Oil&Gas Eurasia #1 2017

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

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

#1 

2017 

Electrifying 

the World with 

Green Energy 

Экологичная 

электрификация 

всего мира 

p. / стр. 20 

p. / стр. 30 

Tech Trends p. / стр. 8 

Новые технологии 

The latest cutting-edge tech solutions 

Передовые разработки и решения 

для отрасли 

Oil Spill Response (OSR) Technology and 

Developments in the Arctic Offshore 

Технологии и разработки ЛАРН на 

арктическом шельфе

ОТ ИЗДАТЕЛЯ 

Here we go again! Welcome 

to Neftegaz 2017 

И вот опять! Добро 

пожаловать на 

«Нефтегаз-2017»! 

Pat Davis Szymczak 

Пэт Дэвис Шимчак 

Welcome to Neftegaz 2017 and the Russian National 

Oil&Gas Forum. 

So why would “Oil&Gas Eurasia” have a wind farm on its 

cover? Why not? Oil and gas, which are commonly referred to 

as “fossil fuels,” are processed and refined into value-added 

products that make electricity to power industrial plants and 

generate electricity to light cities and power just about everything 

we use in modern life. 

And we won’t have enough fossil fuels to accommodate 

the 55 percent growth in world energy demand over the next 

quarter century. Besides, even if we did, we’d probably choke 

on the pollution that would be generated if we used fossil fuel 

to support all that growth. 

But as our editor, Elena Zhuk quotes LUKOIL in our 

Neftegaz cover story: “Oil and renewables are not antagonists, 

since there is limited room for competition between oil and 

renewables.” 

Kazakhstan is already making inroads into the development 

of renewable energy. At the “Future Energy“ Forum 

in Astana last autumn, the country’s energy minister said 

Kazakhstan spoke of the following targets: renewables to 

account for 3 percent of the country’s energy mix by 2020 and 

50 percent renewable sources by 2050. 

Keep in mind that Kazakhstan is an oil and gas producing 

nation and that 80 percent of the country’s electricity is 

generated from coal. This, according to published sources, has 

lead to a 40 percent increase in Kazakhstan’s greenhouse gas 

emissions since 2006. 

You would think that given oil prices as low as they are, 

the government in Astana would continue to rely on fossil 

fuels. No, instead it plans to commission 23 solar, 20 wind and 

10 biomass power projects by 2020 to reach that 3 percent 

target mentioned. Currently, Kazakhstan has an installed 

renewable energy capacity of 252 MW from 48 projects based 

on wind, biomass, hydro, and solar power projects. Solar is of 

particular interest given the topography of the country: desert 

and steppe. 

So what about Russia? Certainly, investing in renewable 

energy is considered a total waste of time, right? Well, not 

exactly. As OGE’s Elena Zhuk points out in our cover story, 

Russia already prides itself on a more or less civilized energy 

balance by today’s standards. For example, coal accounts for 

15 percent of Russian energy production compared to 72 percent 

in China and 40 percent in the U.S. and Germany. Russian 

Energy Minister Alexander Novak quoted such figures at a 

recent conference. 

About 18 percent of Russian electrical energy is hydro 

electric and nuclear accounts for nearly 17 percent. Those two 

Добро пожаловать на «Нефтегаз-2017» и Российский национальный 

нефтегазовый форум. 

Зачем на обложку «Нефть и Газ Евразии» поместили ветроэлектростанцию? 

А почему нет? Нефть и газ, которые принято 

называть «ископаемыми видами топлива», перерабатываются 

в продукты с добавленной стоимостью, которые служат для 

выработки электричества для электроснабжения промышленных 

предприятий, освещения городов и обеспечения энергией 

почти всего, что мы используем в современной жизни. 

А нам явно не хватит ископаемого топлива для удовлетворения 

55-процентного роста мирового спроса на энергию 

в течение следующей четверти века. Кроме того, даже если бы 

мы это сделали, то, вероятно, задохнулись от загрязнения, произошедшего 

в случае использования ископаемого топлива для 

поддержки такого роста. 

Но, как поясняет наш редактор Елена Жук со ссылкой на 

ЛУКОЙЛ, «Нефть и возобновляемые источники энергии не 

являются антагонистами, поскольку существует ограниченное 

пространство для конкуренции между нефтью и возобновляемыми 

источниками энергии». 

Успехи в освоении возобновляемых источников энергии 

делает Казахстан. Прошлой осенью министр энергетики страны 

на форуме «Энергия будущего» в Астане выделил задачи, 

поставленные перед Казахстаном: возобновляемые источники 

энергии должны составлять 3 процента энергетического 

баланса страны к 2020 году и 50 процентов к 2050 году. 

Имейте в виду, что Казахстан является нефтегазодобывающей 

страной и 80% электроэнергии страны производится 

из угля. Согласно открытым источникам, это привело к 

40-процентному увеличению выбросов парниковых газов в 

Казахстане в сравнении с 2006 годом. 

Можно подумать, что, учитывая низкие цены на нефть, 

правительство Астаны по-прежнему будет полагаться на ископаемое 

топливо. Нет, вместо этого оно планирует ввести к 2020 

году 23 солнечных, 20 ветровых энергетических проектов 

и 10 энергетических проектов на биомассе для достижения 

упомянутого целевого показателя в 3 процента. В настоящее 

время Казахстан имеет установленную мощность по возобновляемым 

источникам энергии в объеме 252 МВт в 48 проектах 

в области ветровой, гидро- и солнечной энергетики, а 

также проектов на основе биомассы. Особый интерес с учетом 

топографии страны (пустыни и степи) представляет энергия 

солнца. 

Так что насчет России? Конечно, инвестиции в возобновляемые 

источники энергии считаются пустой тратой времени, 

верно? Не совсем. Как отмечается в статье Елены Жук, 

Россия уже сегодня гордится более или менее цивилизованным 

по сегодняшним стандартам энергетическим балансом. 

Например, на уголь приходится 15 процентов российского 

производства энергии по сравнению с 72 процентами в Китае 

и 40 процентами в США и Германии. Такие цифры привел 

министр энергетики России Александр Новак на недавней 

конференции. 

Около 18% российской электрической энергии приходится 

на долю гидроэнергетики и атомной энергетики 

– почти 17%. Эти две цифры в совокупности превышают 

30-процентную цель по безуглеродным источникам, стоящую 

перед Европой. Но Россия все еще движется вперед с 

солнечными электростанциями и ветряными электростанциями. 

Солнечная энергия идеально подходит для энергообеспечения 

удаленных объектов, компрессоров и другого 

Нефтьи ГазЕВРАЗИЯ 

1

PUBLISHER’S LETTER 

#1 2017 

figures together exceed the 30 percent carbon-free target set 

for Europe. But Russia is still moving forward with solar power 

stations and wind power plants. Solar power is ideal for solving 

remote energy needs — powering compressors and other 

equipment used on long haul pipelines. And as for wind, Russia 

shares the same steppe topography as Kazakhstan. Russia’s 

development moving forward — particularly in the Far East 

— will increasingly be in areas not connected to traditional 

power grids. Alternatives will be needed. 

Now having said all that — Neftegaz is an oil and gas 

event, and exhibitors and delegates are all in the fossil fuel 

business. Don’t worry. Fossil fuel isn’t going anywhere. When 

we speak about alternative energy we are speaking about how 

the world hopes to deal with significant increases in demand, 

particularly in areas where the economy is developing rapidly. 

With regard to fossil fuel, it is simply a question of oil 

prices and what might happen when. The current downturn 

has forced companies to reassess their cost structure, become 

more efficient and seek out alternative ways of doing things. 

That isn’t bad. It means that companies will emerge from the 

current crisis stronger than they were when oil prices were 

above $100 a barrel. 

Cash flow rather than long-term investment efficiency 

is dictating equipment purchases in many cases. If the cheapest 

of the cheap drilling rig will last for five years, why invest 

money now on a quality rig that will last 20 years but cost 

much more up front? 

Sanctions have of course been a factor, particularly financial 

sanctions that have limited some company’s access to foreign 

capital. Unfortunately for private business, hope is fading 

that sanctions might be eased anytime soon. I would rather 

not comment on politics. I might get sick and not recover in 

time to visit the exhibition in two weeks. 

May I just say that the media hysteria right now is embarrassing; 

particularly for a media person like myself who was 

trained to report facts and information. What is happening 

now, reminds me of the Joseph McCarthy era of the 1950s. It is 

simply hysteria and if you say something long enough and loud 

enough, people start to believe things that might be somewhat 

true, but not entirely true. 

I, for one, am very glad that my cable television provider 

has Sony Sci-Fi and other fantasy escape programs on offer 

these days. Last night I watched (for the third time) the Mars 

program on National Geographic. It’s great. I switched it on 

after I listened to CNN for about 3 and a half minutes. That was 

all I could take — yes, 3 and a half minutes. 

The National Geographic series on Mars presents a fictional 

but plausible mission to Mars in 2033. Scientists speak 

about how such a Mars mission might actually be accomplished 

by an international consortium of nations working 

together (really?) with the single goal of advancing mankind 

(seriously?) And the scientific explanation of things is interspersed 

with a fictional drama of the actual expedition – composed 

of Americans, Russian, Europeans and Africans. (One 

American is ethnic Chinese.) 

Yes I can think of a whole list of people — mostly politicians 

— I’d like to send to Mars. That would really advance 

mankind! However, those I have in mind will be out of office 

and well into retirement by 2033. So we’re stuck with the current 

situation. 

Maybe we’ll all be in a better place when NefteGaz 2018 

comes around. Let’s see what happens next! 

оборудования, используемого на магистральных трубопроводах. 

А что касается ветра, то в России есть такие же степи, 

как и в Казахстане. Дальнейшее развитие России, особенно 

на Дальнем Востоке, будет все чаще происходить в районах, 

не связанных с традиционными электрическими сетями. 

Необходимы альтернативы. 

Вернемся к тому, что выставка «Нефтегаз» является нефтегазовым 

событием, а экспоненты и делегаты ведут бизнес в 

области ископаемого топлива. Не волнуйтесь. Ископаемое 

топливо никуда не денется. Когда мы говорим об альтернативной 

энергии, речь идет о том, как мир предполагает справиться 

со значительным увеличением спроса, особенно в регионах 

с быстроразвивающейся экономикой. 

Что касается ископаемого топлива, это разговор о ценах 

на нефть и о том, что и когда может произойти. Нынешний 

спад заставил компании пересмотреть свою структуру затрат, 

стать более эффективными и искать альтернативные способы 

ведения дел. Это неплохо. Это означает, что компании выйдут 

из нынешнего кризиса сильнее, чем когда цены на нефть были 

выше 100 долларов за баррель. 

Денежный поток, а не эффективность долгосрочных 

инвестиций, во многих случаях диктует закупки оборудования. 

Если самая дешевая буровая установка прослужит пять 

лет, зачем сейчас вкладывать деньги в качественную установку, 

которая прослужит 20 лет, но стоит намного дороже? 

Конечно, санкции, особенно финансовые, являются 

одним из факторов, ограничивающих доступ некоторых компаний 

к иностранному капиталу. К сожалению, для частного 

бизнеса угасает надежда, что санкции могут быть смягчены в 

ближайшее время. Лучше не буду комментировать политику. Я 

могу заболеть и не поправиться, чтобы посетить выставку 

через две недели. 

Я могла бы просто сказать, что истерия прессы сейчас 

попросту сбивает с толку; особенно такого представителя 

прессы, как я, который был обучен сообщать факты и информацию. 

