулировало его опреде-ления.

Предполагается, что новая модель будет предусматри-вать сотрудничество зарубежного партнера с местной гос-компанией, владеющей контрольным пакетом в проекте. В качестве основных причин, заставляющих МПР вводить поправки, Василевская назвала проблемы с финансирова-нием и нехватку необходимого оборудования.

По оценкам экспертов, шельф России содержит свыше 100 млрд т условного топлива и привлекает пристальное внимание иностранных компаний и российского бизне-са, частично принадлежащего зарубежным инвесторам.

Russia’s Natural Resources Ministry is pushing for amendments to the country’s current legislation “On Mineral Resources” which would allow foreign

companies to have bigger access to Russia’s vast oil reserves, particularly those located offshore.

The amendments would enable foreign firms to request a production license before completing the explo-ration stage on a respective block or discovering a strategic oil or gas field (i.e. a field holding at least 70 million tons of oil or 50 billion cubic meters of gas). This would particu-larly concern offshore zones where exploration is currently prohibited for foreign firms.

“The ministry has a vision on this issue, but it is not shared by everyone in the government,” Daria Vasilevskaya, deputy head of the Subsoil Dept. at the Natural Resources Ministry told Oil&Gas Eurasia. She added that the propos-als had been drafted for discussion at the next Security Council meeting in December.

According to proposed amendments, foreign compa-nies would be granted the right to explore strategic fields only as “an exception.” The ministry still has to define these exceptions.

The new model would involve a foreign partner work-ing with a local state-owned corporation which would hold a controlling stake in the project. The official cited financial issues and the lack of necessary equipment as the major reasons that forced the ministry to introduce the amendments.

Russia’s offshore is believed to contain over 100 billion tons of oil equivalent and has always drawn a big interest of foreign companies and Russian businesses partly owned by foreign investors.

“We need to use all of the potential,” LUKOIL President Vagit Alekperov told Russia 24 channel in early November.

However, Finam analyst Alexander Yeryomin said that the ministry has “to work hard to assure the government to accept the amendments.” He added although that “pos-sibilities exist” for amendments to be pushed through.

Russia May Amend Subsoil Law to Draw Foreign FirmsRevised legislation would provide access to strategic fields and spur investments in the offshore sector

Поправки к законодательству

о недрах помогут открыть доступ к

стратегическим месторождениям и

привлечь инвестиции в шельфовые проекты

PH

OT

O:

RIA

NO

VO

ST

I /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

25

ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО


26


LEGISLATION

Oil&GasEURASIA

«Нам необходимо использовать весь потенциал», –заявил президент «ЛУКОЙЛа» Вагит Аликперов телеканалу «Россия 24» в начале ноября.

Тем не менее, аналитик ИК «Финам» Александр Еремин сказал, что министерство должно «немало поработать, чтобы обеспечить принятие поправок государством». Он добавил, что «существует вероятность того» что поправки пройдут.

До 2008 года иностранные компании, работающие в России, могли вести поиск стратегических месторождений нефти и газа, однако существующее законодательство огра-ничивает их доли в таких проектах до 10%.

Глава МПР Юрий Трутнев добивался ограничений, говоря, что шельфовые зоны «недостаточно изучены» рос-сийским правительством. «Предоставляя недоизученный участок, мы даем не очень оправданный бонус со стороны государства», – заявлял он ранее, комментируя такие огра-ничения.

Новые предложения вторят инициативам вице-пре-мьера Игоря Сечина, заявившего в мае, что он не видит про-блем в расширении иностранного участия в разведке рос-сийского шельфа. В качестве наглядного примера подобно-го сотрудничества вице-премьер привел Штокмановский проект, в котором работает альянс «Газпрома», французс-кой Total и норвежского Statoil.

Однако основные экономические выгоды, которые Россия получит от разрешения иностранным компаниям работать на шельфе, обеспечат сокращение сроков разра-ботки месторождений и привлечение недорогих иностран-ных кредитов, считает Еремин.

Новые поправки не принесут большой выгоды зару-бежным нефтяникам. «Новый закон облегчит лишь проце-дуру доступа иностранцев к проекту, но не будет способс-твовать росту рентабельности», – уверен аналитик.

Большинство шельфовых месторождений России трудно разрабатывать даже опытным зарубежным фир-мам, поскольку они расположены в регионах с мощным ледовым покрытием, сообщил Игорь Мищенко, заве-дующий кафедрой разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве. Он обратил внимание на то, что даже в Норвегии нефтяные месторождения не скрыты по полгода под мощным слоем льда, как в России. Кроме того, министр сделал упор на цене морских буровых платформ: «Одна платформа может стоить несколько миллиардов, а таких платформ может понадобиться несколько».

Пока стоимость морской разведки высока, иностран-ные компании – потенциальные получатели лицензий в рамках предлагаемых поправок – могут и не пожелать выйти за рамки геологической разведки, предупреждает ученая Наталья Ярославова.

«На это прямо указывает желание „задержаться“ в ста-дии разведки с ее пробной эксплуатацией, где нет таких жестких требований к проектам и планам добычи, и при этом всегда можно сослаться на „форс-мажор“ новых

Until 2008, foreign companies operating in Russia were able to explore strategic oil and gas fields, but the cur-rent legislation limits their stakes in such projects to only 10 percent.

Russia’s Natural Resources Minister Yuri Trutnev has pushed for the restrictions, saying that offshore zones “haven’t been completely studied” by the Russian govern-ment. “Giving an under-explored field, we are giving not a very justified bonus from the state,” he said in his earlier comments on restrictions.

The new proposals echo those of Deputy Prime Minister Igor Sechin who said in May that he saw no prob-lem in a larger Western participation in exploring Russia’s offshore. He mentioned the Shtokman project, featuring an alliance of Gazprom, France’s Total and Norway’s Statoil, as a positive example of such cooperation.

But the main economic effects for Russia to allow foreign companies to work offshore would be to speed up fields’ development and attract cheap foreign financing, said Finam’s Yeryomin.

Foreign oil companies would hardly gain big benefits under the new amendments, he added. “It would just make their access [to fields] easier, but it would not play a role in increasing profits,” Yeryomin said.

Most of Russia’s offshore fields are difficult to develop even for experienced foreign firms since they are located in the areas covered with thick ice, said professor Igor Mischenko, who heads the Oilfield Exploration Dept. at the Gubkin State Oil and Gas University in Moscow. He pointed out that even in Norway the oilfields are not cov-ered by thick ice for almost half a year like in Russia. He also cited the cost of offshore oil rigs. “One rig could cost up to several billion dollars, and there is a need for several such platforms,” he said.

While the cost of offshore exploration is high, there is a possibility that foreign companies which would obtain licenses under proposed amendments might not want to go beyond the stage of geological exploration, warns oil researcher Natalya Yaroslavova.

“The exploration stage with its test production and no strict requirements for production projects and plans

Natural Resources Minister Yuri Trutnev has softened his stance regarding the foreign companies’ access to Russia’s strategic oil and gas reserves.

Глава МПР Юрий Трутнев смягчил позицию в отношении допуска иностранных компаний к стратегическим нефтегазовым запасам России.

●

●

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТИ

27

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО


данных геологоразведки, кардинально меняющих дело», – говорит Ярославова, написавшая книгу «История недро-пользования в России – „входной билет“ для эффективной дипломатии».

Существующее законодательство позволяет прави-тельству отзывать лицензии иностранных компаний в слу-чае обнаружения стратегических месторождений нефти и газа. В качестве компенсации правительство может пред-ложить вернуть 40-50% расходов компании, потраченных на разведку.

Тем не менее, иностранные компании, работающие в России, не были удовлетворены таким предложением, поскольку компенсация не учитывает стоимость интел-

лектуальной собственности, напри-мер, расходы на обучение персонала.

«Для нас предпочтительным явля-ется вариант, при котором, помимо геологоразведки, мы могли бы еще участвовать в разработке открытых месторождений в качестве минори-тарного акционера, в сотрудничест-ве с российскими госкомпаниями», – заявил Крис Финлейсон, исполни-тельный вице-президент Shell Global Solutions агентству РИА «Новости» в 2009 году.

По словам Ярославовой, пробле-ма новых поправок также связана с постоянно звучащими на Западе утверждениями о том, что в России «нет системы надлежащей компенса-ции» за найденные запасы полезных ископаемых.

Западные эксперты также опаса-ются того, что даже если поправки в итоге и пройдут, правительство будет использовать проверки в части соблю-дения природоохранного законода-тельства в качестве предлога для отзы-ва лицензий или с целью заставить западные нефтяные компании пере-дать больше прав российским госу-дарственным операторам проекта. В 2008 году, перед тем как российское правительство приняло ограничения в отношении иностранных компа-

ний, Олег Митволь, работавший в тот момент заместите-лем руководителя «Росприродназора», угрожал наложить штраф в размере $30 млн в на компанию Shell, оператора проекта «Сахалин-2», за «нарушение природоохранного законодательства». Вскоре после угроз Митволя конт-рольный пакет СП (51%) перешел к «Газпрому». Со своей стороны, Митволь отрицает, что эти два факта как-то связаны. «„Газпром“ просто воспользовался ситуацией», – заявил он.

В то время Митволь работал под начальством Юрия Трутнева, который все еще возглавляет Минприроды, добивающееся проведения реформ. Некоторые экспер-ты утверждают, что у Трутнева нет иного выбора, кроме как приложить все силы к изменению закона, чтобы выполнить долгосрочный план, предусматривающий к 2040 году добычу на шельфе в размере 110-120 млн т нефти в год, что является амбициозной задачей для рос-сийских компаний без иностранных участников.

always holds the opportunity [for licensees] to stay lon-ger, referring to force majeure situations that stem from new exploration data which radically change the situa-tion,” said Yaroslavova who has recently authored a book “History of Natural Resources of Russia: Entry Ticket To Effective Diplomacy.”

The current legislation empowers the Russian govern-ment to revoke a foreign company’s license if it discovers a strategic oil or gas field. To sweeten the deal in such case, the government may offer to compensate 40-50 percent of the company’s exploration spending.

However, foreign companies working in Russia were not satisfied by this offer, since the compensation didn’t include intellectual prop-erty items, such as spend-ing money on staff train-ing.

“It would be more preferable for us to take part in the development of discovered natural resources as a minor-ity shareholder in coop-eration with Russian state companies,” Shell Global Solutions Executive Vice President Chris Finlayson told RIA Novosti in 2009.

Yaroslavova said that the problem with intro-ducing the new amend-ments is also linked with repeated arguments in the West that Russia “doesn’t have a system of adequate compensation” for dis-covered deposits.

Western experts also fear that even if the amendments eventually get passed, the govern-ment would use environ-mental probes as a pretext to revoke licenses or to force Western oil compa-nies to give more rights to Russia’s state-owned project operators. In 2008, before the Russian government adopted restrictions on foreign com-panies, Oleg Mitvol, then deputy head at Rosprirodnadzor environmental watchdog, threatened to slap a $30-million fine on Shell, the Sakhalin-2 project operator, for “violat-ing environmental standards.” Mitvol’s threats were soon followed by Gazprom’s takeover as operator with a 51-per-cent stake in the venture. For his part, Mitvol denied that the two facts had anything in common. “Gazprom just took advantage of the situation,” he said.

Back then, Mitvol acted under the command of Trutnev who is still at the helm of the Natural Resources Ministry, which is now pushing for reforms. Some experts claim that Trutnev has no choice, but to do everything to amend the law in order to meet the long-term plan that envisages off-shore production of 110-120 million tons of oil per year by 2040 – a challenging goal to reach for Russian companies without foreign participation.

Russia’s Deputy Prime Minister Igor Sechin is ready to open the door to foreign investors in domestic oil and gas industry.

Вице-премьер российского правительства Игорь Сечин не прочь приоткрыть дверь для иностранных инвесторов в отечественную нефтегазовую отрасль.

●

●

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

28


ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

Choosing the Optimum Artificial Lift System Methodology Выбор оптимальных методов механизированной добычи

Mišo Soleša, CMS Prodex Д-р Мишо Солеша, CMS Prodex

ARTIFICIAL LIFT

The aim of this Artificial Lift System Methodology Selection (ALS MS) study is to select the most appro-priate artificial lift method according to conditions

and limitations in reservoir, well and surface. After gather-ing the information it was possible to develop representa-tive well computer models to simulate the real wells’ behav-ior as close as possible. Once the basic well models were built, the other objectives that should be fulfilled are:

To determine which types of artificial lift methods (ALM) are applicable and the most suitable for the lifting of fluids produced in field;

To assure that selected ALM and equipment will be able to maintain optimum drawdown, so the future res-ervoir management and completion can be conducted efficiently;

To provide the required input for proper completion selection and design;

To assure that the selected Artificial Lift System (ALS) will enable production of desired reservoir fluids at the acceptable rate;

●

●

●

●

Цель настоящего исследования, посвященного выбо-ру методов механизированной добычи, – выделить наиболее подходящий метод с учетом условий и

ограничений в пласте-коллекторе, скважине и на поверх-ности. После сбора информации появилась возможность разработать представительные математические модели скважин, чтобы с максимальной точностью смоделировать поведение настоящих скважин. Сразу после построения базовых моделей встали другие задачи:

определить, какие типы методов механизированной добычи применимы и лучше всего подходят для добычи флюидов на месторождении;

убедиться, что выбранные метод механизированной добычи и оборудование обеспечат поддержание оптималь-ного перепада давления и в последующем удастся эффек-тивно разрабатывать пласт и заканчивать скважину;

обеспечить исходные данные, необходимые для выбо-ра и проектирования способа заканчивания;

убедиться, что выбранная система обеспечит добычу требующихся пластовых флюидов с приемлемым дебитом;

обеспечить достаточ-ную гибкость системы, кото-рая может потребоваться при работе с некоторыми техни-ческими неточностями и для снижения риска (переменные характеристики работы сква-жин, показатели надежности оборудования и т. д.);

проанализировать отно-сительную стоимость и эконо-мические выгоды различных систем механизированной добычи и определить их рен-табельность с учетом оценки рисков, связанных с некото-рыми неточностями, которые касаются пластов-коллекторов и флюидов.

ВведениеПравильный выбор мето-

да механизированной добычи важен для обеспечения дол-госрочной рентабельности большинства нефтедобываю-щих скважин. Он также имеет

●

●

●

●

●

●

Author’s BioMiso Solesa started his professional career in petroleum industry in 1984. He spent 17

years with Serbia’s NIS Naftagas oil and gas company where he held a number of posts, start-ing out as a junior engineer and rising through the corporate ranks to the post of the compa-ny’s director.

On leaving Serbia, Solesa worked for Schlumberger, spending three and a half years in Mexico (2001–2004) as a project manager and a year (2004–2005) in Russia at the Schlumberger Technology Hub as an еxpert for well completion and artificial lift systems.

In 2005, Solesa joined Borets company and was actively involved in the project of applica-tion of Borets’ new technologies and optimization of ESP and PCP systems. Currently Solesa works as CEO of his own company CMS Prodex focused on upstream petroleum projects.

He holds a doctorate of Science in Petroleum Engineering (Production of Oil and Gas) which he earned in 1993 at the Mining and Geology Dept. of the Belgrade University. He taught there for 13 years between 1988 and 2001, beginning as an assistant professor, and completed his tenure as a professor in 1998–2001. During the 1996–2007 span he worked as a visiting professor at University of Leoben in Austria, teaching several courses in Production Engineering and Problem Analysis in Petroleum Engineering.

Solesa is a corresponding member of the Serbian Engineering Academy since 2002. He wrote more than 90 papers published in jour-nals and proceedings.

Об автореМишо Солеша начал профессиональную карьеру в нефтяной промышленности в 1984 году. На протяжении 17 лет он занимал раз-

личные должности в сербской нефтегазовой компании «НИС Нафтагас», пройдя путь от младшего инженера до директора компании. После отъезда из Сербии новым местом работы Солеши стал Schlumberger – в этой компании он проработал три с половиной года

(2001–2004) в качестве руководителя проекта в Мексике, после чего переехал в Москву, где в течение года (2004–2005) трудился в Технологическом центре Schlumberger в качестве эксперта по заканчиванию скважин и системам механизированной добычи.

В 2005 году Солеша перешел в «Борец», где на протяжении пяти лет активно участвовал в реализации проекта по применению новых технологий «Борца» и оптимизации систем УЭЦН и винтовых насосов.

Ныне он работает главным исполнительным директором собственной компании CMS Prodex, которая специализируется в нефтега-зовых проектах в области разведки и добычи. Солеша имеет степень доктора технических наук со специализацией в технологии нефте-газодбычи, полученную на горно-геологическом факультете Белградского университета в 1993 году. С 1988 по 2001 год он препода-вал в университете, сначала как доцент, а последние три года – как профессор. В период с 1996 по 2007 годы Солеша читал лекции в Леобенском университете (Австрия) в рамках курсов «Технология нефтегазодобычи» и «Анализ проблем в технологии нефтегазодо-бычи».

С 2002 года Солеша является членом-корреспондентом Инженерной академии Сербии. Он – автор более 90 статей и научных работ, опубликованных в различных журналах и сборниках.

29

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА


To assure enough flexibility in order to manage some technical uncertainties and mitigate risk (changeable well performance characteristics, equipment reliability factors etc.);

To analyze relative costs and economic benefits of various ALS and determine economic viability including risk assessment of some reservoir and fluid uncertainties.

IntroductionCorrect selection of an artificial-lift method is impor-

tant to the long term profitability of most producing oil wells. Proper artificial lift method selection is also very important for gas wells that load up with liquid and for coalbed methane wells that must be dewatered. A wrong ALM selection can reduce production and increase operat-ing costs substantially.

The workflow that could be applied for the selection of the best ALM for the oil and gas wells is a comprehensive step-by-step procedure that features the following activi-ties:

Collecting and reviewing production and pressure histories for currently tested wells:

a. Analysis of the wells history enabled identification of specific behavior of each particular well.

●

●

●

очень большое значение для газовых скважин с накоплени-ем жидкой фазы на забое, и угольнопластовых метановых скважин, в которых необходим подъем жидкой фазы на поверхность. Неправильный выбор может сильно снизить дебит и увеличить эксплуатационные расходы.

Последовательность операций при выборе наилучше-го метода механизированной добычи для нефтяных и газо-вых скважин представляет собой комплексную пошаговую процедуру, включающую следующие виды деятельности:

Сбор и анализ данных об эксплуатации и динамике давлении с начала разработки для испытываемых в настоя-щее время скважин:

a. Анализ истории эксплуатации скважины, позво-ляющий установить конкретику поведения каждой скважины.b. Сбор и резюмирование данных замера давления, отчетов по давлению, объему, температуре, характе-ристик коллекторов, информации по флюидам (дан-ные лабораторного анализа по различным проблемам в стволе скважины в ходе добычи: эмульсии, гидраты, органические отложения, пески и солевые отложе-ния).c. Проверка и анализ качества данных, используе-мых в моделировании.Следует запросить дополнительные данные, кото-

рые помогут опре-делить влияние неточностей в забойных услови-ях на дальнейшую работу скважины. Поскольку сущес-твует масса неточ-ностей, связанных с будущей динами-кой добычи, сква-жины можно под-разделить на разные классы и для каждой группы скважин определить диапа-зон коэффициента п р о д у к т и в н о с т и (базовый случай, минимум и макси-мум).

С о б р а н н у ю информацию вклю-чили в построен-ную многокритери-альную уровневую модель, соотнося ее с различными факторами (закан-чивание, добыча, эффективность и т. д.). Значимость каждого из факто-ров оценивается и учитывается при построении матри-цы выбора методов механизированной добычи. Отдельные

●

●

●

Fig. 1. Artificial Lift System Methodology WorkflowРис. 1. Последовательность действий при выборе методов механизированной добычи

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: C

MS

PR

OD

EX

30


ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

b. Pressure survey data, PVT reports, reservoir char-acteristics, fluid data (laboratory analysis related to various downhole production problems- emulsion, hydrate, organic scales, sands and salt deposition) were collected and summarized.c. The quality of data was checked and reviewed and used for modeling purposes.Additional data should be requested to identify subsur-

face uncertainties impacts on future well performance. As there are a lot of uncertainties related to future production profile, the wells can be classified into different classes and for each group of wells the range of productivity indices needs to be defined (base case, minimal and maximum)

The collected information was included into devel-oped multi-criteria ranking model and assigned to vari-ous factors (completion, production, efficiency etc.). The importance of each factor is qualified and used for generat-ing the AL selection matrix. It is allowed to eliminate some ALM with lowest score and to continue the process of selec-tion including technical, economic and risk parameters.

To finalize the ALM selection process, the integrated (technical/economic and risk) evaluation of preliminary selected methods/systems should be applied.

Fulfilling of the future needs related to well comple-tion and mitigation of the expected problems (well perfor-mance changes, real time monitoring and control, chemi-cal injection, plugging with organic and inorganic scales, unexpected problems with suddenly increased water cut etc).

The methodology and action workflow is shown on Fig. 1.

Preliminary Artificial Lift Selection The preliminary selection of the best ALS for the life of

project on oil and gas field can be done by using multi-crite-ria model (ranking matrix). The most pertinent parameters could be grouped into six general classes. Within general classes (macro level) we have extracted the subclasses of parameters (micro level) with defined importance (evalua-tion), as shown on Fig. 2.

By using the evaluations of particular ALM (sucker rod pump, electrical submersible pump, progressive cavity pumps, continuous and intermittent gas lift, etc) and the importance of particular parameters on micro level, the evaluation matrices can be generated.

The level of importance of a certain parameter alters as a function of final effectiveness of the applied method. If, during the application of selected method(s), it is found out that there is a discrepancy and well production results are not in accordance with predicted behavior, then the extracted parameters have to be reanalyzed, the estimation corrected, and the newly achieved estimation will be used for the next case.

Multi-сriteria Model Structure and FeaturesThe general factors (Fig. 3) required for developing the

analytical multi-criteria model on macro-level are: Applied completion systems (WCF); Well and reservoir production history (QHF); Pressure history data (PHF); Current well performance (WPF); Expected problems (EPF); Costs, Efficiency and Logistics (CELF).

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

методы с самым низким баллом можно удалять, продолжая выбор с учетом технико-экономических параметров и рисков.

В завершение процесса выбора методов механизи-рованной добычи должна быть проведена комплексная (технические/экономические параметры и риски) оценка предварительно выбранных методов/систем.

Выполнение дальнейших действий, связанных с закан-чиванием скважин и минимизацией прогнозируемых про-блем (изменения в работе скважин, мониторинг и контроль в реальном времени, закачка химреагентов, закупоривание органическими и неорганическими отложениями, неожи-данные проблемы из-за резко возросшей обводненности и т. д.).

Методы и последовательность действий см. на рис. 1.

Предварительный выбор методов

механизированной добычи

Предварительный выбор оптимальной системы меха-низированной добычи на срок реализации проекта на нефтегазовом месторождении может осуществляться на основании многокритериальной модели (уровневой мат-рицы). Самые важные параметры могут быть подразделены на шесть общих классов. В рамках общих классов (макро-уровень) мы выделили подклассы параметров (микроуро-вень) с установленной значимостью (оценка) (см. рис. 2).

На основании оценки конкретного метода механи-зированной добычи (штанговый насос, погружной элек-тронасос, винтовые насосы, непрерывный или периоди-ческий газлифт и т. д.) и с учетом значимости конкретных параметров на микроуровне можно построить оценочные матрицы.

Уровень значимости отдельных параметров изменяет-ся в зависимости от конечной эффективности применяе-мого способа. Если при использовании выбранного метода (выбранных методов) выясняется, что существует расхож-дение, а дебит скважины не соответствует ее спрогнози-рованному поведению, то конкретные параметры нужно повторно проанализировать, исправляя оценку, и новая

●

●

Fig. 2. Structure of Model for Multi-criteria ALM SelectionРис. 2. Структура модели многокритериального выбора методов

механизированной добычи

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: C

MS

PR

OD

EX

31

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



These evaluations are the results of the following:Characteristics of the past and current well perfor-

mance;Expected problems;Knowledge and experience of experts and field per-

sonnel;Natural, technical and economical limitations;Defined rules depending on applicability of analyzed

artificial lift methods;Advantages and disadvantages of analyzed ALM;Five-level evaluation can be used in for preliminary

selection using MCM (Table 1).

●

●

●

●

●

●

●

оценка будет использоваться для следующего случая.

Структура

и характеристики

многокритериальной

моделиДля построения много-

критериальной аналитичес-кой модели на макроуров-не необходимы следующие общие факторы (рис. 3):

применяемые системы заканчивания (WCF);

история эксплуатации скважины и пласта-коллек-тора (QHF);

динамика давления (PHF);

текущие показатели работы скважины (WPF);

прогнозируемые про-блемы (EPF);

расходы, эффектив-ность и МТО (CEFL).

Оценка делается на основании следующего:

Характеристики пре-дыдущей и текущей работы скважины.

Прогнозируемые про-блемы.

Знания и опыт экспертов и промыслового персонала.Природные, технические и экономические ограниче-

ния.Установленные правила в зависимости от примени-

мости анализируемых методов механизированной добы-чи.

Преимущества и недостатки анализируемых методов механизированной добычи.

Для предварительного выбора на основании много-критериальной модели можно прибегнуть к пятиуровне-вой оценке (табл. 1).

Оценка ноль (0) по некоторым из критериев авто-матически исключает возможность применения метода. Уровень значимости отдельных параметров изменяется в зависимости от конечной эффективности используемого метода. Уровень некоторых параметров можно изменять, если установлено, что между спрогнозированным и реаль-ным поведением системы существует несоответствие, кор-ректировка уровней – часть процесса обучения и модифи-кации моделей. Ключевой элемент модели – общий фактор (классы) на макроуровне (GFC).

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . (2)

где: k – общий классn – количество подклассов

Окончательная оценка возможности применения метода добычи равна среднему геометрическому интегри-рованного оценочного фактора (IEF, Ур. 2 для конкретных общих факторов (классов)). Число общих классов может

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

Table 1. Five-level EvaluationТабл. 1. Пятиуровневая оценка

Ranks | Уровни

Description | Описание Abr. | Сокр. Rank | Уровень

Not ApplicableНе применимо

NA 0

PoorНеудовлетворительно

P 1

FairУдовлетворительно

F 2

GoodХорошо

G 3

ExcellentОтлично

E 4

●

●

Fig. 3. Factors used in MCM.Рис. 3. Факторы, используемые

в многокритериальной модели.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

CM

S P

RO

DE

X

32


ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

The evaluation of zero (0) for certain criteria auto-matically eliminates the possibility of applying some of the methods. The Level of importance of certain parameter alters as a function of final effectiveness of the applied method. The rank of some parameters can be changed if it is found out that there is a discrepancy between expected and real system behavior and rank corrections is a part of learning process and model modifications. The key ele-ment of the model is the general factor classes factor on macro level (GFC).

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . (2)

where: k – stands for general class n - is number of subclasses

Final evaluation of production method application possibility is equal to geometrical average of Integrated Evaluation Factor (IEF, eq.2 for particular general factor classes. The number of general factor classes is variable so that IEF for each well includes only those parameters for which there is a possibility to be defined.

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . (1)

If there is a lack of information about well and if it is not possible to define estimation of some factors, a number of multipliers can be reduced. The influence of the param-eters for which there are no data should minimized since their influence has not been taken into account.

Example of ALM selection and final result for prelimi-nary selection is shown in Table 2.

Structure of Economic ModelEconomic evaluation of preliminary selected artifi-

cial lift methods and required investment are the major

меняться, поэтому интегрированный оценочный фактор для каждой скважины включает только те параметры, кото-рые можно определить.

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . (1)

Если недостаточно информации о скважине и невоз-можно оценить отдельные факторы, ряд множителей можно сократить. Влияние параметров, по которым отсутс-твуют данные, следует минимизировать, т. к. оно не приня-то в учет.

Пример выбора метода механизированной добычи и окончательные результаты предварительного выбора см. табл. 2.

Структура экономической моделиЭкономическая оценка предварительно выбранных

методов механизированной добычи и требующиеся капи-таловложения – основные параметры, учитываемые в окон-чательных рекомендациях. Необходимо провести деталь-ное экономическое исследование, направленное на полу-чение экономических параметров для различных условий и предварительно выбранного метода механизированной добычи с учетом различных поставщиков. По результатам такого анализа можно построить сравнительные эконо-мические графики, являющиеся надежным инструментом принятия правильных решений.

Ключевые элементы экономической модели см. на рис. 4.

Как показано на рисунке, экономическая модель вклю-чает следующее:

базу данных по прогнозируемым ценам на нефть/газ;расчетные цены на электроэнергию, химреагенты,

капремонт и ТО;прайс-листы на выбранное оборудование.Для расчета необходимых капиталовложений в пред-

варительно выбранные методы механизированной добы-чи нужно использовать модуль капитальных расходов (CAPEX).

Результаты сравнительного экономического анализа с учетом дохода от продажи нефти можно представить только в виде дисконтиро-ванного денежного потока и чистой приведенной стои-мости (ЧПС).

При выборе метода механизированной добычи для принятия правильного решения с учетом пласто-вых и скважинных условий, а также рыночной конъ-юнктуры обычно достаточ-но чистой добычи нефти, конечного чистого денеж-ного потока и текущей дис-контированной стоимости итогового чистого денежно-го потока.

Из графиков на рис. 5 видно, что электричес-кие центробежные насосы (ЭЦН) и винтовые насосы с забойным двигателем имеют

●

●

●

Fig. 4. Structure of Economic ModelРис. 4. Структура экономической модели

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: C

MS

PR

OD

EX

33

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



parameters influencing on final recommendation. The detailed economic study should be done with an aim to get economical parameters for various conditions and preliminary selected ALM including various vendors. As results of such analysis it is possible to generate compara-tive economic plots as reliable tools for making proper decision.

The key elements of the economic model are shown in Fig. 4.

As shown in the figure, the economic model consists of:

Expected oil/gas price database;Estimated prices for energy, chemicals, workover,

maintenance; Price list for selected equipment.The module for capital expenditure (CAPEX) should

be used to calculate the required capital investment for the preliminary selected artificial lift methods.

●

●

●

наилучшие эксплуатационные показатели, выраженные в виде дисконтированного денежного потока.

Разница между ЭЦН и винтовыми насосами с забой-ным двигателем увеличивается после того, как дискон-тированный денежный поток достигает максимально-го значения (соответствует трем-четырем годам после начала добычи). Это также связано с изменением обвод-ненности и работой ЭЦН и винтовых насосов в усло-виях, когда возможно образование устойчивых вязких эмульсий.

После получения дисконтированного чистого денежного потока можно определить ЧПС для различ-ных методов механизированной добычи (см. рис. 6), при использовании результатов анализа рисков распределе-ние вероятностей для ЧПС поможет принять заключи-тельное решение, см. рис. 7. На окончательных графиках (рис. 8) показано сравнение между наиболее вероятной ЧПС для ЭЦН, винтовых насосов с забойным двигате-

лем и непрерывного газлифта. На основании результатов, получен-ных по дисконтированному денеж-ному потоку, и анализа рисков для ЧПС можно сделать вывод, что самым предпочтительным мето-дом механизированной добычи на данном произвольно выбранном месторождении является добыча с использованием ЭЦН и винтовых насосов с забойным двигателем.

ЗаключениеПредварительный выбор мето-

дов механизированной добычи, необходимый для детального техни-ческого и экономического анализа, возможен на основании многокри-териальной модели, которая в общих чертах описана в настоящей работе.

Table 2. Final Score of MCM Application and Preliminary Selection of ALM Табл. 2. Окончательный балл при использовании многокритериальной модели и предварительном выборе метода механизированной добычи

Single Atificial Lift System (ALS) | Одна система механизированной добычи Combined ALSСочетание систем

SRP

Шта

нгов

ый

насо

с

ESP

Элек

трич

ески

й це

нтро

беж

ный

насо

с (Э

ЦН

)

PCP

with

SM

Винт

овой

нас

ос с

по

груж

ным

эле

ктро

-дв

игат

елем

PCP

with

DM

Винт

овой

нас

ос с

за

бойн

ым

дви

гате

лем

Cont

. Gas

lift

Неп

реры

вны

й га

злиф

т

Inte

rmitt

ent G

LП

ерио

диче

ский

газ

лиф

т

Plun

ger

Плу

нжер

ный

подъ

емни

к

Hyd

raul

ic J

ETСт

руйн

ый

гидр

онас

ос

Hyd

raul

ic P

isto

nП

орш

нево

й ги

дрон

асос

ESP+

JET

ЭЦН

+ с

труй

ный

насо

с

ESP

with

CGL

ЭЦН

+ н

епре

рывн

ый

газл

ифт

Final ScoreОкончательный

балл2,67 3,07 2,64 2,92 2,78 0,00 0,00 2,64 2,56 2,75 0,00

●

●

Fig. 5. Discount cash flow plots of various ALM and vendors.

Рис. 5. Графики дисконтированного денежного потока для различных методов механизированной добычи и поставщиков.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: C

MS

PR

OD

EX

34


ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

Используя имеющиеся данные (заканчивание скважины, свойс-тва флюидов, результаты анализа и интерпретации, данные о теку-щей работе скважины), строят оценочные матрицы. Экспертные оценки, применяемые в модели-ровании, основаны на накоплен-ном опыте и опубликованных сведениях.

Сразу после предваритель-ного выбора способа механизи-рованной добычи обращаются к комплексным методам экономи-ческой оценки, с помощью кото-рых принимают окончательное решение и выбирают наилучший метод. Экономическая модель немного преобразуется из-за изменения цен на продукцию (нефть/газ), дебита, зависящего от работы скважины, расчетно-го (заданного) межремонтного периода выбранного оборудова-

ния и мощности оборудования от разных поставщиков.Первый шаг – рабочее проектирование и решение,

какое оборудование потребуется для достижения про-гнозируемого дебита. Чаще всего при окончательном выборе метода механизированной добычи используются такие экономические показатели, как дисконтированный денежный поток окупаемости и чистая приведенная сто-имость (ЧПС). Как правило, ни один из методов сам по себе не дает достаточных оснований для принятия реше-ния. Нужно признать, что такое количественное измере-ние прибыльности следует сочетать с другими методами, такими, как анализ рисков, при этом учитывая некото-рые непрогнозируемые факторы и неточности, которые нельзя объяснить (неточности, относящиеся к пластам-коллекторам/скважинам и оборудованию). На основании анализа рисков для ЧПС и с учетом количества скважин, их работы/производительности, стоимости оборудова-ния и химреагентов, способа решения предполагаемых

Results of comparative economic analysis including the revenue from selling the oil only can be presented in terms of the discount cash flow and net present value (NPV).

For the ALM selection, the net oil production, the ultimate net cash flow and discounted present value of the total net cash flow are usually sufficient to make a right decision and to select the best ALM method according to the reservoir, well and market conditions.

From the presented plots in Fig. 5 it is obvious that Electrical Submersible Pump (ESP) and Progressive Cavity Pump with a downhole motor (PCPDM) shows the best performance indicators expressed in terms of discount cash flow (DCF).

The difference between ESP and PCPDM is being larger after DCF reached the maximum value (correspond to 3-4 years after production started). It is also related with the water cut changes and the behavior of ESP and PCP under conditions when the stable viscous emulsion could be generated.

After the discounted net cash flow was generated the NPV of various ALM (Fig. 6) can be determined and using risk analysis the probability distribu-tion for NPV could help in making the final decision, as shown in Fig. 7. The final plots (Fig. 8) show the com-parison between the most probably NPV for ESP, PCPDM and CGL. Based on the obtained results of discounted cash flow and risk analysis of NPV, ESP and PCPDM are the most pre-ferred ALM method on this randomly selected field.

ConclusionThe preliminary selection of

the artificial lift selection needed for detailed technical and economi-cal analysis can be prepared by using multi-criteria model which is generally

Fig. 6. Net Present Value of Various ALM and VendorsРис. 6. Чистая приведенная стоимость для различных методов

механизированной добычи и поставщиков

●

●

Fig. 7. Probability Distributions for NPV Рис. 7. Распределение вероятностей для ЧПС

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

CM

S P

RO

DE

X

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: C

MS

PR

OD

EX

35

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



described in the paper. Using available information (well completion, fluid properties, results of analysis and inter-pretation, current well performance data) the evaluation matrices should be generated. The expert evaluations used in the model are based on the accumulated experience and published knowledge.

Once the preliminary ALM is selected, the compre-hensive economic evaluation methods for the making final decision and selection the best ALM should be applied. The economic model is slightly modified by using a changeable product (oil/gas) prices, production rates influenced by a well performance, estimated target run life of selected equipment and equipment capabilities of a various ven-dors.

The initial step is to make detailed design and to decide what equipment will be required to accomplish the expected production rate. Among the most common eco-nomic indicators of economic evaluation, the discounted cash-flow rate of return (DCFR) and net present value (NPV) are used for final ALM selection. In general, no one method is by itself a sufficient basis for judgment. It must be recognized that such a quantified profitability measure should be used in combination with other methods, like risk analysis, to include some unpredictable factors and uncertainties that cannot be accounted for (reservoir/well and equipment uncertainties). Using risk analysis of NPV in terms of number of wells, well performance/productiv-ity, costs of equipment and chemicals, manner how to handle the anticipated problems(scale, hydrate, emulsion, corrosion, etc.), estimated run life of equipment and etc, the most reliable and efficient ALM can be selected.

проблем (отложения, гидраты, эмульсии, коррозия и т. д.), расчетного МРП оборудования и т. д. можно выбрать наиболее надежный и эффективный метод механизиро-ванной добычи.

Fig. 8. Compartive plots of NPV for ESP, PCPDM and CGL. Рис. 8. Сравнительные графики ЧПС для ЭЦН, винтовых насосов

с забойным двигателем и непрерывного газлифта.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

CM

S P

RO

DE

X

36 Oil&GasEURASIA

The establishment of the LARGEO-ION/GXT alliance in 2008 helped Russian LARGEO enforce its posi-tions on the Russian market of seismic data pro-

cessing and interpretation. For the first time in the world, the joint enterprise used the 3D Surface Related Multiple Elimination method in a large-scale marine project for Rosneft in the Black Sea. This and other large-scale projects implemented by LARGEO complemented the company’s business expansion and today its data processing center is the largest in Russia. The company’s managing director Alexander Yakovlev told OGE about the results yielded in joint work with foreign companies and about trends in the development of the Russian market.

Создание в 2008 году альянса ЛАРГЕО-ION/GXT позво-лило российской компании ЛАРГЕО укрепить позиции на российском рынке обработки и интерпретации

сейсмических данных. Впервые в мире совместным предпри-ятием был применен метод поверхностно-согласованного подавления 3D кратных волн (3D SRME) в крупном морском проекте для «Роснефти» на Черном море. Этот и другие мас-штабные проекты, реализованные ЛАРГЕО, сопровождались расширением бизнеса компании и сегодня ее центр обра-ботки данных – самый крупный в России. О том, какие плоды приносит совместная работа с зарубежными компаниями и о тенденциях развития российского рынка НГЕ рассказывает управляющий директор компании Александр Яковлев.

SEISMIC

Elena Zhuk Елена Жук

LARGEO Managing Director Alexander Yakovlev,

“Seismic Sector Lacks Investment”Управляющий директор ЛАРГЕО Александр Яковлев:

«Отрасли не хватает инвестиций»

PH

OTO

: P

YO

TR

DE

GTYA

RE

V /

ФО

ТО

: П

ЕТР

ДЕ

ГТЯ

РЕ

В

37

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

СЕЙСМОРАЗВЕДКА


«Нефть и газ Евразия»: В прошлом году, когда кризис

вызвал спад в сейсморазведке, на обработке и интерпре-

тации данных это заметно не отразилось. Ощутимы ли

последствия кризиса в 2010 году?

Александр Яковлев: Последствия кризиса, безуслов-но, ощущаются, и они растянуты во времени. Судя по тем ценам, которые устанавливает заказчик, и объемам заказов мы видим, что объем рынка, наверное, не восстановился. Несмотря на то, что цены на нефть очень высокие, инвес-тиции в сейсморазведку не являются достаточными. В то же время, восстановление идет. По крайней мере, нет того паралича в области сейсморазведочных работ, который наблюдался в 2009 году.

НГЕ: Есть ли разница в динамике между наземной и

морской сейсморазведкой?