То, что происходит сейчас, напоминает мне времена 

Джозефа Маккарти 1950-х годов. Это просто истерия, и если вы 

говорите что-то достаточно долго и достаточно громко, люди 

начинают верить вещам, которые могут быть в чем-то правдой, 

но правдой не в полной мере. 

Я, например, очень рада, что мой провайдер кабельного 

телевидения предлагает сегодня Sony Sci-Fi и другие каналы 

фантастики. Вчера вечером я смотрела (в третий раз) сериал 

«Марс» на National Geographic. Здорово! Я включила его после 

того, как послушала CNN около 3-х с половиной минут. Да, 3 с 

половиной минуты – это все, что я смогла получить. 

Сериал National Geographic «Марс» представляет собой 

вымышленную, но правдоподобную миссию на Марсе в 2033 

году. Ученые говорят о том, как эта миссия на Марсе может быть 

фактически выполнена международным консорциумом наций, 

работающих вместе (на самом деле?) с единственной целью 

продвижения человечества (серьезно?) Научное объяснение 

перемежается с выдуманной драмой фактически существующей 

экспедиции, в составе которой американцы, русские, европейцы 

и африканцы. (Один из американцев – этнический китаец.) 

Да, я могу придумать целый список людей, в основном 

политиков, которых хотела бы отправить на Марс. Это действительно 

продвинет человечество! Тем не менее, те, кого я 

имею в виду, к 2033 году будут лишены должностей и уйдут на 

пенсию. Таким образом, мы застряли в сложившейся ситуации. 

Возможно, к «Нефтегазу-2018» жизнь наладится. Давайте 

посмотрим, что будет дальше! 

2 

Oil&GasEURASIA

Adler 

Anapa VOLGA-URALS 

Astrakhan Volgograd Veliky Novgorod Kaliningrad 

TIMAN-PECHORA Novorossiysk Orenburg Tyumen 

Nadym Kogalym Perm Kazan WEST SIBERIA Samara 

Saratov Komi Chelyabinsk Ufa Omsk EAST SIBERIA 

Ekaterinburg Tomsk Barnaul SAKHALIN Vladivostok 

Magadan Novy Urengoy Arkhangelsk Volgograd 

TATARSTAN Vologda Noyabrsk 

Murmansk St. Petersburg 

oilandgaseurasia.com

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ 

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ 

Here we go again! Welcome to Neftegaz 2017 

И вот опять! Добро пожаловать на «Нефтегаз-2017»! 

1 

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 

8 

RENEWABLE ENERGY | ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ 

Electrifying the World with Green Energy 

Экологичная электрификация всего мира 

20 

Almost 100 years ago, the head of the young Soviet state relied on electrification 

of the country for national economic recovery and development. 

Today, many forecasts also suggest that the future of world energy is electricity 

that should be produced from environmentally friendly sources. 

Почти 100 лет назад руководитель молодого советского государства 

делал ставку на электрификацию страны в качестве важнейшего 

фактора развития экономики. Сегодня многие прогнозы также говорят 

о том, что будущее мировой энергетики – за электричеством, причем 

вырабатываемым из экологически чистых источников. 

PHOTO / ФОТО: DONG ENERGY 

OSR | ЛАРН 

Oil Spill Response (OSR) Technology 

and Developments in the Arctic Offshore 

Технологии и разработки ЛАРН 

на арктическом шельфе 

POWER SUPPLY | ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ 

Siemens Will Ensure Interruptible 

Power Supply in Yamal-LNG Project 

«Сименс» обеспечит бесперебойное снабжение 

электричеством «Ямал-СПГ» 

30 

42 

4 


CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ 


PIPE INDUSTRY | ТРУБНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ 

FRTP Sums Up 

2016 Russian Pipe Industry Results 

ФРТП подводит итоги 

работы российской трубной промышленности в 2016 году 

REGIONS | РЕГИОНЫ 

Timano-Pechorskaya Gasovaya Kompaniya: 

Summary and Future Plans 

«Тимано-Печорская Газовая Компания»: 

подведение итогов и планы на будущее 

46 

50 

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ 

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка 

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка 

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

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 

Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 

PUBLISHER & EDITORIAL DIRECTOR 

EDITOR-IN-CHIEF 

Pat Davis Szymczak 

p.szymczak@eurasiapress.com 

TECHNOLOGY EDITOR 

Elena Zhuk 

edit@eurasiapress.com 

ИЗДАТЕЛЬ, РЕДАКЦИОННЫЙ ДИРЕКТОР, 

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР 

Пэт Дэ вис Шим чак 

p.szymczak@eurasiapress.com 

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / 

ТЕХНОЛОГИИ 

Елена Жук 

edit@eurasiapress.com 

U.S. OFFICE 

houston@eurasiapress.com 

Oil&Gas Eurasia Houston 

Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., 

Suite 1400, Houston, TX 77056 

Tel.: +1 832 369 7516 

Fax: +1 281 657 3301 

Call Toll Free from 

within the U.S.: +1 866 544 3640 

GLOBAL SALES MANAGER 

Eric Freer 

eric@freerpub.com 

ITALY SALES 

Ediconsult 

Anna De Bortoli 

milano@ediconsult.com 

Tel.: +39 02 477 100 36 

Fax: +39 02 477 113 60 

CHINA SALES 

Beijing Oriental Foreland 

Consultants Co.,Ltd. 

chemtech2007@163.com 

Tel.: +86 10 84823421 

Fax: +86 10 84846103 

CONSULTING EDITOR 

Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex 

COVER PHOTO 

DONG ENERGY 

CIRCULATION AND 

SUBSCRIPTIONS 

pr@eurasiapress.com 

ADVERTISING SALES / RUSSIA 

Marina Alyoshina 

m.alyoshina@eurasiapress.com 

www.oilandgaseurasia.com 

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ 

Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex 

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ 

DONG ENERGY 

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА 

pr@eurasiapress.com 

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ 

Марина Алешина 

m.alyoshina@eurasiapress.com 

e-mail: info@eurasiapress.com 

is a Member of 

MOSCOW ADDRESS 

125009 Moscow, Russia, P.O. box 119 

Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by OOO 

Eurasia Media Consult and is registered with the Ministry 

of Press and Mass Media of the Russian Federation; 

Certificate #77-16277. 

OGE monthly is available by subscription and is distributed 

at industry events worldwide. Subscriptions available 

through catalogues: supplement #2 to the Rospechat 

catalog for newspapers and magazines (entry #45834), 

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

Rospechat NTI 

(entry #66790). 

ISSN 1812-2086 

Press Run: 3,000 

© 2017, OOO Eurasia Media Consult 

All Rights Reserved. 

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС 

125009, Россия, Москва, А/Я 119 

Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 

Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве 

OOO Евразия Медиа Консалт и зарегистрирован Министерством 

РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых 

коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал 

распространяется по подписке, а также на конференциях и 

крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. 

Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 

к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), 

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

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

Ти раж: 3 000 экз. 

ISSN 1812-2086 

© 2017, OOO Евразия Медиа Консалт 

Все права защищены. 

66 


Кажущийся правильным выбор измерения 

расхода может оказаться неверным, когда 

дело касается факельного газа. 

Поскольку факельный газ может быть низкого давления 

и низкого расхода, термодифференциальный массовый 

расходомер ТА2 производства компании Magnetrol 

- единственный прибор, способный предоставить 

Вам точную информацию о газовых сбросах при 

минимальных экономических затратах. 

Для более подробной информации пройдите по ссылке: 

flow.magnetrol.com 

+7-812.320.70.87

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 


Emerson Expands Reservoir 

Modeling Capabilities to Maximize 

Recovery 

Emerson Automation Solutions has launched the 

Roxar API (Application Programming Interface), its 

extensibility solution for reservoir modeling and, in particular, 

for its industry leading software Roxar RMS. The 

Roxar API helps operators customize their workflows 

to achieve specific goals; improves data management 

capabilities with greater interoperability and flexibility; 

preserves vital reservoir information across multiplestage 

workflows; and enables users to analyze and visualize 

their models in different and innovative ways for 

improved reservoir interpretation and increased recovery. 

Using Python – a powerful but simple to use programming 

language – the Roxar API enables operators 

to integrate their own Intellectual Property into reservoir 

modeling workflows. In addition, applications 

can be written or extended to access RMS project data. 

This increased interoperability facilitates communi- 

● Roxar API enables users to tackle unique and specific challenges, 

immediately deploy the solutions needed and create lasting 

competitive advantage. 

● Roxar API позволяет пользователям решать уникальные и 

специфические проблемы, быстро применять необходимые 

решения и создавать устойчивые конкурентные преимущества. 

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON 

Emerson расширяет возможности 

пластового моделирования для 

повышения нефтеотдачи 

Emerson Automation Solutions выпустила Roxar API 

(интерфейс прикладного программирования), решение, 

расширяющее возможности моделирования пласта и, в 

частности, ключевого отраслевого программного обеспечения 

компании Roxar RMS . Roxar API помогает операторам 

настраивать рабочие процессы для достижения 

конкретных целей; улучшает возможности управления 

данными с большей функциональной совместимостью 

и гибкостью; сохраняет важную информацию о коллекторе 

в многоступенчатых рабочих процессах; позволяет 

пользователям анализировать и визуализировать модели 

различным и инновационным способом для улучшения 

интерпретации коллектора и повышения нефтеотдачи. 

С использованием Python, мощного, но при этом 

простого в использовании, языка программирования, 

Roxar API позволяет операторам интегрировать их 

интеллектуальную собственность в рабочие процессы 

моделирования пласта. Кроме того, приложения могут 

быть написаны или расширены для доступа к данным 

проекта RMS. Эта повышенная совместимость облегчает 

коммуникацию и обмен информацией между различными 

программными пакетами, что обеспечивает 

максимальную гибкость и расширение возможностей 

операторов в области моделирования пласта. 

«Слишком часто в прошлом моделирование коллектора 

было фрагментированным процессом, с патентной 

доминантой, характеризующимся отсутствием гибкости 

и функциональной совместимости. Жизненно важные 

данные часто упускались из виду, если не вписывались 

в рамки существующего рабочего процесса», – отметил 

Кьетил Фагервик, вице-президент по разработке продуктов 

и маркетингу Roxar Software Solutions, Emerson 

Automation Solutions. 

«Roxar API открывает новые возможности для подземных 

рабочих процессов, что позволяет пользователям 

создавать инновационные приложения в области 

геонауки, пластовых исследований и нефтепромысловых 

технологий, добавляя конкретные цели компаний 

в создание рабочих процессов, применяя творческий 

подход к интерпретации моделей коллекторов», – добавил 

он. 

Roxar API, который является дополнением к модели 

Земли RMS, единой для рассмотрения всеми дисциплинами, 

может быть использован в открытой среде для расширения 

возможности существующего программного 

обеспечения или использоваться в среде RMS для создания 

уникальных решений. Roxar API был разработан 

8 

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com 

o 


№1 2017 

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 

cation and information exchange 

between different software packages, 

ensuring maximum flexibility 

and expanding operators’ reservoir 

modeling capabilities. 

“Too often in the past, reservoir 

modeling has been a fragmented 

and proprietary-dominated process 

with a lack of flexibility and 

interoperability. Vital data was often 

overlooked if it didn’t fit comfortably 

within the existing workflow,” 

said Kjetil Fagervik, vice president 

of product development and marketing 

of Roxar Software Solutions, 

Emerson Automation Solutions. 