Яковлев: Да. Наземная сейсморазведка поднимается системно. В морской наблюдается отклик 2009 года. Как правило, мы работаем с задержкой: сначала производит-ся отстрел, после него начинается обработка, а в про-шлом году отстрел был минимальным. Мы традиционно сотрудничаем с «Роснефтью», поскольку считаем, что тех-нический уровень специалистов этой компании достаточ-но высок. Кроме того, в ней существует многоуровневая система поддержки развития геологических направлений. Как результат, «Роснефть» планирует в этом году произвес-ти отстрел около 5 000 км² на Черном море, и мы рассчи-тываем, соответственно, получить значительные объемы работ, для которых требуются большие вычислительные мощности. По нашим оценкам, на 1 000 км² съемки в цент-ре обработки данных должно приходиться не менее 1 500 процессоров. В действительности соотношение другое в силу демпинга участвующих в тендере компаний с малыми мощностями, при которых, соответственно, ухудшается и возможность извлечения геолого-геофизической инфор-мации из сейсмических данных. При полном отсутствии скважинной информации в российском секторе Черного моря ценность сейсмической информации для снижения

рисков бурения колоссальна.В этом году в области морской сейс-

мики большие объемы отстреливаются и «Газпромом», и «Роснефтью». Мы ожидаем, что в 2011 году и в конце этого года объ-емы морской сейсмики на рынке увели-чатся.

НГЕ: Какие компании являются

вашими основными заказчиками?

Яковлев: Сегодня 50-60% наших зака-зов приходятся на «Роснефть», которая ведет масштабные системные геолого-гео-физические работы и в Западной Сибири, и в новых нефтедобывающих провинци-ях. Мы традиционно работаем с крупны-ми заказчиками, получаем некоторые объ-емы от «ЛУКОЙЛа», и «Газпрома».

Технологии, которые мы применя-ем, направлены на детальное извлечение информации о небольших структурах, в которых сосредоточены значительные запасы нефти; это высокоточные рабо-ты. В частности, мы работаем с компа-ниями Западной Сибири, например, с «Юганснефтегазом». В верхних горизон-

Oil and Gas Eurasia: Last year when the crisis caused

a recession in seismic exploration, it didn’t affect data pro-

cessing and interpretation that much. Are you feeling the

consequences of the crisis now in 2010?

Alexander Yakovlev: No doubt about it; the consequenc-es of the crisis are obvious, and they are extended over time. Judging from the prices as established by the customer and the scope of orders, we see that it does not look like the mar-ket volume has recovered. Despite the fact that oil prices are very high, investments in seismic exploration are insufficient. Meanwhile, the recovery is continuing, and at least there is no paralysis in seismic survey operations like we saw in 2009.

OGE: Is there any difference between land-based and

marine seismic exploration?

Yakovlev: Yes. Terrestrial seismic exploration is rising in a systematic way. Response from the marine survey has been seen since 2009. As a rule, we work with some delay: first a shooting survey is done and then data processing starts. Last year we did minimum shooting. Traditionally we cooperate with Rosneft as we judge the technical expertise of this company’s experts to be quite high. Furthermore, Rosneft has a multi-tier support system for the development of geological studies. As a result, this year Rosneft plans to shoot about 5,000 square kilometers in the Black Sea, and we expect to get a considerable scope of work which will require significant computing capacities. According to our estimate, at least 1,500 processors will need to cover 1,000 square kilometers of the survey data at the processing center. The actual ratio is dif-ferent as a result of dumping by companies with less capacity par-ticipating in the tender and of course this lowers the possibility of extracting geological and geophysical information from seismic data. With the total lack of well information from Russia's sector of the Black Sea the value of seismic info related to reducing drilling risks is colossal.

In terms of marine seismic studies, this year large areas are shot both by Gazprom and Rosneft. We expect the scope of marine seismic exploration on the market to increase in 2011 and at the end of this year.

SOURCE / ИСТОЧНИК: ERNST & YOUNG

38


SEISMIC

Oil&GasEURASIA

тах там наблюдается системное падение добычи, а мы пере-ходим на горизонты, которые раньше считались непер-спективными, это юрские залежи Ю-2, Ю-10, и видим, что в большой степени очень тщательная работа, как со структурным фактором, так и с атрибутами, со скважинами и с версиями позволяет нам увеличить добычу в этих ком-паниях.

Очень большие запасы в горизонтах Ю-2 сосредоточе-ны на площадях другой компаний, с которой мы работаем, «РуссНефти». Сегодня в ряде компаний существует про-грамма по добыче нефти из баженовской свиты, довольно тонкого слоя, который считается нефтематеринским, но имеется много доказательств возможности эффективной добычи нефти из этого слоя, и мы разрабатываем целый ряд технологий поиска резервуаров и ведения добычи в «бажене».

НГЕ: Можете ли подробнее остановиться на техно-

логиях и решениях, которые позволяют компании вести

масштабные работы?

Яковлев: В первую очередь наша компания ориен-тирована на работу с крупными массивами сейсмических данных. Почему так? Дело в том, что мы видим недостаток инвестирования в отрасли, который в большой степени вызван тем, что контракты заключаются по минимальной цене. Обычно на это оказывают влияние финансисты ком-пании, которые считают, что компания, предлагающая минимальную цену, должна выигрывать тендер. В результа-те отрасли постоянно не хватает инвестиций. Выигрывают компании, которые резко снижают цены. Соответственно, у них нет средств, чтобы инвестировать в покупку дорогого программного обеспечения, в вычислительные мощности, зарплаты специалистов, я уж не говорю о научно-иссле-довательских работах, подготовке новых программ, раз-работке передовых технологий, которые обычно плани-руются из прибыли. Поэтому идет системная деградация отрасли. В нашей компании немного другая ситуация. Мы работаем с партнером, компанией ION/GXT, которая с нами участвует в развитии технологий. Прежде всего, речь идет об инвестициях в область вычислительных ресурсов. Мы устанавливаем все больше кластеров, и в этом месяце мощность Сейсмического обрабатывающего центра ком-пании достигнет около 3 000 процессоров и 200 Tb высо-копроизволительной дисковой памяти ЛАРГЕО-ION/GXT – на сегодня самая крупная сейсмическая обрабатывающая компания,в России и СНГ. Но вычислительные ресурсы – это еще не все, нужны технологии, которые работают на таком количестве процессоров. И в этом направлении мы тоже активно сотрудничаем с ION/GXT, устанавливаем технологии, адаптированные к этим колоссальным вычис-лительным ресурсам. То, что называется суперкомпьютинг, мы реализуем без участия государственных денег, в рамках контрактов и производственных работ. Это позволяет нам выходить на новый уровень задач. Сейчас нас волнуют и увлекают, прежде всего, вопросы, связанные с анизотро-пией.

НГЕ: С чем связан этот интерес?

Яковлев: Традиционно на западном рынке практи-чески все работы, которые выполняются, учитывают ани-зотропию. Анизотропия связана с изменениями скоростей либо по глубине, либо по латерали, которые зачастую недо-учитываются и ведут к неправильным структурным пост-роениям и динамическому анализу. Анизотропия крайне

Alexander Dementyev, head of PGS Russia

OGE: How did your company fare in 2010 in different parts of the world? What are your predictions for next year?

Dementyev: In 2010 the market of geo-physical services still lagged behind the pre-crisis 2008 levels – but it was a positive year for PGS, both in financial terms and in con-solidating market position, particularly in the high end of the market, that is, servic-es requiring the most efficient marine explo-ration technologies. High definition 3D marine research (HD3D) has become a major market segment for our business. In 2010, this segment provided 65 per-cent of the PGS work. This is the fastest growing segment, and the one least prone to negative cyclic effects of servicing market or economic slumps. Seventy percent of our next year portfolio is precisely HD3D work. Our Ramform-type ves-sels optimized for high-tech seismic exploration in complex geologic environ-ment. The time of easy hydrocarbons is over. That’s why our company decided to start building next generation vessels – Ramform W series – in 2011. Nobody has ever built anything like it. In 2010 we’ve also observed successful Russian JV PGS-Khazar, which for the third year shows a steady growth on the Caspian mar-ket. Talking about geography of our work in 2011, I suppose the Brazilian shelf will be the key location. Already this year, some 15 percent of the company’s rev-enue comes from that market. The scale of Gulf of Mexico operations is also set to return to its previous level. We expect growing demand for 3D studies around Greenland and the Barents Sea. I hope that the expected ratification in 2011 of the Norway-Russia sea border treaty will also contribute to high exploration activity in the region. Since geology has no state borders, it is worth thinking about col-laborative research. The next year we expect about 10 percent revenue growth.

OGE: How does the business setup in Russia differ from international experi-ence in terms of growth?

Dementyev: Unfortunately, in Russia one can only speak of sustainably low volumes of marine geophysics. There is practically no market for efficient com-petition. Therefore I can forecast only growth of the market. Regretfully, our fore-cast for 2011 exploration gives little ground for optimism and it certainly does not look like there will be a long-awaited breakthrough in the study of Russian shelf. Oddly enough, there isn’t much interest in cutting-edge, emerging technologies either. Unfortunately, the considerable gap between Russian marine geophysics and global leaders on the market keeps growing.

OGE: What are the main challenges for the exploration industry in 2011?Dementyev: I think that demand for high-end services will grow fast. This

could result in higher prices in this market. In parallel there will be a significant surplus of vessels operating in low-end market segment. Companies operating in this segment will have to deal with complex strategic challenges in extremely tough and competitive environment. We will continue to roll out increasingly effi-cient tools for marine exploration. I have already mentioned a new generation of ships. We also plan to launch on the market a unique service of seismic explora-tion combined with electromagnetic exploration. This will further boost the effi-ciency of exploration. That is, the industry enters a period of significant division in technology. Efficiency, innovative value of a given technology, its environmen-tal safety, becoming more important competition factors than price. From some companies this will require even greater focus on developing new technologies, while others probably need to ask themselves tough questions on radical techni-cal revamping or on finding a strategic partner. Also, I very much hope that from 2011 Russia will allow multi-client geophysical research. Without such move the country can forget about significant investments in shelf study and large-scale offshore development. A thought should be given to organization of exploration in the previously disputed Norwegian-Russian zone of the Barents Sea. I think that this is precisely where the multi-client model can be tested.

OP

INIO

N

| М

НЕ

НИ

Е

39

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



OGE: What companies are your main customers?

Yakovlev:Today 50-60 percent of our orders are placed by Rosneft which is carrying out large-scale systematic geo-logical and geophysical surveys both in Western Siberia and in new oil-producing provinces. We traditionally work with major customers and get some work from LUKOIL and Gazprom as well.

The technologies we apply are aimed at extracting detailed information on small formations containing considerable, concentrated oil reserves. These are high-precision operations. In particular, we work with West Siberian companies, for example Yugansneftegaz. In the upper horizons there is a systematic drop in the produc-tion, and we go over to horizons which were previously considered unpromising. These are Jurassic J-2, J-10 deposits, and we see that to a greater degree, very accu-rate work with both the structural factor and attributes, with wells and versions, enables us to increase produc-tion for these companies.

The very vast deposits in J-2 horizons are concentrated in the areas of another company we work with, Russneft. Today a number of companies have a program of extract-ing oil from the Bazhenov formation, a rather thin stratum considered oil-generating, but there is evidence that oil can be efficient produced from this layer, and we are developing a range of technologies for searching for oil reservoirs and extracting oil from the Bazhenov formation.

OGE: Could share more about the technologies and

solutions that allow your company to conduct large-scale

operations?

Yakovlev: First of all, our company is aimed at work-ing with large amounts of seismic data. Why so? The point is that we see insufficiency of investment into the industry resulting mainly from the fact that contracts are concluded at minimum prices. Usually company financial officers are responsible for this, as they think that the company offer-ing the lowest price will win the tender. As a result, the industry always lacks investments. The companies that win are those drop prices. Consequently, they have no funds to invest in purchasing expensive software, computing capacities, and salaries, let alone research work and the development of new programs and advanced technologies, which are normally financed from revenue. This is why there is an ongoing degradation in the industry. We have got a different situation at our company. We work in part-nership with ION/GXT, which participates in the develop-ment of technologies. First of all, I mean investments in computing resources. We are installing more and more clusters, and this month the capacity of the company's Seismic Processing Center will reach 3,000 processors and 200 Tb of high-performing disk memory. Today, LARGEO-ION/GXT is the largest seismic data processing company in Russia and the CIS. But computing resources are not all that is needed. We need technologies employing that many processors. We cooperate actively with ION/GXT in this area as well, install technologies adapted to these colossal computing resources. We implement what is called super-computing without governmental funds, under contracts and within the workflow of operations. This helps us reach another level of objectives. Currently we are concerned and interested, above all, in issues related to anisotropy.

OGE: Why this interest?

Александр Дементьев, глава московского представительства PGS

НГЕ: Как 2010 год сложился для вашей компании в различных уголках мира? Каковы ваши прогнозы на следующий год?

Дементьев: Рынок геофизических услуг в 2010 году еще отставал от докризис-ного 2008 года, но для компании PGS год все же был позитивным, как в финансо-вых результатах, так и в укреплении позиции на рынке, в частности в области High End услуг, то есть услуг, требующих самых эффективных технологий морской геологораз-ведки. Морские исследования 3D высокого разрешения (HD3D) стали основным сег-ментом рынка нашей компании. В 2010 году эти работы составили 65% всего объ-ема работ PGS. Это самый быстроразвивающийся сегмент, который наименее подвер-жен негативным эффектам цикличности сервисного рынка и экономических кризисов. 70% портфеля заказов компании на следующий год составляют именно работы HD3D. Наши суда типа Ramform оптимизированы для высокотехнологичной сейсмосъемки в условиях сложной геологии. Ведь время легкодоступных углеводородов уже про-шло. Именно поэтому наша компания приняла решение начать в 2011 году строитель-ство судов уже следующего поколения – серии Ramform W. Подобного еще никто и никогда не строил. В 2010 году успешно поработало и российское совместное пред-приятие PGS-Khazar, которое уже третий год демонстрирует стабильный рост на рынке Каспийского моря. Если говорить о географии наших работ в 2011 году, то я думаю, здесь будет лидером шельф Бразилии. Уже в этом году примерно 15% доходов компа-нии были получены именно с этого рынка. Интенсивность работ в Мексиканском зали-ве тоже должна вернуться на прежний уровень. Мы ожидаем рост потребности в иссле-дования 3D в районе Гренландии и в Баренцевом море. Надеюсь, что ожидаемая в 2011 году ратификация договора между Норвегией и Россией о морской границе тоже пов-лечет за собой высокую геологоразведочную активность в этом регионе. Здесь стоит подумать о совместных исследования, ведь для геологии госграниц не существует. На следующий год мы ожидаем рост доходов компании примерно на 10%.

НГЕ: Насколько ситуация в бизнесе в России отличалась от международного опыта в смысле роста или отсутствия роста?

Дементьев: В России, к сожалению, можно говорить только о стабильно очень низких объемах морских геофизических исследований. Рынка для эффективной конкуренции практически не существует. Поэтому я вижу в перспективе только рост. Но пока, к сожалению, прогнозируемые нами объемы ГРР на 2011 год особого опти-мизма внушать не могут и уж точно не представляют собой давно ожидаемого всеми прорыва в изучении российского шельфа. Большого интереса к новейшим техноло-гиям, как ни странно, тоже пока не наблюдается. К сожалению, значительное отста-вание российской отрасли морской геофизики от международных лидеров еще более увеличивается.

НГЕ: Каковы основные задачи, которые предстоит решить сейсморазведочной отрасли в 2011 году?

Дементьев: Думаю, что очень быстро будет расти спрос на High End услуги. Это может привести к росту цен в этом сегменте. Одновременно будет остро ощущаться переизбы-ток судов, работающих в сегменте Low End. Предприятиям, работающим в этом сегменте, предстоит решать сложные стратегические задачи в условиях экстремально жесткой кон-куренции. Мы будем продолжать вывод на рынок еще более эффективных инструментов ГРР на море. Я уже упоминал новое поколение судов. Кроме этого, мы планируем предло-жить рынку уникальные сейсмоисследовния, совмещенные с электромагнитными. Это еще более повысит эффективность разведки углеводородов. То есть, отрасль вступает в пери-од серьезной дифференциации по технологиям. Эффективность, инновационность пред-лагаемой технологии и экологическая безопасность становятся более важными факторами в конкуренции, чем цена. Это потребует от одних компаний еще большего фокуса на разра-ботку новых технологий, а другим, наверное, необходимо всерьез задуматься о радикаль-ном техническом переоснащении или о поиске стратегического партнера. Еще я очень наде-юсь, что в России с 2011 года будут разрешены мультиклиентные геофизические исследо-вания. Без этого о значительных инвестициях в изучение шельфа и его широкомасштабном освоении можно забыть. Также стоит серьезно задуматься о модели организации ГРР в бывшей спорной норвежско-российской зоне Баренцева моря. Думаю, что именно здесь мультиклиентная модель может быть опробована прежде всего.

OP

INIO

N

| М

НЕ

НИ

Е

40


SEISMIC

Oil&GasEURASIA

важна, и на западном рынке наш партнер ION/GXT около 95% работ выполняет с учетом анизотропии. В России же количество проектов с учетом анизотропии крайне незна-чительно, и компании в стране практически не имеют тех-нологических решений для выполнения работ. Связанный с этим вопрос с выполнением полевых работ по широкоази-мутальных съемок. Это все безусловно дороже, но и ведет к другому качественному уровню анализа. Нефтянные ком-пании должны инициировать развитие этого направления для дальнейшей минимизации рисков бурения.

Мы также развиваем направление миграции дуплекс-ных волн, связанное с получением информации с картиро-ванием трещиноватых коллекторов в карбонатах с дилени-ацией соляных штоков с определением границ штока. Эти разработки получают прямое быстрое внедрение, потому что вся наша Тимано-Печора – это резервуары, связанные с трещиноватыми коллекторами, которые при обычной съемке не идентифицируются.

Также у нас имеется подход, который, пожалуй, даже важнее, чем частные технологии.

НГЕ: В чем его суть?

Яковлев: Поскольку мы сервисная компания, ука-зывающая положение точки для бурения, то несем некую моральную ответственность за конечный результат. Очень часто нефтяные компании заказывают отдельные отрезки работ у разных подрядчиков. Но если проектирование остается за полевой компанией, она выполняет его с точки зрения минимизации своей работы и эту компанию не интересует конечный результат, то есть, хорошая сейсми-ческая освещенность объекта. Мы же моделируем предва-рительно освещенность сейсмическими лучами целевого горизонта далее проектируем расстановку сейсмических датчиков в поле и контролируем соответствие проекту полевого отстрела и качество проведения сейсмики в поле. Далее получаем данные, начинаем обрабатывать их, и при этом полностью контролируемся скважинной информаци-ей и интерпретацией. Такой вот, я бы сказал, как на Западе, reservoir-driven (диктуемый коллектором – НГЕ) контроль. Мы сейчас выполняем первую такую работу для компании «СеверЭнергия».

Gennady Bannikov, deputy director of TGS-Nopec’s Moscow office

OGE: How does the business setup in Russia differ from international experience in terms of growth?

Bannikov: Talking from an international viewpoint, doing business in Russia is perhaps the most difficult task. Many factors interfe-re with geophysical surveys, although this is rather strange that this is the case. It seems clear – run intensive geological and geophysi-

cal exploration and you will know the potential reserves. Experts estimate that with the existing legislation and other conditions, Russian Arctic will get the required infrastructure in 160 years earliest. There is no doubt that by that time we will have alternative energy sources and Arctic reserves will not be in demand by the natio-nal economy. This is a very wasteful approach.

OGE: What are the main challenges for the exploration industry in 2011?Bannikov: For our company, marine projects would be the priority – the Arctic,

the Far East, Baltic and Black seas. We have some ideas on working with old geo-physical data in different regions of Russia. But currently there is no talk about about anything concrete because of the difficulties mentioned above.

Геннадий Банников, замгендиректора московского офиса TGS-Nopec

НГЕ: Насколько ситуация в бизнесе в России отличалась от междуна-род-ного опыта в смысле роста или отсутствия роста?

Банников: Бизнес в России – пожалуй, наиболее трудный, если брать международный масштаб. Очень много факторов, которые мешают про-ведению геофизических работ, хотя это не может не вызывать недоуме-ния. Казалось бы – проводи интенсивно геолого-геофизическую разведку и сразу ситуация с потенциальными запасами прояснится. Как было под-считано экспертами, районы Арктики в России при существующем законо-дательстве и прочих условиях будут освоены не ранее, чем через 160 лет. К тому времени наверняка появятся альтернативные энергетические источ-ники и запасы Арктики просто останутся не у дел для народного хозяйства России. Это очень бесхозяйственный подход.