He continues: “The Roxar API 

opens new possibilities for subsurface 

workflows, enabling users to 

build innovative geoscience, reservoir 

engineering and oilfield technology 

applications, adding company-specific goals to 

generic workflows, and unleashing new creativity in how 

we interpret our reservoir models.” 

The Roxar API, which is complementary to RMS’s 

shared earth model – a single model viewed by all disciplines 

– can be used in an open environment to expand 

the capabilities of existing software or used within 

the RMS environment to create unique solutions. The 

Roxar API has been designed to be accessible to novice 

programmers while simultaneously offering substantial 

power to professional software developers. The Roxar 

API can be accessed from within RMS using the Python 

Job. This allows Python scripts to be saved with projects 

and used with other jobs to create repeatable RMS workflows. 

The scripts may be shared across multiple projects 

and throughout organizations as needed. 

The Roxar API can also be used to build customized, 

standalone programs called Roxar Apps. Roxar 

Apps share project data and models with RMS and give 

extensibility to the software. An App can be developed 

and customized to achieve specific goals, with the Roxar 

API acting as a software platform on which operators 

can develop proprietary, commercial, or open solutions. 

These solutions can then be shared within the organization 

or with the wider community of Roxar API application 

users and developers. By exploring and learning 

from the Python developer community, users will be able 

to investigate different ways of visualizing and analyzing 

models and data. 

Emerson’s Roxar RMS reservoir characterization 

and modeling software includes a variety of different 

modules covering well correlation, mapping, structural 

modeling, petrophysical modeling, local model updates, 

facies modeling, fracture modeling, reservoir engineering 

and uncertainty management. The latest release, RMS 

10, comes with domain improvements and enhancements 

to the seismic to simulation workflow; new decision-support 

tools for improved reservoir management; 

and increased user performance and productivity. Roxar 

seismic to simulation software solutions help operators 

make informed decisions across the prospect lifecycle on 


доступным для начинающих программистов 

и одновременно предлагающим 

существенные возможности 

профессиональным разработчикам 

программного обеспечения. К Roxar 

API можно получить доступ в RMS 

с использованием задания Python. 

Это позволяет сохранять скрипты 

Python с проектами и использовать 

с другими заданиями для создания 

повторяемых рабочих процессов 

RMS. Скрипты в случае необходимости 

могут быть разделены между 

несколькими проектами и организациями. 

Roxar API также может быть 

использовано для создания пользовательских 

автономных программ, 

приложений Roxar Apps. Roxar Apps 

делятся данными проекта и моделей 

с RMS и обеспечивают расширяемость 

программному обеспечению. Приложения могут 

быть разработаны и настроены для достижения конкретных 

целей, при этом Roxar API выступает в качестве 

программной платформы, на которой операторы могут 

создавать собственные, коммерческие или открытые 

решения. Этими решениями затем можно поделиться 

внутри организации или с более широким сообществом 

пользователей и разработчиков приложений ROXAR API. 

Путем изучения и извлечения уроков сообщества разработчиков 

Python, пользователи будут иметь возможность 

исследовать различные способы визуализации и анализа 

моделей и данных. 

Программное обеспечение для определения характеристик 

и моделирования пласта Roxar RMS от Emerson 

включает в себя множество различных модулей, охватывающих 

корреляции скважин, картографирование, 

структурное моделирование, петрофизических моделирования, 

обновление локальных моделей, фациальное 

моделирование, моделирование трещин, исследования 

пласта и управление неопределенностью. Последний 

релиз RMS 10 отличают улучшение домена и усовершенствования 

рабочего процесса от сейсморазведки до 

моделирования; новые инструменты поддержки принятия 

решений для улучшения управления пластом; повышение 

эффективности и производительности пользователя. 

Программные решения Roxar от сейсморазведки 

до моделирования помогают операторам на всем протяжении 

исследуемого жизненного цикла принимать обоснованные 

решения о том, где бурить, какую стратегию 

добычи принять, и как максимизировать добычу нефти 

и газа из своих активов. 

Сотрудники «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» 

получили премию имени Губкина 

за запуск уникальной технологии 

увеличения добычи нефти 

Специалисты «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», которые совместно 

с представителями РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина 

и «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» запустили в Прикамье техно- 

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ruaseurasia 

9

TECH TRENDS 


where to drill, what production strategies to adopt, and 

how to maximize oil and gas recovery from their assets. 

Employees of LUKOIL-PERM 

Received Prize Under Gubkin 

Name for the Launch of Advanced 

Technology to Increase Oil 

Production 

Specialists of LUKOIL-PERM, which, jointly with 

representatives of the Russian State University of Oil and 

Gas named after I.M. Gubkin and LUKOIL-Engineering 

launched in the Kama region the technology of oil proлогию 

добычи нефти с помощью насосных установок 

с канатной штангой, получили за свою работу премию 

имени академика Губкина. 

Авторами научно-технической работы «Создание и 

внедрение технологии и оборудования для эксплуатации 

боковых стволов малого диаметра нефтяных скважин 

насосными установками с канатными штангами» 

стали семь человек, в том числе четыре представителя 

общества «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»: ведущий инженер Денис 

Красноборов, заместитель генерального директора по 

производству северной группы активов Андрей Усенков, 

первый заместитель генерального директора – главный 

инженер Игорь Мазеин и генеральный директор Олег 

Третьяков. 

Test Drilling With Russia’s First Ever 

Polycrystalline Diamond Composite 

(Pdc) Drill Bit Successfully Completed By 

Gazprom Neft 

Gazprom Neft has successfully completed pilot testing of Russia’s first 

ever domestically produced polycrystalline diamond composite (PDC) drill bit, 

during pilot drilling at its Vyngapurovskoye field, Yamalo-Nenets Autonomous 

Okrug. Polycrystalline diamond composite (PDC) drill bits is a tool for cutting 

through rock, comprising a high-tensile steel body with polycrystalline diamond 

cutters and carbide inserts, guaranteeing a significantly longer useful 

life in comparison with conventional tools. 

The tool, developed by Samara-based company VolgaBurServis, 

is designed for drilling vertical, directional and horizontal wells in soft 

strata interbedded with medium-hard rock — consistent with the construction 

of most wells in the Noyabrsk 

district of the Yamalo-Nenets 

Autonomous Okrug. 

The new equipment demonstrated 

high durability in testing, 

with the drill passing through the 

test section of the well — running 

to a length of 2,237 —without any 

damage or loss of bit inserts (cutters), 

and showing good handleability 

and a high bit-penetration 

rate. Pilot testing of PDC drilling 

with a domestically-produced PDC 

bit will continue under the more 

complex geological conditions 

of the Yarainerskoye field in the 

Purovsky district of the Yamalo- 

Nenets Autonomous Okrug in February 2017. Once testing success has been 

confirmed the equipment will be put forward for implementation in production 

activities throughout Gazprom Neft’s upstream subsidiaries. 

Sergey Arkhipov, Head of Technological Partnerships and Import 

Substitution, Gazprom Neft, commented: “Russian oil and gas equipment 

manufacturers are successfully replacing many foreign offerings with their 

own solutions. Gazprom Neft is playing an active role in this process, working 

closely with domestic companies to develop new products, offering technological 

expertise, and offering opportunities for testing prototypes at our own 

facilities. It is precisely this sort of technological partnership between producers 

and customers that is so fundamental to the successful development 

of the country’s industrial base.” 

«Газпром нефть» успешно испытала 

PDC долото с первым российским 

поликристаллическим алмазным резцом 

На Вынгапуровском месторождении «Газпром нефти» в Ямало-Ненецком 

автономном округе успешно проведены опытно-промышленные испытания 

долота PDC с первым отечественным поликристаллическим алмазным резцом. 

PDC долото (Polycrystalline Diamond Bits) – породоразрушающий инструмент с 

корпусом из особо прочной стали, армированный алмазными поликристаллическими 

резцами и твердосплавными вставками. Такая конструкция обеспечивает 

многократное увеличение срока службы PDC долот по сравнению с традиционными 

инструментами. 

Инструмент, разработанный самарской компанией «ВолгаБурСервис», 

предназначен для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных 

скважин в мягких породах с пропластками пород средней твердости. 

Это соответствует условиям строительства 

большей части скважин 

Ноябрьского региона ЯНАО. 

Испытания показали высокую 

износостойкость нового оборудования. 

Опытный участок скважины 

длиной 2237 м долото прошло без 

повреждений и потери резцов, продемонстрировав 

хорошую управляемость 

и высокую механическую 

скорость проходки. В начале февраля 

опытно-промышленные испытания 

долота PDC с отечественным 

поликристаллическим алмазным 

резцом продолжатся в условиях 

более сложной геологической 

структуры Ярайнерского месторождения 

в Пуровском районе ЯНАО. После подтверждения успешности испытаний, 

данное оборудование будет предложено для внедрения в производственную 

деятельность добывающих предприятий «Газпром нефти». 

«Российские производители нефтегазового оборудования успешно замещают 

собственными разработками многие зарубежные решения. «Газпром 

нефть» принимает активное участие в этом процессе, совместно с отечественными 

компаниями разрабатывая новые продукты, предлагая техническую экспертизу, 

предоставляя возможность испытывать опытные образцы на наших 

производственных площадках. Именно такое технологическое партнерство 

производителей и потребителей – залог успешного развития национальной 

производственной базы», – сказал начальник Департамента технологических 

партнерств и импортозамещения Сергей Архипов. 

10 


o 




duction using pumping systems with cable rod, received 

prize named after academician Gubkin. 

The authors of scientific and technical work 

«Creation and implementation of technology and equipment 

for the operation of small diameter sidetracks of 

oil wells with the use of pumping units with cable rods» 

are seven contributors, including four representatives 

of the company LUKOIL-PERM: Senior Engineer Denis 

Krasnoborov, Deputy Director General for the production 

of the northern group of assets Andrey Usenkov, 

First Deputy General Director – Chief Engineer Igor 

Mazein and CEO Oleg Tretyakov. 

«Special design cable is used as a rod string and 

allows operation of wells with small diameter sidetracks, 

when it is difficult to use conventional equipment. Using 

the technology allows to increase oil production up to 

30% on well, «said LUKOIL-PERM LLC General Director 

Oleg Tretyakov. 

The technology has been launched in June 2016 in 

the Perm region. 

Prize named after Academician I.M. Gubkin is the 

highest industry public award for the best R&D research, 

design and engineering work in oil and gas production 

and refining industry. 

The prize was established by the Central board of 

the Scientific and Technical Society of oil- and gas workers 

named after academician I.M. Gubkin and is awarded 

every two years to promote the best R&D, design and 

construction works of considerable interest for the theory 

and practice of oil and gas industry and enterprises 

construction in these sector. 

RapidStart® Initiator CT Sleeves Set 

Record for Successful Performance 

After 32 Months Down Hole 

Halliburton announced that two of 

its RapidStart® Initiator CT (casing test) sleeves opened 

after 32 months down hole. Thirty-two months is an 


SOURCE / ИСТОЧНИК: HALLIBURTON 

«Канат специальной конструкции используется 

в качестве колонны штанг и позволяет эксплуатировать 

скважины с боковыми стволами малого диаметра, 

где сложно использовать привычное оборудование. 

Использование технологии позволяет увеличивать 

добычу нефти до 30% на скважину», – отметил генеральный 

директор ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Олег Третьяков. 

Технология была запущена в июне 2016 г в Пермском 

крае. 

Премия имени академика И.М. Губкина — высшая 

отраслевая общественная награда за лучшие научноисследовательские, 

проектные и конструкторские работы 

в области нефтяной, газовой и нефтегазоперерабатывающей 

промышленности. 

Премия учреждена Центральным правлением 

Научно-технического общества нефтяников и газовиков 

им. академика И.М. Губкина и присуждается раз в два года 

с целью поощрения за лучшие научно-исследовательские, 

проектные и конструкторские работы, представляющие 

значительный интерес для теории и практики 

нефтяной и газовой промышленности и строительства 

предприятий этих отраслей. 

Рекорд успешной работы 

гидравлически активируемой муфты 

RapidStart® Initiator CT в скважине 

составил 32 месяца 

Компания Halliburton объявила об активации двух 

гидравлических муфт RapidStart® Initiator CT (casing 

test) после 32 месяцев нахождения в скважине. Таким 

образом, был установлен отраслевой рекорд успешной 

работы этих муфт. 


11

TECH TRENDS 


12 

industry record for the successful operation of a toe 

sleeve. 

Halliburton customer Murphy E&P needed to perform 

a true casing integrity test, and also wanted to 

eliminate operational inefficiencies. They deployed the 

RapidStart Initiator CT frac sleeve system as an interventionless 

means of establishing a flow path at the toe of 

the well. 

Both sleeves opened successfully after 32 months 

down hole in two separate wells of over 7,000 feet 

with static bottomhole temperatures up to 215 degrees 

Fahrenheit. The sleeves also were functional at a total 

pressure of 10,000 psi, and provided a 30-minute casing 

integrity test. 

«Typically, operators activate toe or frac sleeves 

installed in the well after four months, but in a depressed 

market, operators have waited two or three years for 

wells to be completed,» said Artie Burke, vice president 

of the Halliburton Completion Tools business line. «The 

concern with using frac sleeves in completion designs 

for drilled and uncompleted (DUC) wells was the possibility 

that the sleeves might not open successfully after 

a prolonged time down hole. The performance of our 

RapidStart Initiator CT sleeves gave this operator the 

confidence to manage the risks associated with completing 

wells after an extended timeframe.» 

Rimera Group’s Almetyevsk Plant 

Launches Mass Production Of New 

High-Speed Thyratron-Motor Pump 

Unit 

New equipment manufactured by the Alnas Plant 

has successfully worked away the whole warranty period 

at Barinovsko-Lebyazhinskoe field, Samaraneftegaz. 

The high-speed thyratron-motor pump unit has 

worked for 365 days constituting the manufacturer’s 

warranty time. Three new assemblies within the pump 

unit have been subjected to trial: A Size 3 0615-3 Series 

pump with capacity of 80 m3/day, a Size 3 thyratronmotor 

pump with capacity of 50kW and speed of 6,000 

rpm, and a Size 3 modular protector with speed of 6.000 

rpm. 

The equipment has worked in normal operation 

mode for the whole warranty period, with no loss to 

technical parameters and 

power efficiency. No deficiencies 

have been found during 

its operation, and the equipment 

keeps operating at the 

moment. 

The unit is designed 

for crude production from 

exploratory wells under 

intervention, wells with technical 

constrains and lateral 

holes. The minimum internal 

diameter of the casing string 

is 100 mm. 

The 0615ЭЦНАКИ3- 

80ИТ (0615ETSNAKIZ-80IТ) 


o 

PHOTO: RIMERA / ФОТО: РИМЕРА 

Заказчику Halliburton, компании Murphy E & P, 

было необходимо провести испытания обсадной 

колонны на герметичность с максимальной эффективностью. 

При этом использовалась система гидравлически 

активируемых муфт гидроразрыва RapidStart 

Initiator CT, установленных у башмака колонны, в 

качестве средства создания сообщения скважины с 

пластом, не требующего дополнительных СПО. 

Обе муфты успешно были открыты после 32 месяцев 

нахождения на забое двух разных скважин глубиной 

свыше 2130 метров со статическими забойными 

температурами до 102 градусов Цельсия. Муфты функционировали 

при давлении 68,9 МПа, время испытания 

обсадной колонны на герметичность составило 30 

минут. 

«Как правило, операторы активируют муфты ГРП, 

установленные в скважине, по прошествии не более 

четырех месяцев, но в некоторых случаях операторам 

приходилось отложить освоение скважин на два или 

три года, – отметил Арти Бурк, вице-президент подразделения 

Halliburton Completion Tools. – Опасения при 

использовании муфт ГРП в конструкции пробуренных 

и неосвоенных скважин были связаны с тем, что муфты 

могут не открыться после продолжительного времени 

нахождения в скважине. Высокое качество наших 

муфт RapidStart Initiator CT обеспечило оператору 

уверенность при управлении рисками, связанными с 

освоением скважин по истечении длительного периода 

времени». 

Альметьевское предприятие 

ГК «Римера» осваивает в 

серийном производстве новую 

высокооборотную насосную 

установку с вентильным двигателем 

Новое оборудование завода «Алнас» успешно отработало 

гарантийный срок на Барино-Лебяжинском 

месторождении «Самаранефтегаза». 

Наработка высокооборотной насосной установки 

с вентильным двигателем производства завода «Алнас» 

составила 365 суток, гарантированных производителем. 

В составе установки испытывались три новых узла: насос 

серии 0615 3-го габарита производительностью 80 куб. 

м/сутки, вентильный электродвигатель 3-го габарита 

мощностью 50 кВт на 

6000 об/мин и модульная 

гидрозащита 3-го 

габарита на 6000 об/ 

мин. 

Оборудование отработало 

гарантийный 

срок в штатном режиме 

с сохранением технических 

и энергетических 

параметров, замечаний 

в ходе эксплуатации не 

возникло и в настоящее 

время оно продолжает 

работать. 




compression assembly pump features improved discharge 

and power efficiency parameters. The design 

deploys single-thrust bearing pumping stages, two-piece 

assembly made of high-durability solid Ni-resist material, 

and solid impellers. 

The ВЭД50-81-6000М (VED50-81-6000M) electric 

motor has a high efficiency factor (95%) and true power 

cosine (0.91), thus cutting the unit’s overall power consumption. 

The rotor design comprises third-generation 

magnetic packs; permanent magnets are made of rare 

earth metals. 

The ГТМА3ЛДДЭ ОУ-6000 (GTMAZLDDE OU-6000) 

modular protector has three levels of protection and 

uses a reinforced thrust bearing assembly. 

“The received Certificate of 365-Day Warranty 

Operation proves the high reliability of the pump design 

that fully meets the consumer requirements for power 

efficiency and high durability. At the moment, as recommended 

by Samaraneftegaz, mass production of 

the equipment is being launched,” commented Sergey 

Sibirev, Director of Rimera Group’s R&D Center. 

Tomsk Institute of Petroleum 

Chemistry is Ready to Adapt its 

Technologies to the Arctic Conditions 

Institute of Petroleum Chemistry (IPC) of the RAS 

SB (Russian Academy of Sciences Siberian Branch) in 

Установка предназначена для добычи нефти из разведочных 

ремонтных скважин, скважин с техническими 

ограничениями и боковых стволов. Минимальный внутренний 

диаметр обсадной колонны – 100 мм. 

Насос компрессионной схемы сборки 

0615ЭЦНАКИ3-80ИТв обладает высокими напорными и 

энергетическими характеристиками. Рабочие ступени 

одноопорные двухдетальные, изготовлены из материала 

«твердый нирезист» повышенной износостойкости, 

рабочие колеса цельнолитые импеллерного типа. 

Электродвигатель ВЭД50-81-6000М имеет высокое 

значение КПД (95%) и косинуса активной мощности 

(0,91), что снижает потребление электропотребления 

установки в целом. Ротор собран с использованием 

магнитных пакетов конструкции третьего поколения, 

постоянные магниты выполнены из редкоземельных 

металлов. 

Модульная гидрозащита 3-го габарита ГТМА3ЛДДЭ 

ОУ-6000 имеет три степени защиты, в ее конструкции 

применен усиленный узел осевой опоры. 

«Полученный акт о наработке гарантийного срока 

в 365 суток подтверждает конструктивную надежность 

насоса и его соответствие требованиям наших потребителей 

по энергоэффективности и повышенной износостойкости. 

В настоящее время по рекомендации 

«Самаранефтегаза» идет освоение данного оборудования 

в серийном производстве», – комментирует директор 

Центра исследований и разработок ГК «Римера» Сергей 

Сибирев. 

 

 

 

www.yamaloilandgas.com 

events@vostockcapital.com 

+44 207 394 30 90 

+7 (499) 505 1 505 

 

 

 



13

TECH TRENDS 

Tomsk, which is engaged in the development 

of hard to recover reserves 

extraction technologies, can adapt 

them for the use in the Arctic conditions, 

the Institute press service 

reported. 

Potential reserves in the Russian 

Arctic are estimated at 100 billion toe 

(tons of oil equivalent), or 25% of the world's resources. 

By 2030, the production of hydrocarbons in the Arctic 

will increase by 2.5 times. 

«The main trends of recent years are the shift of production 

to the north and the prevalence of heavy oil in 

the reserves structure. Now 65 percent of Russian fields 

are the fields with hard to recover reserves,» said IPC 

director Lyubov Altunina. 

Enhanced recovery is one of the directions of IPC 

SB RAS activities. Institute has developed 11 industrial 

technologies for the fields in Western Siberia and Komi 

Republic, adjacent to the Arctic zone. And these methods, 

according to the head of IPC can be easily adapted 

to extreme offshore conditions. 

«Reagents for the Arctic need to work at low temperatures, 

they should be easily dissolved and pumped,” 

said Altunina. “For example, we make oil-displacing 

compositions with freezing temperatures ranging from 

-20 to -60 degrees. You can use them with the equipment 

which the oilmen already have. They are easy to prepare 

and inject. Of no less importance is the fact, that we use 

the reagents beyond the fourth class of danger, that is, 

low-hazard or safe for humans and the environment,» 

she adds. 


Томский Институт химии 

нефти готов адаптировать 

свои технологии для Арктики 

Институт химии нефти (ИХН) СО РАН 

в Томске, который занимается разработкой 

технологий добычи «трудной» нефти, 

может адаптировать их для работы в условиях 

Арктики, сообщает пресс-служба института. 

Потенциальные запасы российской Арктики оцениваются 

в 100 млрд ТНЭ (тонн в нефтяном эквиваленте), 

или 25 % мировых ресурсов. К 2030 году добычу углеводородов 

в Арктике планируется увеличить в 2,5 раза. 

«Основные тенденции последних лет — это движение 

добычи на север и превалирование в запасах высоковязкой 

нефти. Сейчас в России месторождений с трудноизвлекаемыми 

запасами уже 65 процентов», — говорит 

директор ИХН Любовь Алтунина. 

Увеличение нефтеотдачи — одно из направлений 

деятельности ИХН СО РАН. Специалисты института разработали 

11 промышленных технологий для месторождений 

Западной Сибири и Республики Коми, прилегающих 

к Арктической зоне. И эти методы, по словам 

руководителя ИХН, могут быть легко адаптированы для 

экстремальных условий шельфа. 

«Реагенты для Арктики должны работать при низких 

температурах, легко растворяться и перекачиваться, 

— отмечает Любовь Алтунина. — Мы делаем, например, 

нефтевытесняющие композиции, температура замерзания 

которых колеблется от -20 до -60 градусов. С ними 

можно работать той техникой, которая уже есть у нефтяников. 