НГЕ: Каковы основные задачи, которые предстоит решить сейсморазве-дочнойотрасли в 2011 году?

Банников: Для нашей компании первоочередными задачами могли бы стать различные морские проекты – Арктика, Дальний Восток, Балтийское и Черное моря. Есть идеи по работам со старыми геофизическими данными в различных регионах России. Но пока невозможно говорить о каких-то конк-ретных планах из-за трудностей, о которых сказано выше.

OP

INIO

N

| М

НЕ

НИ

Е

Суперкомпьютинг позволяет решать новые задачи, стоящие перед отраслью.

Supercomputing helps to face new challenges of the industry.

●

●

PH

OTO

: P

YO

TR

DE

GTYA

RE

V /

ФО

ТО

: П

ЕТР

ДЕ

ГТЯ

РЕ

В

PH

OTO

: P

YO

TR

DE

GTYA

RE

V /

ФО

ТО

: П

ЁТР

ДЕ

ГТЯ

РЁ

В

41

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



Мы ввели в ЛАРГЕО-ION/GXT департамент, который моделирует съемку в поле и сейсмический материал кото-рый должен получиться. В области интерпретации внедря-ем продукты компании IKON Geoscience, то, что называется rock physics (физикой горных пород), продукты, связанные с моделированием флюидозамещения. Не секрет, чтобы получить хорошие данные, нужно на современном уровне моделировать некий сценарий в рамках подхода физики горных пород. Нефтяные компании, которые заботятся об инвестициях в геологоразведку, так и работают. Этап, кото-рый был связан только со структурными построениями, прошел, потому что мы часто имеем дело не со структурны-ми залежами. Все больше встречается стратиграфических ловушек, где такой подход, хоть и более дорогостоящий и с большими временными затратами, безусловно, минимизи-рует риски бурения.

НГЕ: Как развивается сотрудничество в области

технологий с компанией ION?

Яковлев: Мы освоили базовые принципы обработ-ки ION/GXT, и выполнили несколько проектов на море, а также перешли к более сложным работам, обработке назем-ных данных с помощью технологий GXT.

НГЕ: Это основное направление сотрудничества?

Яковлев: Можно говорить о технологиях как вычис-лительных, так и программных. Я бы не недооценивал их. Ряд компаний заявляет о готовности поставить ресурсы в случае крупного проекта, задача не так проста, как может показаться. Начинать инвестирование в технологии необ-ходимо задолго до реального проекта, учитывая, что про-екты имеют жесткие сроки. Мы проводим политику работы с ION, стратегически предвидя развитие рынка, поскольку установка вычислительных средств и технологий – крайне сложная и комплексная задача. Прежде чем поставить стой-ки суперкомпьютеров, компания должна иметь в запасе, по крайней мере, полгода на развитие инфраструктуры-сис-тем промыщленного охлаждения, энергетические ресурсы, источники бесперебойного питания, газового пожароту-шения и т.д.. Кроме того, кластерное оборудование – еще не все. Нужны высокопроизводительные системы хранения данных, каналы, которые передают эти данные, потому что объемы передачи просто колоссальные. Сотрудничество с ION/GXT позволяет, в первую очередь, осуществлять инвес-тирование, которое реализуется по лизинговым схемам, не требующим моментального вложения финансов.

Yakovlev: Traditionally, virtually all operations performed on the Western market take anisotropy into account. Anisotropy is related to changes in speed either in depth or along the lateral, which are often insufficiently considered and entail incorrect structural imaging and dynamic analysis. Anisotropy is critical, and in the West our partner ION/GXT does about 95 percent of the work entailing anisotropy. Meanwhile in Russia the number of anisotropic projects is quite insignificant, and domestic companies practically don't have technological solutions to perform the work. That issue is linked with the execu-tion of field work on broad azimuthal survey. All of this naturally incurs higher expenses, but also produces a dif-ferent quality level of analysis. In the future oil companies should come up with the initiative to develop this area in order to further minimize drilling risks.

We are also developing duplex wave migration related to the acquisition of information with mapping of fractured reservoirs in carbonates, delineation of salt cores and iden-tification of the core boundaries. This type of know-how is easy to introduce, because all of our Timano-Pechora bed is reservoirs linked to fractured collectors which are not identified by conventional surveys.

We also have an approach which might as well be even more important than private technologies.

OGE: What exactly?

Yakovlev: Since we are a service company indicating the position of the drilling point, in a way we are respon-sible for the final result. Very often oil companies order individual scopes of work from different contractors. But if design is allocated to a field company, it implements it in terms of minimizing its own work and is not concerned with the final result, i.e. good seismic coverage of the sub-ject. We preliminarily model the illumination of the target horizon by the seismic rays, then we design the placement of seismic sensors in the field and control shots' compliance and quality of seismic survey in the field. Afterwards we acquire data and start processing it, controlling ourselves entirely with well information and interpretation. This is what I would call a reservoir-driven control. Currently we are doing the first job of this kind for Sever-Energiya.

We introduced a department at LARGEO-ION/GXT which is in charge of modelling a field survey and seismic material as its outcome. In the interpretation area we introduce products of IKON Geoscience, what is called rock physics, products for modelling fluid replacement. It is no secret that to obtain good data, one has to model some scenario in modern terms, in keeping with the rock physics approach. That is how to work for oil companies concerned with investments into geological exploration. The stage involving only structural imaging has finished, and this is why it is not structural pools that we often deal with. There a numerous stratigraphic traps encountered every now and again, where this approach, though more expensive and time-consuming, undoubtedly reduces drill-ing risks.

LARGEO-ION/GXT is aimed at working with large amounts of seismic data.

Компания ЛАРГЕО-ION/GXT ориентирована на работу с крупными массивами сейсмических данных.

●

●

PH

OT

O:

PY

OT

R D

EG

TYA

RE

V /

ФО

ТО

: П

ЕТ

Р Д

ЕГ

ТЯ

РЕ

В

42


SEISMIC

Oil&GasEURASIA

НГЕ: Расскажите, пожалуйста, о планах компании

на будущее?

Яковлев: Планируем наращивание мощностей для того, чтобы обрабатывать данные крупных морских и сухопутных съемок. Очень часто и для небольших съемок нужны серьезные мощности, поскольку существуют опера-ции с большими затратами времени. Качество извлечения информации сегодня очень сильно зависит от вычисли-тельной стороны. Для того чтобы из данных сейсмораз-ведки получить геологическую информацию о свойствах резервуара, надо много считать. Эта тенденция только нарастает. Наш вычислительный центр – самый крупный в России, но у нашего партнера ION/GXT установлен кластер на 50 000 процессоров, гигантский вычислительный центр в Хьюстоне занимает целое здание. В мировом масштабе мы – аутсайдеры, хотя в России – самые крупные и, безу-словно, обогнали другие мировые нефтесервисные компа-нии, работающие в евроазиатском регионе.

НГЕ: Каковы, на ваш взгляд, основные проблемы рос-

сийского рынка обработки и интерпретации?

Яковлев: Нефтегазовый рынок России чрезвычайно монополизирован, на нем работает всего десяток крупных компаний, а мелкие фирмы, как правило, не имеют доступа к инвестиционным ресурсам. В Северной Америке, к приме-ру, иная ситуация, там много мелких и средних компаний, и рынок совершенно демонополизирован. Очень многих в России тревожит, что цены на полевые работы стали расти из-за картельных соглашений. Я считаю, что цены в обра-ботке могут быть такими, как сейчас, но тогда мы не сможем применять технологические и технические возможности, существующие на мировом рынке. Крупной компании, которая инвестировала в технологии большое количество средств, трудно конкурировать с так называемыми «гараж-ными» компаниями («гаражные» компании – это фирмы, которые в буквальном и переносном смысле размещаются в гараже или другом помещении и оснащены одним ком-пьютером). При проведении тендеров я бы уделял больше внимания технической предварительной квалификации компании, проводя ее довольно неформально и безуслов-но выполняя проверку заявленных ресурсов. «Замешивая» в тендере сервисные компании разного технологического уровня, нефтяная компания опускает в нем цены до уровня фирм, которые выполняют некачественную дешевую рабо-ту. Это ведет к снижению качества услуг, и нефтяная компа-ния не получает отдачи от инвестиций в сейсморазведку. В Казахстане например введены ограничения в демпинге, потому что он разрушает рынок. Отсутствие рыночной цены в виде значительного разброса цены предложения от компаний– это сигнал о разрушении рынка. В России, например, разрушен рынок подсчета запасов в сервисных компаниях из-за переноса основного объема работ в сер-висные подразделения нефтегазовых компаний.

НГЕ: Будет ли в дальнейшем меняться соотношение

морской и наземной области обработки и интерпрета-

ции?

Яковлев: Традиционно много разговоров об исследо-вании огромных территорий России на море, но, к сожа-лению, очень мало активности в этом направлении. Во-первых, сейсморазведка на море стоит намного дороже, чем на суше. Есть территории, которые очень сложно освоить на нынешнем уровне технологического разви-тия, например, северные моря. Есть проблемы с распре-

OP

INIO

N

| М

НЕ

НИ

Е

Vladimir Boreiko, geomarket director, Russia, CGGVeritas

OGE: How has the business for seismic fared globally for your company in 2010; what do you foresee in 2011?

Boreiko: If we look at the seismic equipment market, 2010 was a year of recovery. Sales of both land and marine equipment increased, supported by strong regional activity and demand for technology and technology intensi-ty (increased resolution / higher channel count surveys).

Services faced more challenging conditions in 2010 due to the low phase of the cycle the sector is going through. In recent months, though, we have seen promising signs of increased demand for our high-end solutions and innovative technologies. As an example, our new breakthrough broadband solution, BroadSeis, which provides a remarkable step forward in the quali-ty of marine imaging, has received a very strong and positive client response. Land and Marine multi-client sales have strengthened.

Our goal is to benefit from the increasing interest worldwide for our tech-nology and expertise, while leveraging our high-end position in the progres-sively recovering seismic market. In Russia CGGVeritas has had a long suc-cessful history of seismic activity. We have very good relations with Russian oil and gas companies, know the Russian geophysical market well and are strongly committed to its high potential.

OGE: Has your Russian business differed from global experience in terms of growth or lack of growth?

Boreiko: Generally speaking, market conditions for Russian oilfield servic-es in 2010 continued to improve after the years of decline, due to better eco-nomics in the Russian oil and gas industry. Oil prices gradually rose from the beginning of the year, accompanied by an increase in Russian oil and gas pro-duction. In his report to the Duma on Dec. 8, Russia’s Energy Minister Sergei Shmatko said that in 2010 Russia will have produced a record annual volume of 504.8 million tons of oil for the last 20-year period (with average daily pro-duction of 9.65 million barrels per day). Gas production will reach 645 bil-lion cubic meters, i.e. a 10-percent increase year-on-year. These trends were accompanied by a moderate increase in demand for oilfield services opera-tions. We have observed an increase in the volume of seismic surveys, par-ticularly 3D seismic. We see growing interest in high-productivity vibroseis techniques and high-density 3D seismic in Russia, in particular for wide-azi-muth recording on land and offshore which offers us new opportunities for deploying CGGVeritas technologies in the Russian market. The number of Russian seismic crews in the forthcoming 2010/2011 winter season should return to the numbers we were seeing before the decline and there will be a higher proportion of 3D crews over 2D ones, resulting in higher demand for new equipment. In 2010, Sercel, our equipment provider, registered record sales in Russia and revenue from our processing, imaging & reservoir busi-ness remained at a stable level.

OGE: What is the biggest obstacle the seismic industry needs to overcome in 2011?

Boreiko: I think it is the lack of financial backing for seismic technolo-gy. Despite a continued improvement in the upstream spending plans of the Russian oil companies, which is expected to result in a favorable level of demand for 2011, and the tremendous impact that seismic has on the suc-cess of exploration and production, prices for seismic services are still rela-tively low. This slows the development and deployment of new technologies, techniques and expertise, which I believe are all critical to best support the challenges of the Russian oil and gas industry.

43

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011



OGE: How is your technological collaboration with ION

company getting on?

Yakovlev: We have mastered the basic principles of ION / GXT data processing, accomplished a number of projects offshore, and moved on to more complex tasks, including processing land data using GX technology.

OGE: Is this your main area of cooperation?

Yakovlev: We could talk about technologies like computing and software, and I would not underestimate them. A number of companies declare a willingness to use resources in major projects, but the task is not as straight-forward as it might seem. One must start investing in tech-nology long before an actual project shows up, in light of the fact that projects have tight deadlines. Working with ION, we pursue a policy of strategically anticipating the development of the market, as the installation of computer aids and technologies is an extremely difficult and complex task. Before putting up a rack of supercomputers, a compa-ny should have at least half a year to develop infrastructure: industrial cooling systems, enery resources, uninterruptible power sources, gas fire xtinguishing etc. Besides, cluster equipment is not all that is needed. One must also have high-performing data storage systems and channels for transmitting the data, because the amount of transmission is simply huge. Collaboration with ION / GXT allows, in the first place, to invest thanks to leasing schemes that do not require immediate financing.

OGE: Could you tell us more about your plans for the

future?

Yakovlev: We plan to increase our capacity to handle data from large marine and land imaging. Small surveys very often require significant power because of operations that are time-consuming. The quality of data acquisition today is highly dependent on the computer side. Obtaining geological information from the seismic data on the reser-voir properties requires a lot of calculation and this trend is only growing stronger. Our computation center is the largest in Russia, but our partner ION / GXT installed a cluster of 50,000 processors in a giant computing center occupying an entire building in Houston. Globally, we are outsiders though we are the largest in Russia and certainly ahead of other international oilfield services companies operating in the Eurasian region.

OGE: In your opinion, what are the main problems of

the processing and interpretation market in Russian?

Yakovlev: Russia's oil and gas market is highly monop-olized, it is run by only a dozen large companies while small firms do not usually have access to investment resources. We see a different situation in North America, for example. There are plenty of small and medium-sized companies and the market is quite diverse. Many people in Russia are concerned that prices for field work are beginning to grow because of cartel agreements. I think that prices in process-ing can remain where they are, but then we will not be able to use the technical and technological opportunities that exist in the world market. A major company that has invest-ed a considerable amount of funds in technology will find it difficult to compete with so-called “garage” companies. When tendering, I would pay more attention to the prelimi-nary technical qualifications of the company’s personnel rather than doing so informally, and would by all means

OP

INIO

N

| М

НЕ

НИ

Е

Владимир Борейко, региональный директор по геолого-геофизическому маркетингу в России компании CGGVeritas

НГЕ: Насколько успешным в целом был сейсморазведочный бизнес для вашей компа-нии в 2010 году? Каковы ваши прогнозы на 2011 год?

Борейко: Для рынка сейсморазведочного оборудования 2010 год стал годом восста-новления. Увеличился объем продаж и наземного, и морского оборудования на фоне растущей региональной активности, повышения спроса на более эффективные совре-менные высокопроизводительные технологии (повышение разрешающей способности / проведение исследований с увеличенным количеством каналов).

Рынок услуг оказался в сложном положении в 2010 году из-за прохождения сектором низшей точки цикла. Тем не менее, в последние месяцы наблюдаются многообещающие признаки возрастания спроса на наши наиболее совершенные решения и инновационные технологии. В качестве примера можно привести получившую активные положитель-ные отзывы клиентов нашу передовую разработку Broadseis, позволяющую производить регистрацию морских данных в расширенном диапазоне сейсмических частот и пред-ставляющую собой значительный шаг вперед для повышения качества построения глу-бинных изображений. Укрепились позиции по продажам сухопутных и морских данных для многих клиентов.

Нашей целью является извлечение выгоды от возрастающего во всем мире интереса к нашим технологиям и опыту, используя лидирующее положение компании на рынке сейс-моразведочных услуг, восстанавливающемся ускоренными темпами. В России у CGGVeritas долгая и успешная история сейсморазведочной деятельности. У нас очень хорошие отно-шения с российскими нефтегазовыми компаниями, мы неплохо знаем российский рынок геофизических исследований и твердо убеждены в его высоком потенциале.

НГЕ: Насколько ситуация в бизнесе в России отличалась от международного опыта в смысле роста или отсутствия роста?

Борейко: В целом, в 2010 году рыночные условия для российского нефтепромысло-вого сервиса продолжили улучшаться после нескольких лет спада вследствие улучше-ния экономических показателей в российской нефтегазовой отрасли. Цены на нефть пос-тепенно росли с начала года на фоне увеличения объема добычи нефти и газа в России. В своем докладе на заседании Госдумы 8 декабря министр энергетики России Сергей Шматко заявил, что в 2010 году годовой объем добычи России достигнет рекордного за последние 20 лет уровня в 504,8 млн т нефти (при среднем объеме суточной добычи в 9,65 млн баррелей). Добыча газа достигнет 645 млрд м3, т.е. 10%-го увеличения по срав-нению с предыдущим годом. Эти тенденции сопровождались умеренным увеличением спроса на нефтепромысловый сервис. По нашим наблюдениям, возрос объем сейсмо-разведочных исследований, особенно трехмерной сейсморазведки. Налицо растущий в России интерес к высокопроизводительным вибросейсмическим методам и трехмер-ной сейсморазведке высокой плотности, в частности, широкоазимутальной регистра-ции данных на суше и на море, открывающей нам новые возможности задействования технологий компании CGGVeritas на российском рынке. Количество российских сейсмо-разведочных партий в предстоящий зимний сезон 2010/2011 годов должно вернуться к докризисному показателю, и соотношение партий трехмерной сейсморазведки к партиям двухмерной разведки будет больше, в результате чего повысится спрос на новое обору-дование. В 2010 году компания Sercel, поставщик нашего оборудования, зарегистрирова-ла рекордный объем продаж в России, в то время как доход от нашей работы по обработ-ке данных, построению изображений и исследованию месторождений остался на устой-чивом уровне.

НГЕ: Каковы основные сложности, которые необходимо преодолеть в области сейс-моразведки в 2011 году?

Борейко: Я думаю, это недостаток финансовой поддержки сейсморазведочных техно-логий. Несмотря на продолжающееся улучшение ситуации с программами расходов рос-сийских нефтяных компаний на геологоразведку и добычу, что по ожиданиям скажется на благоприятном уровне спроса в 2011 году, и огромное влияние сейсморазведочных иссле-дований на успех в разведке и добыче, цены на услуги в области сейсморазведки все еще относительно низкие. Это замедляет разработку и внедрение новых технологий, методов и мирового опыта, которые, как я считаю, являются крайне важными для эффективного пре-одоления трудностей, стоящих перед российской нефтегазовой промышленностью.

44


SEISMIC

Oil&GasEURASIA

check the resource claim. “Blending” service companies of different tech-nological levels in one tender, and the oil company is not getting the payback from investments in seismic survey. In Kazakhstan, for instance, authori-ties imposed restrictions on dump-ing because it undermines the market. Lack of market prices in the shape of a wide price range in the firms’ offers is a signal of the market destruction. In Russia, for example, the market of reserves assessment by service compa-nies has been destroyed after transfer-ring the bulk of this work to service units of oil and gas companies.

OGE: Will there be a change of bal-

ance between marine and land data pro-

cessing and interpretation?

Yakovlev: Traditionally, there is a lot of talk about surveying Russia’s vast territories at sea, but unfortunately very little is being done in this regard. First, seismic exploration at sea is much more expensive than on land. There are areas that are very difficult to study with the current level of technology, like the seas in the North, for instance. There are problems with the allocation of licenses, too, but once the process of issuing licenses and monitoring licensing agreements gets a boost, we can expect that the market of marine surveys will revive. Extensive work performed in the Black Sea indicates that this process is determined by the tax regime, by the state. If there are no tax incentives or tax concessions, projects become unprofitable. Offshore projects require a much longer investment, and it is hard for Russian companies to go out for such jobs without a partner. On land, deposits are running out and they require a more sophisticated approach now. Working with the small production com-pany Samara-Nafta (65 percent owned by Amerada Hess (U.S.)) in the Samara region, we see that it completely covers the seismic of small deposits and performs drill-ing with an immense efficiency. Having bet perfectly on 3D, the resulting data processing is very thorough. We, in particular, do all the processing under supervision from Hess. In other words, you can work successfully in any region provided a company is run by professionals. It’s professionalism and technology that matter.

OGE: Does competition help or hinder?

Yakovlev: Oil companies cannot do without service companies. Sometimes oil companies are willing to pro-cess and interpret data themselves. This is probably okay as far as interpretation is concerned. Data processing is more complicated since there is always competition. It is creative work which requires people to be enthusias-tic. Once a company enters into a processing contract, let’s say, for five years, the job becomes routine and the quality of processing drops sharply. We recently did an interpretation for a Czech company in Eastern Europe, they invited us in order to get a view from the outside, and that brought interesting results indeed.

делением лицензий, но если будет активизирован процесс выдачи лицензий и контроля выполнения лицензионных соглашений, то можно ожидать, что рынок морской съем-ки оживет уже в ближайшие годы. Масштабные работы на Черном море свидетельствуют о том, что этот процесс определяется налоговым режимом, государством. Если не будет налоговых льгот и налоговых каникул, проекты ста-нут невыгодными. Работы на море требуют гораздо более длинных инвестиций, и российским компаниям очень сложно идти без партнеров на такие работы. Все меньше месторождений остается на суше, и они требуют тонкой работы. Сотрудничая с небольшой добывающей компа-нией «САМАРА-НАФТА» (65% принадлежит Amerada Hess (США)) в Самарской области, мы видим, что она полно-стью покрывает сейсмикой небольшие месторождения и осуществляет бурение с колоссальной эффективностью. Правильно сделана ставка на 3D, очень тщательная обра-ботка, мы, в частности, выполняем все работы по обработке под контролем Hess. То есть, успешно работать можно в любом регионе, если компанией руководят профессиона-лы. Профессионализм и технологии решают все.

НГЕ: Конкуренция помогает работать или мешает?

Яковлев: Нефтяные компании не могут прожить без компаний сервисных. Иногда нефтяные компании изъяв-ляют желание обрабатывать и интерпретировать данные сами. Интерпретировать, наверное, можно. Обрабатывать сложнее, потому что обработка – это всегда конкуренция. Это творческая работа, в которой люди должны быть воо-душевлены. Как только, к примеру, компания заключает контракт на обработку на пять лет, процесс становится рутинным, и качество обработки резко падает. Мы недав-но выполняли интерпретацию для чешской компании в Восточной Европе, нас пригласили, чтобы получить взгляд со стороны, при этом действительно были получены инте-ресные результаты.

Alexander Yakovlev is convinced that market competition boosts seis-mic data processing development.

Александр Яковлев считает, что конкуренция стимулирeет развитие области обработки данных сейсморазведки.

●

●

PH

OT

O:

PY

OT

R D

EG

TYA

RE

V /

ФО

ТО

: П

ЕТ

Р Д

ЕГ

ТЯ

РЕ

В

46 Oil&GasEURASIA

A month ago Russia’s largest independent gas producer, NOVATEK, became the owner of core gas assets previously owned by gas monopolist Gazprom. NOVATEK’s development has recently accelerated and industry observers attribute that to Gennady Timchenko, the co-owner of the key Russian oil trader Gunvor, who has recently joined the company; and to Gazprom’s shrinking share of production in Russia.

Fall brought its seasonal production decline and the news of two major deals by NOVATEK. First the market learned that Yamal Razvitie, a JV between NOVATEK

and Gazprom’s oil producing subsidiary Gazprom Neft will acquire assets in SeverEnergia (in which a 51-percent stake was bought during YUKOS bankruptcy proceedings). The asset was initially acquired at the auction in 2007 by the Italian companies, Eni and Enel, who immediately gave Gazprom the option to buy a controlling stake in the future. Gazprom was wary of legal risks, as former YUKOS shareholders were fighting every legal battle as tough as possible.

Subsequently, word spread in September that Gazprom was practically giving away half of its stake in the

Крупнейший независимый производитель газа в России – ОАО «НОВАТЭК» за последний месяц стал владельцем целевых профильных активов газового монополиста в стране – ОАО «Газпром». Эксперты отмечают ускорение развития «НОВАТЭКа» с при-ходом создателя одного из крупнейших трейдеров российской нефтью компании Gunvor – Геннадия Тимченко – в число совладельцев компании, и сниже-ние доли «Газпрома» в российской газодобыче.

Осенью, на фоне падения плановых объемов добычи «Газпрома» стало известно о двух крупных сделках, реализуемых «НОВАТЭКом». Сначала было объяв-

лено, что СП «НОВАТЭКа» и нефтяной «дочки» «Газпрома» – «Газпром нефти» («Ямал развитие») – приобретут у «Газпрома» купленные в ходе банкротства «ЮКОСа» активы – 51% в ООО «СеверЭнергия». Этот актив на аукционе в 2007 году приобрели итальянцы Eni и Enel, тут же предоставив опцион «Газпрому» на выкуп контрольного пакета в буду-щем. «Газпром» побоялся юридических рисков, поскольку бывшие акционеры «ЮКОСа» не обещали сладкой жизни покупателям их активов.

Лакомый кусочек И вот, в сентябре стало известно, что «Газпром» факти-

чески уступает половину своей доли в проекте «НОВАТЭКу». Официально целью создания «Ямал развития» обозначена синергия и применение опыта на месторождениях, кото-рые содержат как газ, так и конденсат, но этим «грешат» очень многие месторождения. Однако причиной может быть тот факт, что «Газпрому» для эффективной разработ-ки месторождений «СеверЭнергии» было необходимо дого-

GAS

Svetlana Kristalinskaya Светлана Кристалинская

NOVATEK Gets a Slice of Gazprom’s Pie«НОВАТЭКу» достался кусок газпромовского пирога

Russian Prime Minister Vladimir Putin (left) and Leonid Mikhelson, the head of NOVATEK during their Oct. 11 visit to Yurkharovskoye gas and condensate field.

Премьер-министр Владимир Путин (слева) и глава компании «НОВАТЭК» Леонид Михельсон во время посещения Юрхаровского газоконденсатного месторождения 11 октября.

●

●

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТИ

47

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

ГАЗ


вариваться с «НОВАТЭКом» о доступе к Пуровскому заводу по стабилизации конденсата. По иронии судьбы, если рань-ше независимые производите-ли страдали от недопущения «Газпромом» к своей газовой трубе, то теперь вышло наобо-рот.

В результате, «НОВАТЭК» получил долю в огромных газовых запасах – 1,3 трлн м3 и весьма значительных запасах жидких углеводородов – 568 млн т нефти и 155 млн т газо-конденсата. Такие запасы в разы превышают размеры мес-торождений, которые подпада-

ют под категорию месторождений федерального значе-ния. Это практически соответствует запасам Чаяндинского месторождения в Якутии, которое «Газпром» получил без конкурса. При том, что «Газпрому» придется создавать в отдаленной республике инфраструктуру «с нуля», а акти-вы «СеверЭнергии» находятся в ЯНАО, где есть близость к газотранспортной системе.

«Газпром» приобрел долю в «СеверЭнергии» за $1,6 млрд, а СП «НОВАТЭКа» и «Газпром нефти» $1,8 млрд, включая $250 млн долгов. Таким образом, получается, что «НОВАТЭКу» этот актив отдается по той же цене, несмотря на то, что прошло почти три года.

Отметим, что представители «НОВАТЭКа» заняли посты председателя совета директоров и генерального директора «Ямал развития». В случае с «СеверЭнергией» это объясняется тем, что, по словам заместителя гендирек-тора Бориса Зильберминца, первоначально планируется вводить в эксплуатацию газовые запасы, в дальнейшем – конденсат, и потом – нефтяные залежи. Судя по всему, «НОВАТЭК» долгое время будет играть «первую скрипку» не только в «СеверЭнергии», но и в других возможных активах, которые получит «Ямал развитие».

Аппетит приходит во время едыКроме «СеверЭнергии», «НОВАТЭК» покупает и другой

актив, находившийся в сфере интересов газовой монопо-лии – многострадальный «Сибнефтегаз». Главное месторож-дение «Сибнефтегаза» – Береговое – четыре года простояло без доступа к трубе «Газпрома», и только когда «Газпром», в лице «Газпромбанка», купил 51% акций «Сибнефтегаза», предприятие наконец начало давать газ. По словам пред-седателя совета директоров «Сибнефтегаза», члена совета директоров «Газпромбанка» Александра Красненкова, этот актив предполагалось в будущем перевести на «Газпром» и корпоративные процедуры активно велись в 2010 году. Независимая оценка показала, что контрольный пакет «Сибнефтегаза» стоит $1 млрд. Красненков предположил, что «Газпром» вряд ли будет расплачиваться деньгами и, скорее всего, предложит какие-то активы, например, акции «НОВАТЭКа». «Газпром» даже подтверждал, что за контроль в «Сибнефтегазе», он может отдать «Газпромбанку» пример-но 5% «НОВАТЭКа».

Каково же было удивление инвесторов, когда о покуп-ке 51% акций «Сибнефтегаза» объявил «НОВАТЭК». При этом стало известно о возможной продаже «Газпромом» почти половины своего пакета акций в «НОВАТЭКе»

project to NOVATEK. Officially, Yamal Razvitie was formed to bring synergy and experience to gas-and-condensate fields, but another reason may also be the fact that Gazprom had to nego-tiate with NOVATEK for access to the Purovsky Condensate Stabilization Plant to effectively develop these fields. Ironically, while earlier independent pro-ducers suffered from Gazprom denying access to its gas pipeline, in this case, things were the other way around.

Lucrative TargetAs a result, NOVATEK landed

itself a share in the huge gas stock – 1.3 trillion cubic meters, and very significant reserves of liquid hydrocar-bons – 568 million tons of oil and 155 million tons of gas condensate. These reserves’ volume is far above the size of fields which qualify as federal-level deposits. The volume is virtually equal to the reserves at Chayandinskoye field in Yakutia which Gazprom received without the need to take part in a tender. Saying that, Gazprom will have to build its infrastructure in the remote republic from scratch, while SeverEnergia assets are located in Yamal-Nenets Autonomy, close to the gas transportation system.

Gazprom forked out $1.6 billion for the SeverEnergia stake, while the JV between NOVATEK and Gazprom Neft will cost $1.8 billion, including $250 million in debts. This means that NOVATEK is getting the asset for about the same price as Gazprom did despite three years having passed.

Remarkably, representatives of NOVATEK took over as Board Chairman and CEO of the Yamal Razvitie. In the case of SeverEnergia, this is explained by the fact that initially the company plans to develop gas reserves, followed by condensate and then by oil, says deputy general director Boris Zilbermints. Apparently, NOVATEK is set to play the first fiddle for some time, and not only in SeverEnergia, but also in other possible assets to be received by Yamal Razvitie.

Appetite Grows for Other AssetsTogether with SeverEnergia, NOVATEK is acquiring

another asset of interest to the gas monopoly – the long-suffering Sibneftegaz. Sibneftegaz’s main field – Beregovoye – lay idle away for four years with no access to the Gazprom pipeline; the company started to produce gas only when Gazprom bought a 51-percent stake in Sibneftegaz via Gazprombank. This asset was earmarked for transfer to Gazprom, Sibneftegaz board chairman and Gazprombank board member Alexander Krasnenkov said. An indepen-dent evaluation valued the Sibneftegaz controlling stake at $1 billion. Krasnenkov suggested that Gazprom was unlikely to pay the cash and will probably offer some assets, such as NOVATEK shares. Gazprom has even confirmed that it is prepared to give Gazprombank about 5 percent of NOVATEK for the control over Sibneftegaz.

One can but imagine the shock of the inves-tors on the news of NOVATEK acquiring a 51-percent stake in Sibneftegaz. They also learned about the pos-sible sale of almost half of Gazprom’s stake in NOVATEK

48


GAS

Oil&GasEURASIA

to Gazprombank at market price. This means that Gazprom is losing half its income from NOVATEK dividends; nev-ertheless, the gas monopoly will prob-ably benefit from NOVATEK having high-er market capitalization, revenue and, respectively, profits.

The terms of purchase for Sibneftegaz are also quite lenient – until the end of the year, when the deal is expected to close, NOVATEK has to pay only $150 million, while paying the remaining $715 million a year later and financing Sibneftegaz’s debt of 11 billion rubles by opening a four-year 10 percent APR loan. NOVATEK CFO Mark Jetway acknowledged that some of the $715-million payment will be supplied from the cash flow gener-ated by Sibneftegaz. In 2011 NOVATEK will buy from Sibneftegaz up to 5.6 bil-lion cubic meters of natural gas at 680 rubles per 1,000 cubic meters (ex. VAT) (in the third quarter of 2010 average gas price for NOVATEK consumers was 2,300 rubles per 1,000 cubic meters (ex. VAT), sale price of gas at the entry point to the Unified Gas Supply System (ESG) – 1,225 rubles (regulated price in the Yamal-Nenets Autonomous District – 1,457 rubles). NOVATEK has already signed five-year agreement with Itera to sell 4 bil-lion cubic meters of gas annually. Basically, NOVATEK will already get 3 billion rubles ($100 million) simply reselling the Sibneftegaz product to Itera.

NOVATEK Boosts ProductionAt about the same time, in October, NOVATEK recently

launched the third start-up complex for the second stage of the Yurkharovskoye field (which has estimated reserves of 7 billion cubic meters of gas per year), in a ceremony that was attended by Russian Prime Minister Vladimir Putin. As a result, NOVATEK production capacity swelled to 51 billion cubic meters of gas per year. By the end of 2010 NOVATEK, will produce 37-38 billion cubic meters of natural gas. With the Sibneftegaz acquisition, the company will further expand its portfolio by about 5.5 billion cubic meters of gas.

In 2011 NOVATEK plans to sell some 10.3 billion cubic meters of natural gas to Gazprom at about 1,420 rubles per 1,000 cubic meters (ex. VAT), while in 2011 the regulated price in Yamal-Nenets Autonomous District is forecast at about 1,676 rubles per 1,000 cubic meters.

Gazprom will also buy natural gas of SeverEnergia, but the latter plans to begin gas production only in late 2011.

These transactions confirm that Gazprom is losing the domestic market to NOVATEK and other independent producers, UBS analyst Maxim Moshkov said. In 2010 Russia’s natural gas consumption grew by 5 percent, but this demand was conjured mainly by Gazprom itself – the company pumped gas remaining from the previous heat-ing season in underground storage facilities. UBS estimates that between 2009 and 2015 the acquired stake from Gazprom will boost NOVATEK’s share in the total Russian production of natural gas from 6 percent to 10 percent, while Gazprom’s share in total production is predicted to fall from 86 percent to 79 percent and further to 70 percent

«Газпромбанку» по рыночной цене. Таким образом, «Газпром» откажется от половины доходов в виде дивидендов «НОВАТЭКа», но, вероятно, выиграет от того, что это будет компания с более высокой капитализацией, выручкой и, соответственно, прибылью.

Условия покупки «Сибнефтегаза» также довольно льготные – до конца года, когда должна быть завершена сделка, «НОВАТЭК» обязан заплатить лишь $150 млн, оставшую-ся сумму по сделке – $715 млн оплатит лишь через год, а долг «Сибнефтегаза» в 11 млрд рублей профинансирует путем предостав-ления четырехлетнего кредита предпри-ятию под 10% годовых. Финансовый дирек-тор «НОВАТЭКа» Марк Джетвей признал, что частично $715 млн будут погашаться из того денежного потока, который будет гене-рировать «Сибнефтегаз». Так, в 2011 году «НОВАТЭК» купит у «Сибнефтегаза» до 5,6 млрд м3 газа по цене 680 рублей за 1 тыс. м3 (без НДС) при том, что в третьем квартале 2010 года средняя цена реализации газа пот-ребителям у «НОВАТЭКа» составляла 2 300 рублей за 1 тыс. м3 (без НДС), а цена прода-

жи газа на входе в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) – 1 225 рублей (регулируемая цена в ЯНАО – 1 457 рублей). При этом «НОВАТЭК» уже заключил пятилетнее соглашение с «Итерой» о продаже 4 млрд м3 газа в год. Таким образом, тут же перепродавая газ «Сибнефтегаза» «Итере», «НОВАТЭК» уже получит 3 млрд рублей или $100 млн.

«НОВАТЭК» наращивает добычуКроме того, в октябре «НОВАТЭК» запустил третий

пусковой комплекс второй очереди Юрхаровского место-рождения мощностью 7 млрд м3 газа в год, в церемонии принял участие премьер-министр России Владимир Путин. В результате добычные мощности «НОВАТЭКа» выросли до 51 млрд м3 газа в год. По итогам 2010 года «НОВАТЭК» добу-дет 37-38 млрд м3 газа. С учетом покупки «Сибнефтегаза», компания получит свой портфель еще порядка 5,5 млрд м3 газа.

При этом 10,3 млрд м3 газа «НОВАТЭК» в 2011 году продаст «Газпрому» по цене порядка 1 420 рублей за 1 тыс. м3 (без НДС) в то время как в 2011 году регулируемая цена в ЯНАО составит примерно 1 676 рублей за 1 тыс. м3.

Газ «Северэнергии» также будет закупать «Газпром», но «Северэнергия» планирует начать добычу газа лишь в конце 2011 года.

По мнению аналитика UBS Максима Мошкова, данные сделки свидетельствуют, что «Газпром» теряет внутренний рынок в пользу «НОВАТЭКа» и других независимых про-изводителей. Так, в 2010 году потребление газа в России выросло на 5%, однако этот спрос был обеспечен, главным образом, самим «Газпромом», который закачивал в под-земные газохранилища газ, отобранный за прошедший отопительный сезон. По оценкам UBS, с 2009 по 2015 годы доля «НОВАТЭКа» в общероссийском объеме производс-тва природного газа увеличится с 6 до 10% за счет доли «Газпрома», которая должна сократиться за этот же период с 86 до 79% и, согласно планам правительства, снизится к 2030 году до 70%.

Исходя из схемы оплаты «НОВАТЭКом» акций «Сибнефтегаза», полная стоимость «Сибнефтегаза» оце-

Sibneftegaz Board Chairman Alexander Krasnenkov was surprised by NOVATEK’s acquisition of his company.

Покупка «НОВАТЭКом» «Сибнефте-газа» стала сюпризом для главы совета директоров СНГ Александра Красненкова.

●

●

PH

OT

O:

RIA

NO

VO

ST

I /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

49

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

ГАЗ


нивается в $2,5 млрд, при этом, по оценке UBS, пол-ная справедливая стоимость «Сибнефтегаза» составляет $4,5 млрд.

По словам Мошкова, «Северэнергия» меньше прибавляет к текущей сто-имости «НОВАТЭКа», чем «Сибнефтегаз», поскольку потребует инвестиций при еще не начавшейся добыче, в отличие от уже работающего «Сибнефтегаза».

Мошков выразил мне-ние, что добыча «НОВАТЭКа» будет существенно расти. «По нашим оценкам, государство получает больше налогов при реализации жирного газа и связанных с ним продуктов

(стабильного газоконденсата и сжиженного углеводород-ного газа (СУГ)), чем с экспорта сухого газа „Газпрома“», – пояснил аналитик.

По оценкам UBS, на поставки жидких углеводородов приходится 35% от совокупной выручки «НОВАТЭКа», а EBITDA от реализации газового конденсата и СУГов достиг-нет в 2010 году около 57% от совокупной EBITDA компании.

Каждому своеАналитик инвестбанка «Открытие» Вадим Митрошин

же считает, что «Газпром» ничего не теряет, делясь с «НОВАТЭКом» «Северэнергией». По его мнению, месторожде-ния «Северэнергии» – сложные с точки зрения разработки, и «Газпром» решил, что их разработкой займутся «НОВАТЭК» и «Газпром нефть», уже занимавшиеся подобными проектами, в то время как газовый монополист будет осваивать полуостров Ямал, который хотя и требует серьезных инвестиций в инфра-структуру, но более прост с точки зрения технологий разработ-ки. Вместе с тем, отмечает Митрошин, пока много неясностей в том, как будут строиться взаимоотношения «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа», а также сколько инвестиций потребует проект.

По мнению Митрошина, «Сибнефтегаз» – это проект, на котором «НОВАТЭК» сможет заработать, поскольку проект работающий, и не потребует от компании серьезных инвес-тиций. Аналитик не исключил, что в будущем «НОВАТЭК» может выкупить оставшиеся акции «Сибнефтегаза» у «Итеры».

Аналитики ИК «Тройка Диалог» считают, что причиной снижения добычи у «Газпрома», на фоне роста добычи неза-висимых производителей, является то, что «добываемый концерном газ сейчас несколько дороже, чем у конкурентов». «Поэтому его доля на рынке сокращается, что является обо-ротной стороной стратегии, направленной на поддержание уровня отпускных цен», – отмечает ИК «Тройка Диалог».