Они просты в приготовлении и закачке. Что не 

Rospan International Conducted a Record 

Fracturing Operation Using Technology of 

Creating Highly Conductive Fractures 

Rospan International, Rosneft subsidiary, 

at the end of 2016 conducted at the East 

Urengoi license area record for gas-condensate 

field hydraulic fracturing (HF) operation 

with the use of technology creating highly 

conductive fractures. Once in 7 hours 385 

tons of proppant have been pumped in the 

reservoir, which is equivalent to 700 tons of 

proppant injected with the use of conventional 

methods. It allowed to create highly 

conducting fracture, which provided high 

well flow rate – more than 600 thousand 

cub. m / day of gas and more than 200 tons 

/ day of gas condensate. 

To set a record HF, additional pumping and capacitive equipment was 

used, a special carrier fluid was developed, retaining its properties during 

long-term pumping. This technology provides higher hydraulic fracture size 

and increases the productivity of wells at 5-7%. 

The previous record was set in the company at the beginning of 2016, 

when 300 tons of proppant was pumped into the wellbore during HF operation, 

which is equivalent to 550 tons of proppant injected with the use of 

conventional methods. 

«Роспан Интернешнл» провел 

рекордный ГРП по технологии создания 

высокопроводящих трещин 

«Роспан Интернешнл», дочернее общество НК 

«Роснефть», конце 2016 года провел на Восточно- 

Уренгойском лицензионном участке рекордную для 

газоконденсатного месторождения операцию гидроразрыва 

пласта (ГРП) по технологии создания высокопроводящих 

трещин. Единоразово в течение 7 часов 

в пласт было закачано 385 тонн проппанта, что эквивалентно 

700 тоннам проппанта, закачанного по традиционной 

технологии. Это позволило создать высокопроводящую 

трещину, которая обеспечила высокие дебиты 

скважины – более 600 тыс м3/сут газа и более 200 т/ 

сут газового конденсата. 

Для выполнения рекордного ГРП было привлечено 

дополнительное насосное и ёмкостное оборудование, 

разработана специальная рецептура жидкости-носителя, сохраняющая её 

свойства при длительной закачке. Применение данной технологии обеспечивает 

более высокие эквивалентные объемы трещины ГРП и позволяет увеличить 

продуктивность скважин на 5-7%. 

Предыдущий рекорд на предприятии был установлен в начале 2016 года, 

когда в скважину в рамках проведения ГРП было закачано 300 тонн проппанта, 

что эквивалентно 550 тоннам проппанта, закачанного по традиционной технологии. 

14 


o 




Hard to recover reserves production technologies 

developed by IPC are divided into several types. 

These are technologies using displacing compositions, 

flushing oil out of the rock, and gel-forming 

compositions, which relocate flows and increase 

formation coverage. They can be used separately or 

combined. 

«Oil reservoirs are like people, each one needs 

individualized approach”, says IPC director. “To 

increase the oil recovery factor, it is necessary to apply 

new technologies. One of them is the injection of gelforming 

composition: under the influence of temperature 

it forms a gel screen in high-permeability, 

most washed part of the formation, the water rests on 

it, its flows relocate and oil displacement starts from 

low permeable, oil-saturated part of the formation. As 

a result, oil production from the well increases, watercut 

reduces. It is also possible to pump surfactants 

in a low-permeability part, which better flush oil of 

reservoir rocks.» 

In the Arctic region it is possible, in particular, 

to implement the technology using GALKA inorganic 

gelling composition. It can be easy dissolved in any 

water, fresh or salt water, and can be delivered in the 

solid form. As a result, oil recovery increases by 5-8%, 

additional production amounts from 400 to 3000 

tons per well treatment. METKA gelling composition 

is based on a polymer, which is generally only soluble 

in cold water and does not have the hazard class. In 

LUKOIL fields 286,000 tons of oil have been additionally 

produced with the use of METKA composition. 

The solid detergent composition NINKA and integrated 

technology of injection of GALKA-C and NINKA 

compositions showed good performance. 

Technologies created in IPC SB RAS, have been 

pilot tested on Russian fields (Nizhnevartovsk, 

Langepas, Strezhevoy, Kogalym, Nyagan, Yugansk, 

Ukhta, etc.), Vietnam, China, Oman, Germany. 

Commercial production of compositions is organized 

in Russia and China. Technology is commercially used 

by oil companies LUKOIL, Rosneft and other: 200-300 

well treatments per year are produced, more than 2 

million tons of oil has been additionally produced 

over the past five years. The technology is protected 

by more than 20 patents of Russia and four other 

countries (Vietnam, China, Canada and the European 

patent). 11 license agreements have been concluded, 

including one with China. 

World’s Most Powerful Wind Turbine 

Once Again Smashes 24 Hour Power 

Generation Record as 9 MW Wind 

Turbine is Launched 

MHI Vestas Offshore Wind unveiled its uprated 8 

MW wind turbine, enabling its 8 MW platform to reach 9 

MW at specific site conditions. The company’s prototype 

at Østerild broke the energy generation record for 

a commercially available offshore wind turbine on 

Thursday 1st December, producing 216,000 kWh (actual 

figures 215,999.1 kWh) over a 24 hour period. 


менее важно, мы используем реагенты не выше четвертого 

класса опасности, то есть малоопасные или безопасные 

для человека и окружающей среды». 

Технологии добычи «трудной» нефти ИХН делятся 

на несколько типов. Это технологии с применением 

вытесняющих композиций, отмывающих нефть от 

породы, и гелеобразующих составов, которые перераспределяют 

потоки и увеличивают охват пласта. Их 

можно применять отдельно или комбинировать. 

«Нефтяные пласты — как люди, к каждому нужен 

свой подход, — говорит директор ИХН. — Чтобы увеличить 

коэффициент извлечения нефти, надо применять 

новые технологии. Одна из них — закачка 

гелеобразующего состава: под действием температуры 

он образует гелевый экран в высокопроницаемой, наиболее 

промытой части пласта, вода упирается в него, 

ее потоки перераспределяются, и начинается вытеснение 

нефти из низкопроницаемой, нефтенасышенной 

части пласта. В результате в скважине увеличивается 

добыча нефти, снижается процент воды. Можно также 

закачать в низкопроницаемую часть поверхностноактивные 

вещества, которые лучше отмывают нефть от 

породы пласта». 

В Арктическом регионе возможно, в частности, 

использовать технологию с применением неорганической 

гелеобразующей композиции ГАЛКА. Ее легко 

растворять в любой воде — пресной или соленой, а 

доставлять на место можно в твердом виде. В результате 

нефтеотдача увеличивается на 5-8 %, дополнительная 

добыча составляет от 400 до 3000 тонн на одну 

обработку скважины. Гелеобразующая композиция 

МЕТКА сделана на основе полимера, который вообще 

растворяется только в холодной воде и не имеет класса 

опасности. На месторождениях Лукойла благодаря 

применению композиции МЕТКА было дополнительно 

добыто 286 тысяч тонн нефти. Хорошую эффективность 

показывает твердая моющая композиция 

НИНКА, а также комплексная технология с закачкой 

композиций ГАЛКА-С и НИНКА. 

Технологии, созданные в ИХН СО РАН, прошли 

опытно-промышленные испытания на месторождениях 

России (Нижневартовск, Лангепас, Стрежевой, 

Когалым, Нягань, Юганск, Ухта и др.), Вьетнама, Китая, 

Омана, Германии. Организовано промышленное производство 

композиций в России и Китае. Технологии 

промышленно используются нефтяными компаниями 

ЛУКОЙЛ, Роснефть и другими: в год производится обработка 

200-300 скважин, за последние пять лет дополнительно 

добыто более 2 млн т нефти. Технологии 

защищены более чем 20 патентами России и четырьмя 

зарубежными (Вьетнам, Китай, Канада и Европейский 

патент). Заключено 11 лицензионных договоров, в том 

числе один с КНР. 

Крупнейшая в мире ветротурбина 

снова побила рекорд суточной 

генерации при увеличении мощности 

турбины до 9 МВт 

MHI Vestas Offshore Wind представила ветровую турбину 

мощностью 8 МВт с улучшенными техническими 


15

TECH TRENDS 


PHOTO / ФОТО: MHI VESTAS OFFSHORE WIND 

The new V164 can reach a rated power of 9 MW 

depending on specific site conditions. The increased 

energy production per wind turbine will add greater 

value for many projects and save on Capital Expenditure 

(CAPEX) costs as fewer machines will be needed to meet 

the park capacity. 

“We are committed to delivering turbine 

technology that is in line with the development of our 

industry, based on our 20+ years of offshore experience. 

Reliability remains a key enabler, and our approach to 

developing our existing platform supports this strategy,” 

said Torben Hvid Larsen, CTO. 

“Our prototype at Østerild sets yet another record 

for power production, producing 216,000 kWh over a 24 

hour period. We are confident that the 9 MW machine 

has now proven that it is ready for the market and we 

believe that our wind turbine will play an integral part 

in enabling the offshore industry to continue to drive 

down the cost of energy.” 

The 9 MW wind turbine is part of the product 

portfolio designed to deliver affordable offshore wind 

power. The turbine is based on the V164-8.0 MW, a 

machine already installed at the 258 MW Burbo Bank 

Extension, and which has a firm order book of over 1.6 

GW. 

Installation of the first project with the most 

powerful serially produced turbine was successfully 

completed on 14 December 2016, utilising the V164-8.0 

MW. MHI Vestas has further developed this platform in 

a continued commitment to deliver affordable offshore 

wind power. 

MHI Vestas Offshore Wind is a joint venture 

between Vestas Wind Systems A/S 50% and Mitsubishi 

Heavy Industries (MHI) 50%. The company’s sole focus is 

to design, manufacture, install and service wind turbines 

for the offshore wind industry. The company aims to 

drive down the cost of energy from offshore wind parks 

by driving capital and operating savings, and increasing 

output of wind turbines by bringing the best technology 

to the market. 

характеристиками, позволяющими 

увеличить мощность с 8 до 9 

МВт при определенных условиях 

на площадке. Прототип компании 

на Østerild побил рекорд 

выработки энергии для коммерчески 

доступной морской ветротурбины 

на 1 декабря 2016 года. 

Тогда турбина произвела 216 000 

кВт-ч (фактические данные 215 

999.1 кВт-ч) в течение 24-часового 

периода. 

Новая турбина V164 может 

достигать номинальной мощности 

9 МВт в зависимости от 

конкретных условий. Рост производства 

энергии на одну ВЭУ 

будет представлять интерес для 

многих проектов и позволит сэкономить 

на капитальных затратах 

(CAPEX), поскольку потребуется 

меньше единиц оборудования, чтобы обеспечить необходимую 

мощность парка. 

«Мы стремимся поставлять технологии турбин, 

соответствующие уровню развития нашей промышленности, 

основываясь на более чем 20-летним опыте работы 

на море. Ключевым фактором остается надежность, 

и наш подход к развитию существующей разработки 

поддерживает эту стратегию», – отметил Торбен Гвид 

Ларсен, технический директор MHI Vestas Offshore Wind. 

«Наш прототип на Østerild устанавливает еще один 

рекорд производства электроэнергии, 216 000 кВт-ч в 

течение 24-часового периода. Мы считаем, что агрегат 

мощностью 9 МВт продемонстрировал готовность для 

рынка, и что наша ветровая турбина будет играть важную 

роль в обеспечении возможности и дальше снижать 

стоимость энергии для оффшорной промышленности», 

– добавил он. 