Источник в газовой отрасли утверждает, что усиление роли независимых производителей является следствием политики высшего руководства страны, направленной на снижение монополизма «Газпрома», но непонятно, являет-ся ли «НОВАТЭК» достаточно независимым, ведь на рынке не утихают слухи о приближенности Тимченко к Путину. Также неясным остается вопрос, кто станет конечным бене-фециаром почти 10%-го пакета акций «НОВАТЭКа», «нака-чанного» отличными активами.

by 2030, according to plans drafted by the government.

Based on NOVATEK’s scheme for paying for Sibneftegaz shares, the full cost of Sibneftegaz is estimat-ed at $2.5 billion; UBS points out that the total fair value of Sibneftegaz should be closer to $4.5 billion.

According to Moshkov, SeverEnergia adds less to the current value of NOVATEK than Sibneftegaz, as it will require investments and extra work to start production, in contrast to already operational Sibneftegaz.

NOVATEK’s production is set to grow substantially, thinks the expert. “According to our estimates, the state gets more revenue from the sales of wet gas and related products (stable gas condensate and liquefied petroleum gas (LPG)) compared to the export of Gazprom’s dry gas,” said the analyst.

UBS estimates that supply of liquid hydrocarbons pro-vides 35 percent of NOVATEK total revenue, while EBITDA from the sale of gas condensate and LPG is forecasted in 2010 at about 57 percent of the total EBITDA of the com-pany.

Everybody’s HappyVadim Mitroshin, an analyst with Otkritie investment

bank, has a different opinion – he believes that Gazprom has nothing to lose by sharing SeverEnergia with NOVATEK. According to Vadim, SeverEnergia fields are difficult to develop and Gazprom decided to dump the asset on NOVATEK and Gazprom Neft which already have experience in such projects. While the gas monopoly will continue developing the Yamal peninsula, which, though in dire need of investments in infra-structure, is much simpler considering the technology needed. At the same time, notes the analyst, there are still many uncer-tainties in how Gazprom Neft and NOVATEK will fare in their relationship, and how much investments the project requires.

Sibneftegaz is a lucrative project for NOVATEK, says Mitroshin, as the project is already in production stage needs no major investments. The analyst does not rule out that in the future NOVATEK can buy the remaining shares of Sibneftegaz from Itera.

Analysts at Troika Dialog believe that lower produc-tion volume of Gazprom and higher output by indepen-dent producers is because “natural gas produced by the monopoly is a touch more expensive than competition prices.” “This means that Gazprom market share is edging down, which is the other side of the strategy targeting con-trolled sale price,” Troika Dialog analysts say.

Gas industry sources maintain that the strengthening of independent producers is a result of policies drafted by top officials and aimed at reducing the Gazprom monopoly. Still, there is a doubt about the true level of NOVATEK’s independence – market rumors claim Timchenko is close to Putin. Also unclear is the question of who will be the final benefactor of the almost 10 percent of NOVATEK stake full of lucrative assets.

50 Oil&GasEURASIA

The majority of TNK-BP fields contain multiple stratified oil reservoirs. In many cases the fluid properties, geological parameters and reservoir pressure conditions are such that

each reservoir has to be developed separately, as dictated by leg-islation. This means additional drilling grids or producing zones consecutively over time using same wellbore. First option implies heavy CAPEX commitments, while the other means significant production delay with drastic negative impact on NPV. The alterna-tive is dual completion technology. Its advantages include drilling cost reduction, production acceleration, independent control and optimal drawdown on each layer, elimination of undesirable fluids’ mixing, ability to continue production if one of the pumps fails, elimination of well shutdown to test separate zones, reduced envi-ronmental footprint and full compliance with legal requirements.

The main requirements to allow simultaneous production from several reservoirs in one wellbore in Russian Federation are defined in Resolution No. 71 “On Approval of Subsurface Protection Rules” of the Federal Mining and Industrial Control, dated June 6, 2003. “Simultaneous production from several exploitation objects in one wellbore is allowed with presence of replaceable downhole equipment which enables separate production measurement, test-ing of each reservoir separately and conducting safe wells’ work-over considering the difference in reservoir pressures and fluid properties,” states the resolution. Overall such requirements are applicable to 33 TNK-BP fields and there is potential to accelerate above 800 million barrels of oil with potential well stock being above 4,000.

There is a range of dual completion and dual monitoring technologies which can be applied to meet the legal requirement with a certain degree of accuracy. Selection of the right technol-ogy is critical to get optimal value from the investments. Dual completion and monitoring technologies applied in Russia can be classified as follows:

1. Single string completions (dual monitoring systems with-out layers’ separation (1.1); dual monitoring / control systems with layers separation and one artificial lift (1.2); dual monitoring / control systems with layers separation and two artificial lifts (1.3)).

2. Dual string completions – 100-percent independent dual completion systems (parallel design (2.1); concentric designs (2.2)).

Technologies in category 1 have a number of disadvantages with main ones being interference between reservoirs, mixing the produced fluids, complicated procedures to test each zone,

Большинство месторождений ТНК-ВР содержит множество переслаивающихся нефтяных пластов. Во многих случаях свойства флюидов, геологические параметры и пластовое

давление таковы, что каждый пласт должен разрабатываться раз-дельно, как требует законодательство. Это означает дополнитель-ные сетки бурения или добычу из пластов последовательно во времени, используя одну скважину. Первая опция подразумевает тяжелую нагрузку на CAPEX, в то время как другая означает зна-чительную задержку добычи с сильным негативным влиянием на NPV. Альтернативой является технология ОРЭ. Преимущества технологии ОРЭ включают снижение объемов и затрат бурения, ускорение добычи, независимое управление и оптимальную депрессию на каждый пласт, исключение нежелательного сме-шения жидкостей, возможность продолжения работы в слу-чае отказа одного из насосов, исключение остановки скважин для исследования отдельных пластов, снижение воздействия на окружающую среду и полное соответствие законодательным требованиям.

Основное требование к разрешению эксплуатации несколь-ких пластов в одной скважине определено Постановлением федерального горного и промышленного надзора России от 06.06.2003 года № 71 «Об утверждении „Правил охраны недр“». Постановление гласит следующее: «Одновременно раздельная эксплуатация нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной допускается при наличии сменного внутрискважин-ного оборудования, обеспечивающего возможность реализа-ции раздельного учета добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно и проведения безопас-ного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов». В целом, такие требования применимы к 33 месторождениям ТНК-ВР и существует потенциал ускорения добычи более чем в 800 млн барр. нефти с потенциальным количеством скважин более 4 тыс.

Существует диапазон технологий ОРЭ и мониторинга, кото-рые могут применяться для обеспечения требований законода-тельства с определенной степенью точности. Выбор правильной технологии является критичным для получения максимальной пользы от инвестиций. Технологии ОРЭ, используемые в РФ, могут быть разделены на следующие категории:

1. Однолифтовые системы (системы мониторинга без раз-деления пластов (1.1); системы мониторинга / управления с раз-делением пластов и одним способом механизированной добычи (1.2); системы мониторинга / управления с разделением пластов и двумя способами механизированной добычи (1.3)).

DUAL COMPLETION

Eduard Muslimov, Head of Well Operation Optimization Section, TNK-BP Pavel Zhelonin, Director, Oil Production Department, TNK-Uvat

Эдуард Муслимов, начальник отделаоптимизации эксплуатации скважин, TНK-BP

Павел Желонин, директор департамента добычи нефти, TНK-Уват

TNK-BP Posts Another Industry FirstRussia’s third-largest oil producer pioneers ESP-ESP dual completion at Ust-Tegusskoye field

ТНК-ВР покоряет новый рубеж Третий по величине производитель нефти в России впервые в стране реализует проект одновременно-раздельной эксплуатации скважин ЭЦН-ЭЦН на Усть-Тегусском месторождении

51

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН


2. Двухлифтовые системы – 100% независимые системы ОРЭ (параллельный дизайн (2.1); концентрический дизайн (2.2)).

Технологии в категории 1 имеют ряд недостатков, основны-ми из которых являются взаимовлияние пластов, смешение добы-ваемых флюидов, сложные процедуры для исследований каждого пласта, отложенная добыча и менее точный учет продукции. Технологии в категории 2 являются идеальными для ОРЭ и обес-печивают независимую добычу из каждого пласта. В то же время, они ассоциируются с технической сложностью и стоимостью, что требует целевого применения и надежности. Опция 2.1 (с двумя УШГН) успешно применяется несколько лет на месторождениях ОАО «Татнефть». Однако операционные условия ТНК-ВР очень сильно отличаются (98% скважин добывают механизированным способом, 90% из них работают с УЭЦН на глубинах более 2 тыс. м). Эти условия побудили экспертов ТНК-ВР протестировать аль-тернативную технологию УЭЦН-УЭЦН с концентрической конс-трукцией (опция 2.2) впервые в России.

Целями проекта были:

выбрать оптимальный дизайн компоновки ОРЭ ЭЦН-ЭЦН для данных геологических условий;

оценить жизнеспособность выбранных опций ОРЭ и опреде-лить области для улучшений в дизайне и исполнении;

произвести испытания технологии в добыче и определить следующие действия для тиражирования.

Планирование и исполнение проектаДля решения этой задачи привлекались ведущие подряд-

чики по технологиям. На основе анализа дизайнов решили пробурить две наклонно-направленных скважины с эксплу-атационной колонной 9 5/8 дюйма на Усть-Тегусском мес-торождении ТНК-Уват в Западной Сибири. Baker Hughes и Schlumberger были выбраны генеральными подрядчиками для дизайна ОРЭ и поставки оборудования. Каждому подряд-чику предоставили одну скважину для демонстрации своей технологии. Компания Cameron обеспечила поставку специ-ализированного оборудования колонной обвязки и фонтан-ной арматуры. Основными трудностями были техническая сложность, большое количество специализированного обо-рудования и многофункциональная суть проекта, охваты-вающего области геологии, разработки, бурения, добычи и науки. Объем работ требовал управление различными специ-ализированными подрядчиками, мобилизацию специального подъемника на 100 т, интенсивное привлечение западной экс-пертизы. Месторождение доступно для наземного транспорта только в зимний период, поэтому логистика и качество серви-сов приобретали особую важность, исключая любые ошибки.

Дизайн и подготовительные работы начались в I кварта-ле 2009 года, местоположение скважин выбирали на основа-нии гидродинамических моделей ТННЦ, были подготовлены проекты бурения и заканчивания, оборудование закуплено и поставлено. См. рис. 1 с принципиальной схемой дизайна компоновки ОРЭ. Скважины пробурили во II квартале 2010 года. Исполнение первой скважины ОРЭ с Baker Hughes было выполнено в июне 2010 года, и скважина запущена в добычу в июле 2010 года.

Результаты и извлеченные урокиПилотный проект (с дизайном и оборудованием Baker

Hughes) был успешно закончен без инцидентов по качеству

●

●

●

deferred production and lower accuracy of production allocation. Technologies in category 2 are ideal dual technologies, which allow independent production from each reservoir. At the same time they are associated with technical complexity and cost, which demands fit for purpose application and reliability. The option 2.1 (with two sucker rod pumps) had been successfully applied for several years in the fields of Tatneft. However, opera-tional conditions of TNK-BP are very different (98 percent of wells are on artificial lift and 90 percent of them are produced with ESPs at depth below 2,000 meters). These conditions had steered TNK-BP experts to test the alternative technology with dual concentric ESP-ESP design (option 2.2) for the first time in Russia.

The project objectives included:

to select the optimal design of ESP-ESP dual completion for given geological conditions;

to evaluate viability of the selected dual completion option and identify areas for improvement in design and execution phases;

to perform production testing of technology and outlines the further action plan to move to scale up.

Project Planning and ExecutionTechnology leading contractors had been challenged with

this task. Based on the designs review it had been decided to drill two special wells with 9 5/8-inch production casing in Ust-Tegusskoye green field of TNK-Uvat in Western Siberia. Baker

●

●

●

Fig. 1. Generic schematic of dual completion design. Рис. 1. Принципиальная схема дизайна компоновки ОРЭ.

●

●

52


DUAL COMPLETION

Oil&GasEURASIA

Hughes and Schlumberger had been selected as lead contractors for dual completions design and equipment. Each contractor had been assigned one well to demonstrate their technology. Specialized wellhead equipment had been provided by Cameron. The biggest challenge was technical complexity, numerous items of specialized equipment and multidisciplinary nature of the project involving geology, reservoir, drilling, workover, production domains and sci-ence. The scope of work required management of various special-ized contractors, mobilization of a special 100-ton workover rig, extensive use of Western expertise. The field is accessible by road only in the winter period, which makes logistics and high service quality extremely important with no room for mistakes.

The design and preparation works had started in the first quarter of 2009, well locations had been selected based on hydro-dynamic models performed by Tyumen Oil Scientific Center (TNNC), well construction and completions basis of designs had been developed, equipment purchased and delivered (see Fig. 1 for generic schematic of dual completion design). Wells had been drilled in the second quarter of 2010. The execution of the first dual completion with Baker Hughes had been performed in June and put in production a month later.

Results and Lessons LearnedThe pilot project had been successfully completed without

any service quality or HSE accidents. Initial production was as follows: lower layer (J4) Q fluid = 806 BFPD, Qoil – 782 BOPD, water cut – 3 percent; upper layer (J2) Q fluid = 151 BFPD, Qoil – 142 BOPD, water cut – 6 percent. The well is stably producing at present.

Post job economic evaluation of first pilot well shows that the dual option NPV is similar to the option with drilling two standard wells (casing size 6 5/8 inches or 7 inches) in this particular case. Within the scale up phase it is expected that the value from dual completion will be much higher in comparison with additional drilling grid. This will be achieved with progression on the learning curve, higher scope of work to obtain per job cost reduction, using the standard for TNK-BP production casing sizes, reduced geologi-cal uncertainty (in the first pilot well additional sidetrack had to be drilled), reduction in equipment costs by elimination of unneeded technical complexity where possible. Additional value will be gained with accelerated production and reduced ecological footprint.

Implementation phase had demonstrated that the value of project management should not be underestimated when dealing with technically complex projects involving many contractors. There should be contingency plan to account for the geological uncertainty to be able to have the most optimum pumping equip-ment for the actual inflow. The learning curve should be continued with contractors as well as TNK-BP functions to build the local expertise in Russia. The second completion in 9 5/8-inch produc-tion casing (with Schlumberger design) will be performed in the first quarter of 2011 after fracturing of reservoirs to test the tech-nology in more hostile operating environment for ESPs. Further work will be focused on cost efficiency and adapting the technol-ogy to the standard production casing sizes in TNK-BP (casing size 6 5/8 inches or 7 inches) to maximize the project value. Dual concentric ESP pilot tests in 7-inch production casing with Western and Russian contractors are additionally planned. Consideration in design should be given to possible complications related to scale and produced solids.

TNK-BP team jointly with contractors had demonstrated high level of professionalism and validated the technology in remote Western Siberian conditions. Once the technology is fully tested and optimum cost / benefit solution is found, it will be scaled up in other TNK-BP fields.

услуг и ОТ и ТБ. Начальная добыча была следующей: нижний пласт (Ю4) Q жидкости = 806 барр./сут, Q нефти – 782 барр./сут, обводне-ние – 3%; верхний пласт (Ю2) Q жидкости = 151 барр./сут, Q нефти – 142 барр./сут, обводнение – 6%. Скважина стабильно добывает в настоящее время.

Оценка экономики после работы показывает, что NPV опции ОРЭ сравнимо с опцией бурения двух стандартных скважин (экс-плуатационные колонны 6 5/8 дюймов или 7 дюймов) для этого конкретного случая. Ожидается, что на стадии промышленного внедрения эффект от ОРЭ будет значительно выше, чем от допол-нительной буровой сетки. Он будет достигнут посредством развития кривой обучения, расширения масштабов работ путем снижения их стоимости с использованием стандартных для ТНК-ВР размеров эксплуатационных колонн, снижения геологической неопределен-ности (на первой пилотной скважине было необходимо пробурить дополнительный боковой ствол), снижения стоимости оборудова-ния исключением ненужной технической сложности в случаях, когда это возможно. Дополнительным преимуществом станет увеличение темпов добычи и уменьшение негативного влияния на окружающую среду.

Стадия выполнения про-демонстрировала, что цен-ность управления проектом не должна недооцениваться, когда ведется работа над сложны-ми проектами, включающим много подрядчиков. Должен существовать план реагирова-ния на геологическую неопре-деленность для возможности подбора наиболее оптималь-ного насосного оборудования для данных условий. Кривая обучения должна быть продол-жена с подрядчиками, также как и с функциями ТНК-ВР для создания местной эксперти-зы в России. Вторая система заканчивания в эксплуатаци-онной колонне 9 5/8 дюймов (конструкция Schlumberger)

будет произведена в I квартале 2011 года после ГРП пластов для тес-тирования технологии в более жестких операционных условиях для ЭЦН. Дальнейшая работа будет фокусироваться на эффективности затрат и адаптации технологии для стандартных эксплуатационных колонн в ТНК-ВР (6 5/8 дюймов или 7 дюймов) для максимизации ценности проекта. В дальнейшем запланировано тестирование кон-центрических технологий ОРЭ западных и российских подрядчиков в колонне 7 дюймов. Необходимо получить рекомендации по конс-трукции на случай возможных сложностей связанных с солевыми отложениями и мехпримесями.

Команда ТНК-ВР, совместно с подрячиками, продемонстри-ровала высокий уровень профессионализма и подтвердила рабо-тоспособность данной технологии в удаленных условиях Западной Сибири. Когда технологию полностью оттестируют и будет найдено оптимальное соотношение затрат / преимуществ, она будет внед-ряться и на других месторождениях ТНК-ВР. Достигнутые результаты открывают новые возможности в плане оптимизации системы раз-работки путем конструкции меньшего количества скважин и, таким образом, снижения капитальных и эксплуатационных затрат за счет сравнительно меньшего объема бурения и скважинных сервисов. В долгосрочной перспективе для бизнеса предложенная технология также имеет преимущества, так как обеспечивает возможность опти-мальной разработки многопластовых месторождений.

Dual completions technology was tested in remote Western Siberian conditions.

Технология ОРЭ была испытана в условиях Западной Сибири

●

●

54 Oil&GasEURASIA

Nanotechnologies and nano-applications have become a favorite topic in both the Russian media and at science conferences of late. Growing atten-

tion to processes that take place inside the space of one-billionth of a meter is not merely the new fashion – the fascination stems from ongoing scientific development combined with correct understanding of the problem, says Aleksandr Khavkin, co-director of the Oil and Gas Nanotechnology bureau section and member of the board of the Russian Nanotechnology Society (NOR).

For ordinary Russians, the word “nanotech” is most often associated with RUSNANO, the state-owned Russian Nanotechnology Corporation. In Khavkin’s opinion, despite the fact that RUSNANO was established due to the need for a deeper understanding of technology in every industry, the corporation, regrettably, has no influence over implementing these processes itself. “Perhaps RUSNANO should not support innovations fresh out of the lab, but in projects where only 10-15 percent remains to achieve commercial usage, support is needed,” the scientist says. Khavkin believes that RUSNANO employees should be specialists capable of evaluating the potential of a given technology: “This is not a bank, it is a science-and-technol-ogy structure. Of course there must be some guarantee of fitness for commercial usage, but some leeway for scientific development must remain as well.”

Circular Firing SquadMeanwhile, at the 2nd Nanotechnology Conference

organized in October by NOR, EAGE, the Russian

Нанотехнологии и их применение в промышлен-ности стали в последнее время излюбленной темой обсуждения в российских СМИ и на научных конфе-

ренциях. Возросший интерес к процессам, протекающим в масштабе миллиардной части метра, – следствие не столь-ко моды, сколько объективного развития науки и его соче-тания с достижением должного уровня понимания пробле-мы, считает сопредседатель бюро секции «Нанотехнологии для НГК», член правления Нанотехнологического обще-ства России (НОР) Александр Хавкин. С необходимостью углубления в технологический процесс во всех отраслях связано, по мнению Хавкина, и создание государственной «Российской корпорации нанотехнологий» (РОСНАНО), с которой в стране чаще всего ассоциируется термин «нанотехнологии», но сам этот процесс, как считает уче-ный, к сожалению, корпорация не определяет. «Возможно, РОСНАНО и не должно поддерживать новации, которые только вышли из лаборатории, но в случаях, когда хотя бы 10-15% осталось доработать наукой перед промышлен-ным применением, поддержка необходима», – говорит он. Хавкин считает, что сотрудники РОСНАНО должны быть специалистами, которые в состоянии оценить потенциал технологии: «Это же не банк, а научно-технологическая структура. Конечно, должна быть гарантия промышленной применимости, но и некоторый процент на развитие науки должен тоже оставаться».