Ветровая турбина мощностью 9 МВт входит в ассортимент 

продукции, предназначенной для обеспечения 

эффективной оффшорной ветроэнергетики. Турбина 

создана на основе V164-8.0 МВт, уже установленной 

на оффшорной электростанции Burbo Bank Extension 

мощностью 258 МВт. Портфель заказов на эти турбины 

уже превышает 1,6 ГВт. 

Установка для первого проекта с самым мощной 

турбиной серийного производства была успешно завершена 

14 декабря 2016 года, в проекте используется V164- 

8.0 МВт. MHI Vestas усовершенствовала эту платформу в 

продолжение обязательств по развитию эффективной 

оффшорной ветроэнергетики. 

MHI Vestas Offshore Wind является совместным 

предприятием Vestas Wind Systems A / S -50% и Mitsubishi 

Heavy Industries (MHI) -50%. Основной областью деятельности 

компании является проектирование, производство, 

монтаж и обслуживание ветровых турбин для 

морской ветроэнергетики. Компания стремится снизить 

стоимость энергии морских ветровых парков за счет 

сокращения капитальных и эксплуатационных затрат, а 

также увеличения производства ветровых турбин с применением 

лучших технологий на рынке. 

16 


o 




ChelPipe Group Introduces a New 

Type of Pipe for Oil and Gas Fields 

ChelPipe Group had developed a new type of pipe 

with premium, high-seal ChT-2C thread connection. 

The new product will be manufactured at the finishing 

center for oil-grade pipe production at Pervouralsk Pipe 

plant (a ChelPipe subsidiary). Supply will officially begin 

in H2 2017. 

The connection strength is designed for the pipes 

to be used in fields with complex production conditions. 

ChT-2C can withstand 

combined loads: tension, compression, 

internal and external 

pressure. 

The reliability of the new 

connection is approved by the 

VNIIGAZ (All-Union Research 

Institute of Natural Gas) 

Russian testing center, as well 

as by an accredited testing center 

in Germany in accordance 

with ISO 13679/API 5C5 procedures. 

Test results revealed 

that ChT-2C performs better in a number of indicators 

compared to its foreign and Russian analogs. 

«By launching this product on the market, ChelPipe 

group will be able to etch out its share in the segment of 

second-gen premium class connections. The development 

of new types of OCTG pipes with premium threads 

helps the company significantly increase the supply of 

high-margin products,» notes Denis Prihodko, ChelPipe 

Group Sales Director. 

ChelPipe Group has been supplying OCTG type 

pipes with premium class thread connections since 

2012. In 2016 ChelPipe Group increased the shipment 

of pipes with Premium threads by 10 %. The company 

began to design the new ChT-2C connection in 2014. 

ChelPipe Group also provides after-sales services for 

engineering and technical support of tubing and casing 

makeup. 

TMK Starts Shipments of Drill Pipe 

with New TMK UP EXD Tool Joint 

Connections 

TMK, one of the world’s leading producers of tubular 

products for the oil and gas industry, has shipped the 

first batch of drill pipe with TMK UP EXD second-gen 

double-shoulder premium tool joint connections. The 

pipe batch was shipped to Samotlorneftepromkhim. 

TMK UP EXD tool joint connection offers a number 

of benefits over the first- gen double-shoulder connections. 

In particular, the updated design of tool joints has 

provided for improved drilling hydraulics, TMK UP EXD 

tool joints are capable of withstanding higher torque 

loads as compared with TMK UP TDS joints (ca. 20% 

improvement in performance). The modified profile of 

Группа ЧТПЗ выводит на рынок новый 

вид труб для нефтяных и газовых 

месторождений 

Группа ЧТПЗ разработала новый вид труб с высокогерметичным 

резьбовым соединением ChT-2C класса 

«Премиум». Изготавливать продукцию будет Финишный 

центр по производству труб нефтяного сортамента 

Первоуральского новотрубного завода (входит в Группу 

ЧТПЗ). Промышленные поставки стартуют во втором 

полугодии 2017 года. 

Прочность соединения 

позволяет использовать трубы 

на месторождениях со сложными 

условиями добычи. ChT-2C 

выдерживает комбинированные 

нагрузки: растяжение, сжатие, 

внутреннее и внешнее давление. 

Надежность разработанного 

соединения подтверждена российским 

испытательным центром 

ВНИИГАЗ, а также аккредитованным 

испытательным центром в 

Германии в соответствии с методиками 

ISO 13679/API 5C5. Тестирование выявило, что 

ChT-2C по ряду показателей превосходит зарубежные и 

российские аналоги. 

«С выводом на рынок этого продукта Группа ЧТПЗ 

сможет занять долю в сегменте соединений класса 

«Премиум» второго поколения. Разработка новых видов 

труб OCTG с премиальными резьбами позволяет компании 

существенно увеличить объем поставок высокомаржинальной 

продукции», – комментирует коммерческий 

директор Группы ЧТПЗ Денис Приходько. 

Группа ЧТПЗ поставляет трубы OCTG с резьбовыми 

соединениями класса «Премиум» с 2012 года, по итогам 

2016 года компания увеличила их отгрузку на 10%. 

Разработку соединения ChT-2C компания начала в 2014 

году. Группа ЧТПЗ также оказывает послепродажные 

сервисные услуги по инженерно-техническому сопровождению 

свинчивания насосно-компрессорных и обсадных 

труб. 

ТМК начала поставки бурильных труб 

с новым замковым соединением TMK 

UP EXD 

Трубная Металлургическая Компания (ТМК), один из 

крупнейших мировых производителей трубной продукции 

для нефтегазового комплекса, поставила первую партию 

бурильных труб с премиальным двухупорным замковым 

соединением второго поколения — TMK UP EXD. 

Трубы отгружены в адрес АО «Самотлорнефтепромхим». 

Замковое соединение TMK UP EXD имеет ряд преимуществ 

по сравнению с двухупорным соединением первого 

поколения. В частности, обновленная конструкция 

замков позволила улучшить гидравлические параметры 

бурения. Замки TMK UP EXD способны выдерживать более 

PIPES | ТРУБЫ 



17

TECH TRENDS 


the thread crest provides for 

improved performance versus 

the standard design, in particular, 

significantly reducing 

thread galling on the faces of 

the pin and the coupling when 

assembling or disassembling 

drill strings. Another benefit 

of TMK UP EXD connection is 

reduction in assembly times, 

enabling time and cost savings 

in well drilling operations. 

TMK UP EXD tool joint connection was developed 

by TMK-Premium Service as part of TMK’s import substitution 

programme and in terms of performance is 

in no way inferior to similar products by leading global 

manufacturers. 

высокие крутящие моменты по сравнению 

с замками TMK UP TDS (прирост 

около 20%). Измененная форма 

вершины профиля по сравнению со 

стандартной конструкцией позволяет 

заметно снизить износ резьбы при 

вводе в зацепление ниппеля с муфтой 

при сборке бурильной колонны 

и последующем свинчивании. Кроме 

того, соединение TMK UP EXD быстрее 

собирается, что позволяет экономить 

время и затраты на бурение скважины. 

Замковое соединение TMK UP EXD разработано 

ООО «ТМК – Премиум Сервис» в рамках программы 

импортозамещения и по эксплуатационным характеристикам 

не уступает аналогичной продукции мировых 

производителей. 

PIPES | ТРУБЫ 

Pipelines of the South Tambey GCF 

at Yamal LNG Will be Laid Using the 

Products by Zagorsk Pipe Plant 

Zagorsk Pipe Plant was the first of the pipe 

companies to ship the finished products for Yamal-LNG 

gas pipeline. 

The company began shipping grade X70 steel pipes 

530 × 25 ordered by Yamal LNG Company, the related 

tender started in October 2016. Until the end of April, 

a total of 11,000 tons of 530x25 and 530x28 pipes 

insulated with polyurethane foam will be delivered 

to the customer. Pipes will be 

used for the construction of 

the second stage of the South 

Tambey gas condensate field. 

Manufacturing of 

pipes with such a ratio of 

diameter and wall thickness 

is unattainable with the 

conventional design of 

the three-roll bending 

machine. This has been made 

possible with modernization 

of ZTZ bending machine - the only one in the world that 

can work both in roll forming mode and in the stepmolding 

mode, similar to JCO presses. 

Increasing wall thickness with a reduction in 

diameter allows customers to pump more gas per unit 

time, reduce metal content of pipelines. Pipes of this 

type are in demand with the Russian largest oil and gas 

companies. 

«Even during the construction of the plant we noted 

the need to provide the possibility of such equipment 

modernization. After the successful launch of the plant 

and with the order for products of this type, the machine 

was modernized. Thus, the range of products has 

grown significantly,» said Andrei Lyaskovsky, Executive 

Director of Zagorsk Pipe Plant. 

Трубопроводы Южно-Тамбейского 

ГКМ «Ямал СПГ» будут проложены 

с использованием продукции 

Загорского трубного завода 

Загорский трубный завод первым из трубных компаний 

отгрузил готовую продукцию для газопровода 

«Ямал-СПГ» 

Предприятие начало отгрузки труб 530×25 из стали 

с классом прочности Х70 по заказу компании «Ямал 

СПГ», тендер на который был начат в октябре 2016 года. 

До конца апреля клиенту в общей сложности будет 

поставлено 11 000 тонн труб 530х25 

и 530х28 в теплоизоляции ППУ. Трубы 

будут использованы для строительства 

2-й очереди Южно-Тамбейского ГКМ. 

Изготовление труб с таким соотношением 

диаметра и толщины стенки 

недостижимо при обычной конструкции 

трехвалковой листогибочной 

машины. Это стало возможным 

благодаря модернизации листогибочной 

машины ЗТЗ – единственной в 

мире, способной работать как в режиме 

валковой формовки, так и в режиме пошаговой формовки, 

аналогично прессам JCO. 

Увеличение толщины стенки при уменьшении диаметра 

дает возможность клиентам перекачивать больше 

газа в единицу времени, уменьшать металлоемкость трубопроводов. 

Такие трубы востребованы крупнейшими 

нефтегазовыми компаниями России. 

«Еще при строительстве завода мы отметили необходимость 

предусмотреть возможность такой модернизации 

оборудования. После успешного запуска завода и 

при появлении заказа на продукцию подобного характера, 

машина была модернизирована. Таким образом, 

сортамент продукции существенно вырос», – отмечает 

Исполнительный директор Загорского трубного завода 

Андрей Лясковский: 

18 


o 


REGISTER TODAY 

& JOIN 

650 EXPERT SPEAKERS INCLUDING 

H.E. 

Mohammad 

Sanusi 

BARKINDO 

Secretary General, 

OPEC 

Ben van 

BEURDEN 

CEO, Shell, 

Netherlands 

Fatih BİROL 

Executive Director, 

International 

Energy Agency 

(IEA) 

Bob DUDLEY 

CEO, BP, United 

Kingdom 

Remi ERIKSEN 

CEO, DNV GL, 

Norway 

Didier 

HOUSSIN 

Chairman and 

CEO, IFP Energies 

Nouvelles, France 

Amin N. 

NASSER 

President and Chief 

Executive Officer, 

Saudi Aramco, 

Saudi Arabia 

H.E. 

Alexander 

Valentinovich 

NOVAK 

Minister of Energy 

of The Russian 

Federation 

Pedro 

PARENTE 

CEO, Petrobras, 

Brazil 

H.E. Shri 

Dharmendra 

PRADHAN 

Minister of 

Petroleum and 

Natural Gas of India 

Patrick 

POUYANNÉ 

CEO, Total, France 

Shogo 

SHIBUYA 

President and 

CEO, Chiyoda 

Corporation, Japan 

Besim 

ŞİŞMAN 

CEO, Turkish 

Petroleum, Turkey 

Rex 

TILLERSON 

Former Chairman 

& CEO, 

Exxon Mobil, USA 

Dan YERGIN 

Chairman, IHS 

Cambridge 

Energy Research 

Associates, USA 

Wang YILIN 

Chairman, CNPC, 

China 

See All Speakers at WWW.22WPC.COM

RENEWABLE ENERGY 

Electrifying the World 

with Green Energy 

Экологичная электрификация 

всего мира 

Elena Zhuk 


PHOTO / ФОТО: DONG ENERGY 

Almost 100 years ago, the head of the 

young Soviet state relied on electrification 

of the country for national economic 

recovery and development. Today, many 

forecasts also suggest that the future of 

world energy is electricity that should be 

produced from environmentally friendly sources. 

Renewable Energy Sources Will Develop, 

Oil&Gas Still to Dominate in Supplies 

“Nearly two thirds of the increase in global energy 

demand is for power generation, as the world economy continues 

to electrify,” says BP Energy Outlook 2017, released by 

BP at the end of January. “Renewables are the fastest growing 

fuel source, quadrupling over the next 20 years. Even so, fossil 

fuels remain the dominant source of global energy supplies 

(77%) in 2035,” BP reports. 

Почти 100 лет назад руководитель молодого 

советского государства делал ставку 

на электрификацию страны в качестве 

важнейшего фактора развития 

экономики. Сегодня многие прогнозы 

также говорят о том, что будущее мировой 

энергетики – за электричеством, причем вырабатываемым 

из экологически чистых источников. 

ВИЭ будут развиваться, нефть и газ 

продолжат доминировать 

На генерацию электроэнергии приходится почти 2/3 

роста глобального энергопотребления, говорится в отчете 

BP Energy Outlook 2017, выпущенном BP в конце января. При 

этом наиболее быстрыми темпами растет генерация электроэнергии 

из возобновляемых источников. Согласно прогнозу 

компании, к 2035 году «зеленой энергетике» будет обеспечен 

20 Oil&GasEURASIA


ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ 

SOURCE / ИСТОЧНИК: BP 

“Global demand for energy is expected to climb about 

25 percent by 2040”, ExxonMobil said in its 2017 Outlook 

for Energy, released in December 2016. “Essentially all of this 

demand growth will come from non-OECD nations, particularly 

the expanding economies in the Asia Pacific region. 

Continuing urbanization and a significant expansion of the 

middle class, particularly in China and India, will help drive 

this trend, highlighted by greater access to modern energy in 

homes, rising industrial demand, and significant increases in 

personal and commercial transportation needs,” the reports 

says. 

“Growth in global energy demand will be led by the 

increasing electrification of the global economy; 55 percent 

of the world’s energy demand growth over the next quarter 

century will be tied to power generation to support our increasingly 

digital and plugged-in lives. A consequence of this trend 

will be a large uptick in demand for many types of energy used 

to generate electricity, notably less carbon-intensive sources 

such as natural gas, nuclear, solar and wind,” according to the 

report. Oil and gas will contribute 60% by 2040, with nuclear 

and renewable energy 25% share. Electricity share, generated 

by solar and wind stations, will grow 360%, 15% of the global 

power generation. 

The expansion of solar and wind power generation will 

not materially affect world oil demand, as oil accounts for 

only about 4% of the world’s electricity, LUKOIL outlined in its 

MAJOR TRENDS IN GLOBAL OIL MARKET TO 2030 report, presented 

early December 2016 in Moscow. “Oil and renewables 

are not antagonists, since there is a limited room for competition 

between oil and renewables.” 

According to LUKOIL, the investments in renewables sector 

are already comparable to oil and gas (in 2015 $329 bln in 

total was invested in renewables). “With comparable costs, the 

volume of renewable energy produced is 12 times less than 

that of the energy generated from oil, which suggests the low 

economic performance of renewables. Meanwhile, given the 

targets many countries have set for themselves as part of the 

Paris Agreement on Climate, one may expect that the share of 

renewables in the global energy balance will continue to grow,” 

LUKOIL said. 

In October 2016 the International Energy Agency significantly 

increased its five-year (2015-2021) growth forecast for 

renewables thanks to strong policy support in key countries, 

the United States, China, India and Mexico, and sharp cost 

четырехкратный рост, хотя ископаемые топлива по-прежнему 

будут доминировать в глобальных поставках энергоносителей 

в объеме 77%. 

Компания ExxonMobil в прогнозе развития мировой энергетики 

2017 Outlook for Energy: A View to 2040, представленном 

в декабре 2016 года, отмечает, что мировой энергетический 

спрос к 2040 году может вырасти на 25%. Преимущественно 

этот рост будет за счет не входящих в ОЭСР стран, в частности, 

развивающихся экономик Азиатско-Тихоокеанского региона. 

Продолжающийся процесс урбанизации и значительный 

рост среднего класса, в частности, в Китае и в Индии, поможет 

усилить эту тенденцию, отмеченную более широким доступом 

к современным источникам энергии в жилых домах, ростом 

промышленного спроса, а также значительным увеличением 

потребности в личном и коммерческом транспорте, отмечается 

в прогнозе. 

Рост энергопотребления определит увеличение электрификации 

мировой экономики. По оценкам ExxonMobil, 55% 

роста спроса в течение следующей четверти века будет привязано 

к выработке электроэнергии, необходимой для нашей 

цифровой и «подключеной к сети» жизни. «Следствием этой 

тенденции будет большой всплеск спроса на многие виды 

энергии, используемые для выработки электричества, в частности, 

из менее углеродоемких источников, таких как природный 

газ, атомная энергия, энергия солнца и ветра», – отмечается 

в отчете. На долю нефти и природного газа, считают 

в компании, придется к 2040 году около 60%, а доля атомной 

энергетики и ВИЭ достигнет 25%. Доля электричество, вырабатываемого 

с использованием солнечной и ветровой энергии, к 

этому сроку вырастет на 360%, составив 15% от мирового объеме 

выработки электричества. 

«Распространение солнечной и ветрогенерации не окажет 

существенного влияния на мировой спрос на нефть, 

поскольку на долю нефти приходится лишь около 4% производимой 

в мире электроэнергии», – отмечается в отчете 

«Основные тенденции мирового рынка нефти до 2030 года», 

представленном компанией «ЛУКОЙЛ» в декабре 2016 года. В 

российской нефтяной компании считают, что нефть и ВИЭ 

– не антагонисты и возможности для их конкуренции ограничены. 

Согласно оценкам «ЛУКОЙЛа», при сопоставимых затра- 

SOURCE / ИСТОЧНИК: EXXONMOBIL 


21



тах производство энергии 

из ВИЭ в 12 раз ниже, 

чем энергии из нефти, что 

свидетельствует о низкой 

экономической эффективности 

ВИЭ. Тем не менее, 

с учетом целей, которые 

поставили перед собой 

многие страны в рамках 

Парижского соглашения по 

климату, в ЛУКОЙЛе также 

считают, что доля возобновляемых 

источников в мировом 

энергобалансе продолжит 

расти. 

В октябре 2016 года 

Международное энергетическое агентство (МЭА) повысило 

на 13% среднесрочный прогноз по ВИЭ на 2015-2021 годы по 

причине мощной поддержки «зеленой энергетики» ключевыreductions. 

In 2015 renewables 

have surpassed coal last 

year to become the largest 

source of installed power 

capacity in the world. “Over 

the next five years, renewables 

will remain the fastestgrowing 

source of electricity 

generation, with their share 

growing to 28% in 2021 from 

23% in 2015,” the IEA stated. 

According to the 

"World and Russia Energy 

Outlook 2016", released in 

late 2016 by RAS Institute 

for Energy Studies and 

Analytical Centre for the Government of the Russian 

Federation, the share of new renewable energy sources (solar, 

wind, geothermal sources, etc.) in the world's electric power 

SOURCE: LUKOIL / ИСТОЧНИК: ЛУКОЙЛ 

Russia Develops RES Technologies, 

Localizing Wind Turbines and Solar 

Modules Production 

Russia will hardly use solar and wind energy for large-scale electricity 

generation in the near future. However there are some examples of successful 

initiatives in this area already. 

«We expect that the new renewable energy sources (wind, solar, geothermal) 

will demonstrate the fastest rate of production growth in Russia in the 

coming decades,» said Vyacheslav Kulagin, Head of Research of the World 

and Russia Energy Sector of and Director of the Center for International 

Energy Markets Studies of HSE Energy Institute. 

«But they [new RES] start with a very low level, so even by 2030 the share 

of these resources will not exceed 1% of total energy consumption, however, 

by 2040 this symbolic milestone could be overcome. And in electricity 

generation the share is expected to grow to 5-6% in 2030 and about 10% 

in 2040,» he added. 

In February, Russian Energy Minister Alexander Novak noted at the Russian 

Investment Forum-2017, that Russia pays enough attention to the development 

of green energy. According to Novak, the fact that Russia stands behind 

in this segment is the stereotype. «In Russia, we have one of the best structures 

of the fuel and energy balance in the world. We use only 15% of coal for 

energy production. On average in the world, the figure is 30-35%, in China - 

72%, in the United States and Germany - 40%. As 

Nowak said, the task of the transition to carbonfree 

sources (30%), which Europe sets, has already 

been solved in Russia. According to the minister, the 

share of nuclear energy in the total energy balance 

of the country is 16-17%, hydro energy - 18%, gas 

- 40%. Despite the fact that Russia has the optimal 

energy balance today, the Russian Energy Ministry 

intends to change it increasing volumes of new 

renewable energy sources, Novak added: «Now it 

is 0.2%. We plan to reach 3%, 6 000 MW due to the 

different renewable energy support mechanisms. « 

Russian Energy Ministry is going to introduce 

about 6 GW of new renewable energy sources 

before the end of 2024 in the framework of program 

to support the «green energy», of which 1.5 is solar 

power stations, 3.6 GW - wind power plants, the 

remaining volume accounted for small hydropower 

plants. Contribution to the energy balance is of 

SOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН 

Россия заинтересована в развитии 

технологий и локализации производства 

оборудования возобновляемой энергетики 

Об использовании энергии солнца и ветра для генерации электроэнергии в 

значительных объемах ближайшем будущем в России пока речь не идет, но примеры 

успешных начинаний в этой области уже есть. 

«Мы ожидаем, что новые ВИЭ (ветряная, солнечная, геотермальная энергия) 

продемонстрируют в России самые быстрые темпы прироста производства в 

ближайшие десятилетия», – отмечает Вячеслав Кулагин, руководитель Отдела 

исследования энергетического комплекса мира и России ИНЭИ РАН и руководитель 

Центра изучения мировых энергетических рынков Института энергетики 

НИУ ВШЭ. 

«Но стартуют они [новые ВИЭ] с очень низкой базы, поэтому даже к 2030 г. 

доля этих ресурсов не превысит 1% от общего энергопотребления, хотя к 2040 г. 

этот символический рубеж удастся преодолеть. А в производстве электроэнергии 

рост доли ожидается до 5-6% в 2030 г. и примерно 10% в 2040 г», – добавляет 

Кулагин. 

В феврале Министр энергетики РФ Александр Новак на Российском 

Инвестиционном форуме-2017 отметил, что в России развитию «зелёной» энергетики 

уделяют достаточное внимание. По словам Новака, то, что Россия отстаёт 

в этом вопросе – стереотип. «В России одна из лучших структур топливно-энергетического 

баланса в мире. Мы используем всего 15 % угля для производства 

22 




generation by 2030 will be 9.8%, and taking into account 

hydro and bioenergy - 27.6%. 