Лебедь, рак и щукаПока же на II-й конференции по нанотехнологиям,

организованной в октябре НОР, EAGE, Парламентским

NOR Prepares Beachhead for Russian Technology Breakthrough

НОР готовит плацдарм для технологического прорыва России

NANOTECHNOLOGIES

Elena Zhuk Елена Жук

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: W

WW

.FU

CH

S-F

OT

O.D

E

55

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

НАНОТЕХНОЛОГИИ


центром ФС РФ «Наукоемкие тех-нологии, интел-лектуальная собс-твенность», Фондом содействия эконо-мическому развитию им. Н.К. Байбакова и Центром между-народной торговли, российские ученые часто сетовали на нехватку средств и обсуждали, как создать условия для того, чтобы госу-дарство и компании инвестировали в раз-витие науки.

«Если государс-тво стало выделять на разработки деньги, сопоставимые с зару-бежными тратами, то средств на созда-ние промышленных предприятий, кото-рые готовы приме-нять нанотехнологии в своей деятельности, у государства практи-

чески нет, а крупные отечественные инвесторы не спешат вкладывать деньги в высокотехнологичное производс-тво», – отмечает эксперт Государственной Думы Владимир Бабкин.

По мнению вице-президента НОР, замдиректо-ра Института прикладной математики им. М.В. Келдыша Георгия Малинецкого, мир готовится к технологическо-му скачку, при этом предполагается, что нанотехнологии станут локомотивной отраслью нового технологического уклада наряду с биотехнологиями, робототехникой, высо-кими гуманитарными технологиями, новой медициной и новым природопользованием. И именно сейчас решается, какие отрасли, страны, регионы, корпорации станут веду-щими и ведомыми на этом витке.

«То, что здесь (на конференции) обсуждается, должно быть поддержано и внедрено как можно скорее. Когда гово-рят: „Наша компания имеет 200% прибыли, зачем ей ваша наука?“ – становится понятно, что что-то неправильно в этой стране. Наши проблемы связаны с тем, что надо прой-ти тот же путь, что и остальные страны, для создания чисто-го, прозрачного бизнеса, организации реальной конкурен-ции, не связанной с „откатами“, и, в любом случае, сделать акцент на развитие технологий в нефтегазовой сфере, где

Federal Assembly Parliamentary Center “High technology and Intellectual Property”, the Baibakov Fund for Promoting Economic Development and the International Trade Center, Russian sci-entists frequently lamented the lack of resources in the field while discussing how best to create the con-ditions necessary for both the state and companies to invest in nanotech.

“While the state has indeed started allocating funds for projects comparable to investments abroad, it still lacks the funds required to set up industrial enterprises prepared to apply nan-otechnology. And large domestic investors are in no rush to invest in high-tech production,” the State Duma expert Vladimir Babkin noted.

In the opinion of Georgiy Malinetskiy, NOR Vice-President and deputy director of the Keldysh Institute of Applied Mathematics, the world is bracing up for a techno-logical breakthrough, and the nanotech industry is poised to become the locomotive of the new technological order, along with biotechnology, robotics, high-tech humanities, new medicine, and new environmental management. And now is precisely the time to decide which industries, coun-tries, regions and corporations will be “driving” this leap and which will be “driven passed”.

“The things being discussed here (at the conference) should be supported and implemented as soon as possible. When someone says: ‘Our company has profits of 200 per-cent, why do we need your science?’ – it becomes clear that something is wrong in this country. Our problems mean that we have to travel the same road other countries have already travelled in creating clean, transparent business, organizing real competition not linked to ‘kickbacks’ and focusing on the development of oil and gas technologies where we came to a standstill and were even thrown back-wards,” Malinetskiy says.

UNESCO general director Irina Bokova awards Aleksandr Khavkin, co-director of the Oil and Gas Nanotechnology Bureau section and member of the board of the Russian Nanotechnology Society (NOR) UNESCO prize for nanoscience and nanotechnologies development.

Генеральный директор ЮНЕСКО Ирина Бокова вручает награду ЮНЕСКО «За вклад в развитие нанонауки и нанотехнологий» Александру Хавкину, сопредседателю бюро секции «Нанотехнологии для нефтегазового комплекса» и члену Центрального правления Нанотехнологического общества России (НОР).

●

●

56


NANOTECHNOLOGIES

Oil&GasEURASIA

мы оказались остановленными и отброшенными назад», – говорит Малинецкий.

«Моя позиция, – комментирует Хавкин, – состоит в том, чтобы не рассматривать проекты разработки мес-торождений с нефтеотдачей менее 40%, и тогда у компа-ний появится стимул применять технологии повышения нефтеотдачи пласта, государство, как собственник недр, должно выставить свои критерии». В Норвегии, к примеру, нефтеотдача по шельфовым проектам составляет 60%.

Изменяя существующие представленияКак отметил ученый, уже сделано научное обоснова-

ние, выполнены пробные лабораторные и опытно-про-мышленные работы для того, чтобы обеспечить КИН для запасов нефти в низкопроницаемых и глиносодержащих коллекторах на уровне 0,4-0,45, и эти исследования необ-ходимо активизировать с целью создания промышленной технологии. Кроме того, требуются активные исследования по созданию рентабельных технологий извлечения нефти из наноколлекторов, имеющих размеры пор менее 100 нм, – открытые российские запасы тяжелых углеводородов в них составляют десятки миллиардов тонн. «Нужно свои представления сделать адекватными размерам коллекто-ров, а не подстраивать коллекторы под свои представле-ния», – говорит Хавкин.

Среди других возможностей, которые открывают нано-технологии в нефтегазовой отрасли – решение проблемы обводненности, актуальной для российских месторожде-ний. Эффект от применения технологии стабилизации пен наноразмерными частичками выражается в регулиро-вании профиля приемистости, снижении обводненности продукции на 10-20%.

Новый подход может не только повлиять на развитие технологий добычи, но и способствовать созданию новых направлений. Российские ученые установили, что тех-нологии регулирования условий образования и распада молекул газогидрата по своему механизму являются нано-технологиями. Поскольку применение нанотехнологий

“My position,” Khavkin said, “is to ditch field projects with less than 40 percent oil production rate; then com-panies will have an incentive to use enhanced oil recovery technologies; the state, as the owner of mineral resources, should set its own criteria.” In Norway, for example, the oil production rate for offshore projects is 60 percent.

Changing PerceptionsKhavkin noted that there is already a feasibility study

complete with lab tests and pilot runs to ensure an oil recovery factor for low-permeability and clay-bearing oil reservoirs at 0.4-0.45; he said these studies should be inten-sified in order to create commercial technology. He added that in-depth research is required to establish cost-effective technologies to extract oil from nano-collectors (pore sizes less than 100 nm) which hold billions of tons of the heavy hydrocarbons discovered in Russia. “We need to transform our perceptions about the size of the collectors rather than trying to adjust the collectors to our perceptions,” Khavkin says.

Nanotech opens up an array of other possibilities for the oil industry, including solutions for the problem of water cut inherent at Russian oil fields. The impact of using foam nano-stabilization technology is manifest by the regulation of the injection profile and reducing the water cut by 10-20 percent.

The new approach is likely to influence further devel-opment of production technologies, also contributing to forming new segments within the industry. Russian scien-tists have found that the technologies for controlling the life cycle of gas hydrate molecules are, in essence, nanotech. Nanotech applications can reduce the energy required to transfer the gas into hydrate form; this consequently opens up new prospects for the consumption of associated gas and low-pressure gas, as well as for trading natural gas hydrate (gas hydrate is cheaper to ship than LNG). Norwegian sci-entists have already created similar technologies for gas to gas hydrate conversion which ensure pipeless transporta-tion of the product and its storage in over-ground storage facilities at normal pressure.

Fig.1. Changes of hydrogeological characteristics of gas well bottomhole zone after injection of foam systems, stabilized with nanoparticles.

Рис. 1. Изменение гидрогеологических характеристик призабойной зоны газовой скважины после закачки стабилизированных наночастичками пенных систем.

●

●

Направления развития нефтегазовых нанотехнологий:

Увеличение КИН;

Снижение обводненности добываемой нефти;

Воздействие на глинистую составляющую пород;

Регулирование смачиваемости пород;

Воздействие на наноколлекторы;

Снижение энергозатрат на закачку, подъем и подготовку нефти;

Разработка месторождений газогидратов;

Утилизация и торговля газа в газогидратном состоянии;

Утилизация низконапорного газа;

Стабилизация неустойчивых коллекторов;

Большерасходные нанофильтры;

Применение нанокомпозиционных материалов, включая нанобетоны;

Гидрофобные наножидкости, нанореагенты, нанопорошки;

Регулирование состояния нанокластеров тяжелых углеводородов;

Извлечение метана угольных пластов;

Увеличение глубины переработки нефти;

Экологическое улучшение работы всего нефтегазового комплекса.

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

SO

UR

CE

: N

OR

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

HO

Р

SOURCE: NOR / ИСТОЧНИК: HOР

57

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

НАНОТЕХНОЛОГИИ


способно снизить энергозатраты на перевод газа в газогид-ратную форму, открываются перспективы в области утили-зации попутного и низконапорного газа, а также торговли природным газом в газогидратном состоянии с учетом того, что перевозить гидраты в танкерах дешевле, чем СПГ. Подобные технологии преобразования газа в гидраты, обеспечивающие транспортировку без участия трубопро-водов и хранение в наземных хранилищах при нормаль-ном давлении, уже созданы норвежскими учеными.

Развитие нанотехнологий сулит выгоду не только линейного порядка, заключающуюся в прямом эффекте от применения технологии, но и связанную со сбытом наукоемких технологий. Не случайно, по словам Бабкина, в последние годы «развернулось настоящее соревнование между США, Японией, Китаем, ЕС и другими странами, учас-твующими в гонке за господство в области нанотехноло-гий». Согласно прогнозам аналитиков, в ближайшие 10-15 лет только в нефтехимической промышленности мировой годовой оборот катализаторов (наноструктрированных или полученных с помощью нанотехнологических при-емов) достигнет $100 млрд.

Наносистемы для бурения обладают памятьюЦель выхода с нанотехнологиями на внешние рынки

поставили в Государственной нефтяной компании Азербайджана (ГНКАР). Пока в России координируют уси-лия государство, компании и наука, в ГНКАР уже сумели внедрить нанотехнологии в промышленном масштабе, а также разработали программу по развитию нанотехноло-гий на период 2010–2015 годов.

«Пять лет мы занимаемся вплотную этими техно-логиями, и сейчас получи-ли экспериментальные и практические результаты», – говорит доктор техничес-ких наук, профессор, совет-ник первого вице-президен-та ГНКАР Эльдар Шахбазов. Нанотехнологии, разрабо-танные на основе носите-ля-жидкости НТ с металли-ческими наночастицами, внедрены более чем на 100 скважинах, эксплуатируе-мых глубинно-насосным и газлифтным способами. При закачке жидкости НТ в пласт в последнем возникает процесс демульсации, нефть отделяется от воды и созда-ются благоприятные усло-вия для подъема продукции по скважинам, охваченным этим пластом. Кроме того, НТ, воздействуя на пласт, улучшает проницаемость слагающих его пород в при-забойной зоне скважины и увеличивает нефтеотдачу.

В компании разработа-ны системы «НАНОНЕФТЬ», «НАНОБИТУМ» и «НАНО-ОММ», при этом исследова-ния их влияния на систему

Nanotech development promises benefits from both the direct application of new technologies and from sales. It is no mere coincidence that in recent years “a real com-petition has been unfolding between the United States, Japan, China, the EU and other countries participating in the race for nanotech supremacy,” Babkin says. In petrochemistry alone, analysts forecast global turnover of the catalytic industry (manufactured with nanostructures or nanotechnologies) will reach $100 billion within the next 10-15 years.

Memory-Enhanced

Nanosystems for

Drilling Operations

The Azerbaijan State Oil and Gas Company (SOCAR) has also set the objective of entering the global nanotech market. While in Russia the state, business and science are trying to coordinate their efforts, SOCAR has already introduced com-mercial-scale nanotech and developed a Program for the Development of Nanotechnology from 2010 to 2015.

“We have been closely engaged with these tech-nologies for five years and

Directions for Nanotechnologies Development:

Oil recovery enhancement;

Water flooding decrease in oil production;

Rock clay bond treatment;

Rock wettability regulation;

Nanoreservoir enhancement;

Energy consumption decrease on oil injection, lift to the surface and

treatment;

Gas hydrates field development;

Gas in gashydrate state utilization and trading;

Low pressure gas utilization;

Non-steady reservoirs stabilization;

High flow nanofilters;

Nanocomposites implementation, including nanoconcrete;

Hydrophobic nanoliquids, nanoreagents, nanopowders;

Regulation of nanoclusters condition of heavy hydrocarbons;

Coalbed methane extraction;

Oil conversion index increase;

Environmental improvement of operations in oil and gas sector.

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

SOURCE: NOR / ИСТОЧНИК: HOР

58


NANOTECHNOLOGIES

Oil&GasEURASIA

now have experimental and practical results,” Professor Eldar Shakhbazov, Doctor of Engineering and adviser to the first vice-president of SOCAR said. Nanotechnology based on carrier-fluid with metal nano-particles has been implemented at over 100 wells operated by both downhole pumping and gas lift methods. Injecting the fluid into the formation results in the demulsification of the latter and separates the oil from the water creating favorable condi-tions for lifting the product through wells located on the formation. The fluid also improves the permeability of minerals near the wellbore and enhances the oil produc-tion rate.

SOCAR developed the NANONEFT, NANOBITUM and NANO-OMM systems which, studies of their influence on drilling muds showed, have synergic properties and the “super-fine size” effect. For the first time in drilling, it was discovered that these nanosystems have mnemonic properties. Using the NANONEFT, NANOBITUM and NANO-OMM systems ensured higher speeds of mechani-cal drilling and provided energy saving of up to 30-35 percent.

“Applying nanotech in the pipeline industry reduces the loping rate, lowering the pressure on certain units. Also, to some extent nanites have lubricating properties,” Professor Shakhbazov says. According to him, the multipli-er effect of using technologies reaches 1:25 in production and 1:10 in drilling.

Russian Scientists Monitor Latest TrendsMany of the Russian-led research projects discussed at

the conference are unique and innovative; the main chal-lenge is implementing them, Shakhbazov says.

And there are successful cases of cooperation between companies and Russian science. For example, Schlumberger commissioned research from the Oil and Gas Center at Lomonosov’s Moscow State University on developing “smart polymers”, which could be used in hydraulic frac-turing to guide the movement of substances in wells and for membranes in modern fuel cells.

Khavkin believes that Russian scientists have a sound base for developing nanotechnology for formation stimula-tion, anti-corrosion coatings, cutting point hardening and for hydrophobic process fluids with stabilization particles. The large number of Russian scientific projects forced the organizers of international SPE conference to invite NOR experts to the venue in Egypt where the world’s best nano-technologists forecast next five, 10 and 20 years for the industry last summer. “Nanotechnology isn’t a new branch of the global economy, it is rather the means to modernize many other branches,” a representative of the U.S.-based analytical center Lux Research noted at the SPE conference. It is quite possible that nanotechnologies for reducing the weight of rigs, creating new catalysts for refining, reducing the costs of drilling by spraying nanites onto the drilling bit or using carbon nanotubes in drilling and for many other applications discussed at the conference will soon become a reality in Russia.

бурового раствора выявили свойства синергизма и эффек-та «сверхмалых величин». Впервые в практике бурения было выявлено свойство обладания наносистемы памятью. Внедрение систем «НАНОНЕФТЬ», «НАНОБИТУМ» и «НАНО-ОММ» позволило обеспечить увеличение механической скорости бурения и экономию энергии в размере до 30-35%.

«При применении нанотехнологий в трубопроводных системах, уменьшается пульсация и снижается давление на некоторые узлы», – поясняет профессор Шахбазов. – Кроме того, наночастицы в некоторой степени обладают смазы-вающими свойствами». По его словам, мультипликативный эффект от применения технологий в добыче составил 1:25, в бурении – 1:10.

Российские ученые держат руку на пульсе

новых тенденций

По оценке Шахбазова, многие разработки российских ученых, о которых шла речь на конференции, являются уникальными и передовыми, основные сложности связаны с их внедрением.

Впрочем, примеры успешного сотрудничества рос-сийской науки с компаниями есть. Например, Schlumberger заказала нефтегазовому центру МГУ им. М.В. Ломоносова исследования на разработку «умных полимеров», которые могут применяться при гидроразрыве пласта, для создания систем направленного транспорта веществ в скважине и в мембранах для современных топливных элементов.

Хавкин считает, что у российских ученых есть непло-хая база для развития нанотехнологий с целью воздействия на пласт, а также в применении материалов для антикор-розионных покрытий и упрочнения режущих концов, для гидрофобных технологических жидкостей со стабилизи-рующими частичками. Высокий уровень разработок рос-сийских ученых явился поводом для приглашения специ-алистов НОР на конференцию SPE по нанотехнологиям, которая состоялась летом в Египте, где лучшие мировые нанотехнологи делали прогнозы развития на пять, 10 и 20 лет. «Нанотехнологии – это не новая отрасль мировой эко-номики, а средство для модернизации множества других ее отраслей», – отметил на конференции SPE представи-тель аналитического центра США Lux Research. Возможно, использование нанотехнологий для снижения веса нефтя-ных платформ, создания новых катализаторов при перера-ботке нефти, уменьшения себестоимости бурения за счет напыления на долото, создания углеродных нанотрубок для бурения и для многих других направлений, о которых докладывали на мероприятии, скоро станет реальностью и в России.

The exhibition of Russian achievements in nanotechnology at Shanghai Tech Expo 2010 generated high interest among visitors.

Экспозиция российских достижений в области нанотехнологии в рамках Шанхайской технологической выставки вызвала подлинный интерес среди посетителей форума.

●

●

60 Oil&GasEURASIA

Shale gas is a name for methane contained in highly сlayish layers: aleurites, argillites and shales. Such deposits have long been known to exist. In 1981, just

as the United States approved the Windfall Profit Tax Act, limited gas influx was received from the thick aleurite layer on the Barnett Shale field in Texas. But then, at gas prices of $56-70 per 1,000 cubic meters (Fig. 1), low debit rates ensured production was unprofitable.

Shale gas deposits occupy large areas but are at extremely low permeability – thousands times lower than in conventional gas deposits. For this reason, shale deposits are classified as unconventional reserves, just as the case with coalbed methane and tight gas sandstone. In our view, the correct term would be hard-to-recover gas resources.

Specialists often operate on a different concept which leads to great differences in their estimation of resources and reserves of shale gas. Total possible resources of our

Сланцевым газом называют метан, содержащийся в сильно глинизированных плотных породах: алев-ритах, аргиллитах и сланцах. Существование таких

залежей известно давно. В 1981 году, после принятия в США закона о льготном налогообложении неожиданных доходов (Windfall Profit Tax Act), на месторождении Barnett Shale в Техасе из мощного пласта алевритов получены при-токи газа. Но тогда, при ценах на газ $56-70 за 1 000 м³ (рис. 1), из-за малых дебитов скважин его добыча была глубоко убыточна.

Месторождения сланцевого газа занимают большие площади, но отличаются крайне низкой проницаемос-тью, которая в тысячи раз меньше, чем у обычных газовых пластов. Поэтому их вместе с залежами угольного метана и газа плотных песчаников относят к «нетрадиционным» ресурсам. На наш взгляд, правильнее называть их «трудно-извлекаемые ресурсы газа».

Специалисты сильно расходятся в оценке ресур-сов и запасов сланцевого газа, поскольку часто опе-рируют разными понятия-ми. Потенциально возмож-ные ресурсы (total possible resources) планеты оценивают примерно в 200 трлн м³. Чтобы их разведать, потребуется 30-50 лет, полученная при этом цифра геологических запасов, вероятно, будет в 1,5-3 раза меньше. Однако, труднее всего определить, какую часть из них можно отнести к доказан-ным запасам, пригодным для промышленной разработки.

SHALE GAS

Andrei Korzhubaev, Alexander Khurshudov Андрей Коржубаев, Александр Хуршудов

Shale Gas: Great Expectations, Modest PlansСланцевый газ: большие надежды и скромные планы

Fig. 1 Gas prices and gas production in the U.S., 1970–2010.

Рис. 1. Цены на газ и добыча газа в США в 1970–2010 годы.

●

●

61

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ


Authors’ Bio | Об авторах

В мире практически нет опыта разработки месторож-дений сланцевого газа. В 2008 году U.S. EIA оценило его доказанные запасы на территории США в 866,3 млрд м³, но затем объявило, что методика подсчета является несовер-шенной. На наш взгляд, тому есть две главные причины. Первая состоит в том, что, поскольку сланцевый газ не под-стилается водой и не ограничивается сверху покрышкой, традиционные методы подсчета запасов здесь невозмож-ны. Для достоверной оценки нужно разбурить огромные по площади месторождения плотной сеткой разведочных скважин, однако, это нереально с точки зрения экономики. Другая причина в том, что плотность и теплотворная спо-собность сланцевого метана более чем в два раза ниже, чем у обычного газа. Простая оценка добытого объема не отра-жает его полезности, сланцевый газ следовало бы считать в тоннах, но это не принято. Поэтому ряд авторов применя-ют для этого кубические футы газового эквивалента (cfe). В декабре 2010 года U.S. EIA все же опубликовало величину доказанных запасов сланцевого газа в США на конец 2009 года в размере 1 637 млрд м³. По теплотворной способнос-ти это соответствует примерно 800 млрд м³ обычного газа.

За пределами США и Канады – в Европе, АТР, Австралии – геологоразведочные работы на сланцевый газ находят-ся в начальной стадии. Очень приблизительные оценки можно делать пока только на основе геологических ана-логий с бассейнами Северной Америки. По нашей оценке, после проведения геологоразведочных работ величина доказанных запасов сланцевого газа в мире, с учетом эко-логических, технологических и экономических ограниче-ний составит не более 12 трлн м³.

Произошедший бурный рост разработки трудноизвле-каемых запасов газа в США изначально связан с истощени-ем более богатых ресурсов. В 1990-е годы рост доказанных запасов газа остановился на уровне 4,5 трлн м³, растущее потребление компенсировалось импортом, который уве-личился в 3,7 раза. Именно в те годы стартовали проекты СПГ Royal Dutch Shell в Алжире, Нигерии, Катаре, Мексике и России. Однако в 2005 году правительство США вновь предприняло энергичные меры для стимулирования собс-твенной газовой отрасли. Были существенно сокращены налоги на добычу газа. Одновременно власти увеличили на 25% обязательные отчисления в пользу землевладельцев, и они стали охотнее заключать контракты с добывающими компаниями. Вовремя подоспели и технические новации – массовое развитие горизонтального бурения и операций многоступенчатого гидроразрыва пластов (ГРП). В резуль-тате добыча сланцевого газа за четыре года выросла с 9,8 до 54,6 млрд м³/год.

Наибольшую историю добычи сланцевого газа имеет месторождение Barnett Shale, расположенное на севере Техаса в США. Содержащие метан породы залегают здесь

planet are estimated at 200 trillion cubic meters. To explore these hydrocarbons, some 30-50 years will be required; with that, the actual digit for gas in place is likely to be 1.5-3 times below the forecast. However, the trickiest question is to determine which resources can be classified as proved reserves, that is, suitable for profitable development.

There is practically no experience globally on devel-oping shale gas deposits. In 2008, U.S. EIA estimated the country’s proven reserves at 866.3 billion cubic meters of shale gas, but then announced that the methodology of the reserves count was imperfect. In our view, that there are two main reasons for that. The first is that shale gas is not located within layers bordered by water below and some kind of cover layer above; this means that conventional reserves estimation methods are impossible. Reliable esti-mate would require dense grid-drilling over vast deposit areas, which is unrealistic from the economic perspective. The second reason is that density and thermal value of shale methane is more than twice below that of conven-tional gas. Simply estimating the amount produced does not reflect its utility value; shale gas should have been counted in tons, but this is not the custom. Some authors use cubic feet of gas equivalent (cfe). In December 2010, U.S. EIA reported that U.S. proved shale gas reserves at the end of 2009 totaled 1,637 billion cubic meters. In terms of heating value that amount approximately equals 800 billion cubic meters of conventional gas.

Outside the United States and Canada – in Europe, the Asia-Pacific region and Australia – shale gas exploration is just beginning. Very rough estimates can be made only by comparing geological similarities with North American reservoirs. We estimate that after doing all the exploration work, the value of proven global shale gas reserves (consid-ering environmental, technological and economic limita-tions) will not be higher than 12 trillion cubic meters.

The recent rapid growth of developing hard-to-recov-er U.S.-based gas reserves is initially due to the depletion of the richer deposits. In the 1990’s, the growth of proved gas reserves settled on the 4.5 trillion cubic meter mark; growing consumption was offset by 270 percent growth in imports. It was then that Royal Dutch Shell started its LNG projects in Algeria, Nigeria, Qatar, Mexico and Russia. In 2005, the U.S. government once again took strong measures to stimulate its domestic natural gas industry. Gas production taxes were drastically cut and authori-ties simultaneously increased mandatory contributions to landlords by 25 percent, prompting easier contracts with mining companies. Technical innovations such as the full-scale deployment of horizontal drilling and multi-stage hydraulic fracturing came in good time. As a result, over a four-year period shale gas production rocketed from 9.8 to 54.6 billion cubic meters a year.

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

Professor Alexander Khurshudov holds a Ph.D. in Engineering and is a correspondent member of the International Academy of Ecology and Life Protection Sciences. He is an independent expert. Александр Хуршудов – кандидат технических наук, cтарший научный сотрудник, член-корр. Международной академии наук экологии и безопасности жизнедеятельности (МАНЭБ), независимый эксперт.

62


SHALE GAS

Oil&GasEURASIA

The longest shale gas production project is the Barnett Shale deposit in northern Texas. The methane-bearing layer of this field is situated at the 450- to 2,000-meter depths and covers 13,000 square kilometers. The thickness of the layer varies from 12 to 270 meters.

The project development plan envisioned reaching a planned production level of 36.5 billion cubic meters a year by drilling over 20,000 wells on a grid with one well per 64 hectares of land. These indicators have not been achieved. In 2006, 6,080 wells produced 20 billion cubic meters of gas; in late 2008, the number of wells almost doubled to 11,800 without significant impact on 2009–2010 produc-tion.

Gas production technology is based around drilling wells with horizontal sections of up to 1,200 meters and multi-stage hydrofracturing. As the influx depletes, the hydrofracturing process is repeated many times. The first fracing operations required about 1,000 tons of water and 100 tons of sand. Now horizontal wells costing $2.6-3 mil-lion each require about 4,000 tons of water and 200 tons of sand for each operation. On average, three operations are performed on each well every year.

Chesapeake Energy, a major project operator, has repeatedly announced launching new wells, with the out-put of 350,000 cubic meters per day during the first month. However, this production rate decreases rapidly and must be supported by new hydrofracturing operations. In this case, the average yield of wells at the field is only 6,260 cubic meters per day, i.e. 56 times below the initial flow rate.

Chesapeake Energy has been busy buying up mineral rights from landowners and in 2009 owned the licenses to an immense area of 13,600 square kilometers. About 21,250 wells are required to obtain all the gas from such area. But the growth of gas supplies to the U.S. Market reinforced by the economic crisis crashed domestic prices. In 2009, producer prices fell over 50 percent to $137 per 1,000 cubic meters, making further production unprofitable. To pay off debts of $12.3 billion, the company is trying to sell some licenses and is diversifying its business and entering alli-ances. And yet according to 2009 results, depreciation and asset disposal turned $7.7 billion annual revenue into a $9.3 billion loss. The company’s share of gas production at the Barnett Shale project fell from 12.4 billion cubic meters in 2005 to 6.5 billion cubic meters. XTO Energy, another shale gas producer, after studying the environment chose to merge with Exxon Mobil.

The largest U.S. gas project, Marcellus Shale is still in its infancy. This huge layer which varies in thickness from 8 to 80 meters stretches from New York to Tennessee. It has

на глубинах от 450 до 2 000 м на площади 13 тыс. км². Мощность пласта изменяется от 12 до 270 м.

Планом разработки месторождения предусматрива-лось выйти на проектный уровень добычи в 36,5 млрд м³/год, для этого надо было пробурить более 20 тыс. скважин по сетке 64 га/скв. Эти показатели не достигнуты. В 2006 году добыча газа из 6 080 скважин составила 20 млрд м³, в конце 2008 года количество скважин выросло до 11,8 тыс., но добыча в 2009–2010 годах существенно не увеличилась.

Технология добычи газа заключается в бурении скважин с горизонтальным участком ствола длиной до 1 200 м и многосту-пенчатым ГРП. По мере истощения притока ГРП неоднократно повторяется. Для первых операций ГРП требовалось порядка 1 000 т воды и 100 т песка. В настоящее время в горизонтальных скважинах стоимостью $2,6-3 млн для одной операции ГРП тре-буется порядка 4 000 т воды и 200 т песка. В среднем, в течение года на каждой скважине проводится три ГРП.

Компания Chesapeake Energy, крупный оператор место-рождения, неоднократно объявляла о вводе в эксплуатацию новых скважин с дебитом 350 тыс. м³/сут в течение первого месяца. Но этот дебит быстро снижается, его приходится поддерживать новыми операциями ГРП. При этом среднесу-

точный дебит скважин на месторождении составляет всего лишь 6,26 тыс. м³/сут, т.е. в 56 раз меньше начального.

Активно скупая минеральные права у землевладель-цев, Chesapeake Energy в 2009 году владела лицензиями на огромной площади в 13,6 тыс. км². Чтобы добыть весь газ с такой площади, нужно пробурить 21 250 скважин. Но рост поставок газа на рынок США, усиленный экономическим кризисом, обрушил внутренние цены. В 2009 году цены производителей снизились в 2,14 раза до $137 за 1 000 м³, что сделало дальнейшую добычу нерентабельной. Чтобы рассчитаться с долгами ($12,3 млрд), компания пытается продать часть лицензий, диверсифицировать свой бизнес, вступает в альянсы. Тем не менее, по итогам 2009 года, при общей годовой выручке $7,7 млрд, за счет обесценивания и списания активов она понесла убытки в размере $9,3 млрд. Ее доля добычи газа на месторождении Barnett Shale снизилась с 12,4 млрд м³ в 2005 году до 6,5 млрд м³. Другой производитель сланцевого газа – XTO Energy, предпочел в этих условиях влиться в корпорацию Exxon Mobil.

Крупнейший американский газовый проект Marcellus Shale находится в начальной стадии развития. Огромный пласт мощностью от 8 до 80 м протянулся от штата Нью-Йорк до штата Теннесси. Общая площадь его 140 тыс. км², глубина залегания 700-3 000 м. По различным оценкам, геологические запасы газа могут находиться в пределах 4,5-15,2 трлн м³, что соответствует газонасыщенности пород 0,32-1,0%. Коэффициент извлечения газа принят равным

Region | Регион 2010 2015 2020 2025 2030

North America | Северная Америка 54 56 92 130 148

Europe | Европа 0 0 9 15 18

APR | АТР 0 0,5 13 15 16

Total shale gas Всего сланцевый газ

54 56,5 114 160 182

Total global gas production Всего добыча газа в мире

3180 3598 4131 4859 5660

Shale gas share, percent Доля сланцевого газа, %

1,7 1,57 2,76 3,29 3,22

63

№12 /1 Декабрь 2010 / Январь 2011

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ


0,1. Для освоения месторождения потребуется пробурить от 100 до 220 тыс. скважин стоимостью $3-4 млн каждая. Таким образом, минимальный объем капитальных вложе-ний только в бурение скважин должен составить $300 млрд или $197 на 1 000 м³ добычи газа.

Огромные вложения нужны потому, что сланцевый газ является сильно рассеянным полезным ископаемым. Средняя плотность извлекаемых запасов Marcellus Shale составляет 3,5-10 млн м³ на 1 км². Обычная газовая скважи-на такой объем добывает за месяц, а хорошая – за неделю. И обе добросовестно работают не менее 15 лет.

Сказанное означает, что реализация проекта Marcellus Shale в полном объеме сейчас абсолютно нереальна; добы-ча будет вестись на участках с большой мощностью пласта, а остальное оставят до лучших времен. При операционных затратах на добычу сланцевого газа $80-150 и амортизации $100-200 на 1 000 м³ полномасштабная реализация проек-тов может быть обеспечена только при уровне цен реализа-ции потребителю не менее $350-500/1 000 м³.

Тем не менее, раздутая прессой эйфория вокруг «про-гнозируемых» запасов вызвала огромный интерес к раз-ведке сланцевого газа во всем мире. В Канаде в стадии реализации находятся проекты Horn River и Montney, перс-пективные территории выявлены в Британской Колумбии, Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке; ресурсы оцени-ваются в пределах от 2,4 до 28 трлн м³. В Китае сланцевые поля разделены на четыре крупные провинции с суммар-ными возможными ресурсами 21-45 трлн м³.

Перспективы имеются в Балтийском бассейне в Польше, в Парижском бассейне во Франции, в бассейне Cooper в Австралии. Распространение глинистых сланцев

a total area of 140,000 square kilometers and a layer depth of 700-3,000 meters. Various estimates pin geological gas reserves between 4.5-15.2 trillion cubic meters, which corresponds to gas concentration of 0.32-1.0 percent in the layer. The gas recovery factor is presumed to be 0.1. To develop this deposit, companies must drill from 100,000 to 220,000 wells costing $3-4 million each. This puts the capital investment in well-drilling above $300 billion, or at $197 per 1,000 cubic meters.

Huge investments are needed because the shale gas is a highly dispersed natural resource. The average density of recoverable reserves at Marcellus Shale is 3.5-10 million cubic meters per square kilometer. An ordinary gas well produces this volume for the month, a highly productive one – within a week. And both wells remain operational for at least 15 years.

This means that full implementation of Marcellus Shale project is absolutely unreal for now; production will involve high yield plots, the rest will stay dormant waiting for better times. With operating costs on shale gas produc-tion at $80-150 and amortization costs of $100-200 per 1,000 cubic meters, full-scale implementation projects requires commercial prices of at least $350-500 per 1,000 cubic meters.

Nevertheless, the hyped media talk on the “projected” reserves sparked tremendous global interest to shale gas exploration. In Canada, the Horn River and Montney projects are in their development stages and promising areas have been identified in British Columbia, Alberta, Saskatchewan, Ontario, Quebec; resource estimates range from 2.4 to 28 trillion cubic meters. In China, shale fields

64


SHALE GAS

Oil&GasEURASIA

are divided into four major provinces with total potential resources of 21-45 trillion cubic meters.

Prospective areas include the Baltic basin in Poland, in the Paris basin in France, in the Cooper Basin in Australia. Shale rock deposits have been discovered in North Africa (Algeria, Morocco), South America (Colombia, Venezuela), Russia.

In 2010, nine shale gas exploration projects were launched in Europe (five of those in Poland). There, explo-ration well drilling costs $20 million. The first gas was received from a depth of 1,620 meters in Markowola-1 well. Considering that information does not specify the yield rate, the inflow was remissive. Michal Szubski, president of Poland’s state-owned PGNiG, said that the first exploration results were “not very good” though he still believes in the prospects for shale gas.

Conditions for shale gas production in Europe are very different from conditions in America. There are no low-pressure gas networks for seamless delivery of gas to the end consumer. In Europe shale layers are located deeper and population density is higher, resulting in higher rental and land restoration costs. Meanwhile, no other oil and gas production technology impacts nature as much as shale gas production. Suffice it to say that to produce one ton of shale gas, a producer needs to inject at least 100 kilograms of sand and 2 tons of water.

But the main setback for large-scale deployment of shale gas wells is their short lifespan. Shale gas production rate depletes within 5-10 years; to maintain the gas produc-tion level a company is forced to continuously drill new wells linking them with gas pipelines. This is unlikely to please the residents of Austria or France, who enjoy consid-erable revenue from tourism.

Four exploration projects have been launched in China. However, CNPC is not that excited: it plans to edge up to 0.5 bcm per year by 2015, boosting production rate to 15 billion cubic meters per year by 2020 and to 30 billion cubic meters per year in the long run. These estimates are based on ultimate geological and technological limits, with no consideration given to environmental, economic or social factors. In our view, shale gas production in China in 2020 will not top the 5-7 billion cubic meter mark.

The table above shows our shale gas production fore-cast (bcme) for the next 20 years, with due consideration of all discussed conditions.

Spiraling growth in U.S. shale gas production in the beginning of the millennium is largely due to shortage of high profitable reserves, business activity, governmental policies and high gas prices. Sizeable money was invested in shale gas production at the time when annual average com-mercial price was exceeding $400 per 1,000 cubic meters.

However, huge capital intensity of the gas industry makes it sensitive to price fluctuations and means that price regulator is required. In many countries regula-tory watchdogs are the state-owned gas companies; in the United States and possibly in Europe this function could be taken by transnational giants. With assets across the globe, large transnationals have an adequate safety margin to cut down production of difficult reserves, forcing gas prices to an acceptable level. We expect this process to take two to three years; shale gas production is set to expand once gas wellhead prices increase to $250-300 per 1,000 cubic meters. However, this expansion is likely to be a gradual, rather than quick, process.

известно в Северной Африке (Алжир, Марокко), Южной Америке (Колумбия, Венесуэла), России.

В 2010 году в Европе стартовало девять проектов раз-ведки на сланцевый газ, из которых пять реализуются в Польше. Бурение разведочной скважины там обходится в $20 млн. Первый газ с глубины 1 620 м получен в скважи-не Марковоля-1. Судя по тому, что в сообщениях не ука-зан дебит, приток был затухающий. Президент польской государственной компании PGNiG Михал Шубски считает первые результаты разведки «не очень хорошими», но по-прежнему верит в перспективы сланцевого газа.

Условия для добычи сланцевого газа в Европе сильно отличаются от американских. Здесь нет развитых газовых сетей низкого давления, которые легко доставят газ пот-ребителю. Сланцевые породы залегают в Европе глубже, плотность населения там выше, результате чего возрас-тают затраты на аренду и рекультивацию земель. Между тем, в нефтегазовой отрасли нет примеров столь мощного воздействия на недра, как при добыче сланцевого газа. Достаточно отметить, что для добычи 1 т этого газа нужно закачать в пласт не менее 100 кг песка и 2 т воды.

Но главным препятствием для масштабной разработки сланцевого газа является недолговечность скважин. Через 5-10 лет притоки сланцевого газа истощаются, и, чтобы поддерживать уровень газоснабжения, придется постоян-но бурить новые, строить к ним газопроводы. Вряд ли это обрадует жителей Австрии или Франции, которые имеют немалые доходы от туризма.

Четыре проекта разведки начаты в Китае. Однако компания CNPC не торопится бить в литавры: к 2015 году она планирует выйти на годовой уровень добычи 0,5 млрд м³, к 2020 году намерена увеличить ее до 15 млрд м³, далее она допускает возможность роста до 30 млрд м³ в год. Эти оценки основаны на предельных геологических и технологических возможностях, без учета экологичес-ких, экономических и социальных факторов. На наш взгляд, добыча сланцевого газа в КНР в 2020 году не пре-высит 5-7 млрд м³.

Выше, в таблице, мы приводим свой прогноз добы-чи сланцевого газа (в млрд м³ газового эквивалента) на ближайшее 20-летие, учитывающий все описанные выше обстоятельства.

Интенсивный рост добычи сланцевого газа в начале 2000-х годов в США является следствием дефицита более выгодных запасов, предпринимательской активности, целенаправленных действий властей и высоких цен на газ. Значительные инвестиции в его добычу были сделаны в условиях, когда коммерческие цены газа в США находились на исторических максимумах, превышая в среднегодовом исчислении $400 за 1 000 м³.

Однако газовый бизнес, в силу своей огромной фон-доемкости, болезненно реагирует на резкие колебания цен и нуждается в их регулировании. Во многих странах мира функцию регулирования осуществляют государственные газовые компании, а в США и, отчасти, в Европе эту роль, вероятно, возьмут на себя крупные транснациональные корпорации. Располагая активами по всему миру, крупные корпорации имеют достаточный запас прочности, чтобы сократить добычу трудноизвлекаемых запасов и вернуть на приемлемый уровень газовые цены. Мы ожидаем, что этот процесс займет два-три года; после повышения цен производителей до $250-300 за 1 000 м³ добыча сланцевого газа начнет постепенно возрастать, но уже не бурными, а медленными темпами.