Underestimating RES Can Be Costly 

However, both oil companies and the IEA are often blamed 

for lack of foresight and are criticized for underestimating 

contribution of renewable energy to the future energy sector. 

A number of research organizations offer higher forecasts for 

renewable energy. 

For example, a recent report by McKinsey Global Institute 

«Beyond the supercycle: How technology is reshaping resources», 

says solar and wind energy is 36% of world electricity generation, 

10% and 26%, respectively, in 2035. 

“In spite of recent examples of low-carbon shifts, current 

energy industry scenarios still suffer from ‘straight-line syndrome’ 

– an approach where fossil fuel demand continues to 

grow at an unerring pace,” the report “Expect the Unexpected: 

The Disruptive Power of Low-carbon Technology” says, released 

this February by Carbon Tracker and the Grantham Institute at 

ми странами, США, Китаем, Индией и Мексикой, и существенному 

снижению стоимости. В 2015 году ВИЭ обошли уголь 

по введенным мощностям, выйдя на первое место в мире. В 

следующие пять лет, ВИЭ продолжат оставаться самым быстро 

развивающимся источником электроэнергии, и их доля увеличится 

с 23% в 2015 году до 28% в 2021 году, отмечают в МЭА. 

Cогласно «Прогнозу развития энергетики мира и России 

2016», выпущенному в конце 2016 года Институтом энергетических 

исследований РАН и Аналитическим Центром 

при Правительстве РФ, доля новых ВИЭ (солнце, ветер, геотермальные 

источники и др.) в генерации электроэнергии в 

мире к 2030 г. составит 9,8%, а с учетом гидро- и биоэнергии 

– 27,6%. 

Недооценка ВИЭ может дорого обойтись 

Вместе с тем, как нефтяные компании, так и МЭА, зачастую 

упрекают в недальновидности, критикуя за недооцененный 

вклад ВИЭ в энергетику будущего. Ряд исследовательских 

организаций предлагает более высокие прогнозы по ВИЭ. 

SOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН 

a minor task, the goal is rather to develop new technology and establish new 

equipment production in Russia. 

The pace of introduction of new renewable energy capacity in Russia is 

quite high. «In 2014 we have not introduced a single MW of power from 

renewable energy sources, speaking of solar and wind energy. In 2015 we 

have already introduced about 60 MW of solar power plants, this year slightly 

above 70 MW will be commissioned. My prediction is that next year we 

will have 125 MW, including wind stations. So, about 90 MW will be solar 

energy, «said First Deputy Energy Minister Alexey Teksler at the end of 2016 

in his interview to «Russia 24» TV channel. 

«Why the Russian government turned its attention to renewable energy? 

On the one hand, we have, in contrast to countries such as China, the surplus 

power. We proceeded from the fact that, first of all, we need to develop our 

own technological skills, science and technology base,» said Alexey Teksler 

in early February, in his interview to RBC TV. «The second major problem 

is that we have a large country, and there are isolated power districts. The 

use of renewable energy helps to reduce the production cost of electricity 

for people who live in remote, isolated areas,» said Teksler. According to 

Teksler, of special interest is to introduce new power plants in the Russian 

Far East and the Far North. 

The third area marked by Teksler is export orientation of the modern 

Russian technologies. According to Teksler, the support measures, provided 

by the state in renewable energy, increase profitability of investments. 

This is the mechanism of the sale of power produced from renewable energy 

sources in the wholesale market, providing guarantees about 12-14% 

энергии. В среднем по миру этот показатель составляет 

30-35%, в Китае – 72%, в США и ФРГ – 40%. Как отметил 

Новак, задача по переходу на безуглеродные источники 

(до 30%), которую ставит перед собой Европа, в России 

уже решена. По словам министра, доля атомной энергетики 

в общем объёме энергобаланса страны составляет 

16-17%, гидрогенерации – 18%, газа – порядка 40%. 

Несмотря на то, что на сегодняшний день в России оптимальный 

энергетический баланс, Минэнерго России 

будет его менять в сторону увеличения объемов возобновляемых 

источников энергии, добавил Новак: «Сейчас 

это 0,2%. Планируем выйти на 3%, до 6 тысяч МВт за счёт 

различных механизмов поддержки ВИЭ». 

Около 6 ГВт мощностей новых ВИЭ в рамках программы 

поддержки развития «зеленой энергетики» 

Минэнерго намерено ввести до конца 2024 года, из них 

1,5 – солнечные электростанции, 3,6 ГВт – ветроэлектростанции, 

оставшийся объем приходится на малые гидроэлектростанции. Вклад в 

энергобаланс незначительный, задача, скорее, в том, чтобы освоить новые технологии 

и наладить производство в России соответствующего передового оборудования. 

Темпы ввода мощностей новых ВИЭ в России достаточно высокие. «Мы еще 

в 2014 году не ввели ни одного МВт мощности на основе ВИЭ, в первую очередь 

солнечной и ветровой энергетики. Уже в 2015 году мы ввели порядка 60 МВт солнечных 

электростанций, в этом году чуть выше 70 МВт будет введено. Мой прогноз, 

что в следующий год — это 125 МВт вместе с ветровыми станциями. Значит, 

порядка 90 МВт будет солнечных», — сообщил в конце 2016 года в эфире телеканала 

«Россия 24» первый заместитель министра энергетики РФ Алексей Текслер. 

«Для чего Правительство Российской Федерации обратило внимание на возобновляемую 

энергетику? С одной стороны, у нас, в отличие от таких стран как 

Китай, профицит мощности. Мы исходили из того, что, в первую очередь, нам 

необходимо развивать собственную технологическую компетенцию, научно-техническую 

базу», – рассказал Алексей Текслер в начале февраля в интервью телеканалу 

РБК. «Вторая важная задача заключается в том, что у нас большая страна, 

и есть изолированные энергорайоны. Использование возобновляемой энергетики 

позволяет снижать себестоимость производства электрической энергии для 

людей, которые живут в удалённых, изолированных районах», – отметил Текслер. 

По мнению Текслера, прежде всего, целесообразно строить новые электростанции 

на Дальнем Востоке и Крайнем Севере. 

Третье направление, отмеченное Текслером, – экспортная ориентация современных 

отечественных технологий. По словам Текслера, оказываемые государством 

меры поддержки в сфере возобновляемой энергетики увеличивают доход- 


continue on page 24 продолжение на стр. 24 

23



● In February, 2017 Hevel commissioned the site 

for manufacturing of solar cells, a part of solar 

modules, on its plant for solar modules production 

in Novocheboksarsk. Heterostructure technology 

used in cells production was developed by Hevel 

R&D Center. 

● На заводе «Хевел» в Новочебоксарске в 

феврале 2017 года был запущен участок 

по изготовлению солнечных ячеек, из 

которых будут производиться солнечные 

модули. Используемая в производстве ячеек 

гетероструктурная технология разработана в 

НТЦ «Хевел». 

return on investment if the investor fulfills all 

its obligations. 

In the field of solar energy Hevel Group 

of Companies (a JV of «Renova» (51%) and 

RUSNANO (49%)) projects can be noted. 

Hevel is engaged in design, construction and 

operation of photovoltaic systems along with 

the production of solar modules. 

Among the recent successes of the company 

is a phased launch in February of the 

main systems of the modernized production 

line with increased almost twice production 

capacity of the plant for solar modules 

production in Novocheboksarsk. The 

site for production of solar cells, a part of 

solar modules, was commissioned among 

one of the first sites. Heterostructure technology 

used in the production of cells, was 

developed by Hevel R&D Center. It combines 

the main advantages of crystalline modules 

(high efficiency, no light-induced degradation) 

and thin film modules (high efficiency 

at high temperatures of modules operation, 

the best perception of the scattered 

light). The company plans to adjust all processes 

and start manufacturing solar modules before the end of March. 

Hevel actively cooperates with the Swiss company Meyer Burger, with which 

signed in 2016 a major contract for the purchase of photovoltaic equipment 

and technology for solar modules production. 

The first Hevel solar power station in Russia was put into operation in 

the village of Kosh-Agach (the Republic of Altai) in 2014. To date, the company 

has built 100 MW of solar power stations in the country, including 55 

MW in the Orenburg region, 15 MW in the Altai Republic and 35 MW in the 

Republic of Bashkortostan. One of the recently completed projects is 25 MW 

Sol-Iletskaya SPS in the Orenburg region, the official opening ceremony is 

planned for May 2017. By the end of 

2017, it is also planned to put into 

operation 74 MW of solar power 

stations on the territory of the 

Saratov, Volgograd regions and the 

Altai, Buryatia and Bashkortostan 

republics. The total volume of the 

project portfolio of Hevel Group of 

Companies based on the results 

of the last selection is 364 MW by 

2020, the company also plans to 

participate in further selections. 

In the field of wind energy the 

state corporation Rosatom has 

made a step forward. At the end 

of January 2017 the corporation 

approved partnership of its daughter 

OTEC with Lagerwey, the Dutch 

wind turbines manufacturer, in wind 

energy projects. 

The goal of the partnership with 

the Dutch company with 40 years of 

experience in design, development 

and manufacturing of the wind turbines 

is to develop the production 

of the wind turbines in Russia. 

ность вложенных инвестиций. Речь идет о механизме 

продажи мощности, полученной из ВИЭ, на оптовом 

рынке, предусматривающем гарантии возврата 

порядка 12-14% вложенных средств, если инвестор 

выполняет все свои обязательства. 

В области солнечной энергетики можно отметить 

проекты компании «Хевел» (совместное предприятие 

ГК «Ренова» (51%) и АО РОСНАНО (49%)), которая 

занимается как и проектированием, строительством и 

эксплуатацией фотоэлектрических систем, так и производством 

солнечных модулей, 

Среди недавних успехов компании – стартовавший 

в феврале поэтапный запуск основных систем 

модернизированной технологической линии с увеличенной 

почти вдвое производственной мощностью 

на заводе по производству солнечных модулей 

в Новочебоксарске. Одним из первых введен 

в эксплуатацию участок по изготовлению солнечных 

ячеек, из которых состоит солнечный модуль. 

Используемая в производстве ячеек гетероструктурная 

технология – собственная разработка 

Научно-технического центра компании «Хевел». 

Она объединяет основные преимущества кристаллических 

модулей (высокий КПД, отсутствие световой 

деградации) и тонкопленочных (высокая 

эффективность при повышенных температурах эксплуатации модулей, лучшее 

восприятие рассеянного света). Отладить все технологические процессы 

и приступить к производству солнечных модулей планируется до конца марта. 

«Хевел» активно сотрудничает со швейцарской компанией Meyer Burger, с 

которой заключила в 2016 году крупный контракт на приобретение фотоэлектрического 

оборудования и технологий для производства солнечных модулей. 

Первая солнечная электростанция «Хевел» на территории России была введена 

в эксплуатацию в селе Кош-Агач (Республика Алтай) в 2014 году. К настоящему 

времени компания построила в стране 100 МВт солнечных электростанций, 

из них 55 МВт в Оренбургской области, 15 МВт в Республике Алтай и 35 

МВт в Республике Башкортостан. Из недавно 

завершённых проектов – Соль-Илецкая 

СЭС мощностью 25 МВт в Оренбургской области, 

официальная торжественная церемония 

открытия запланирована на май 2017 года. 

До конца 2017 года также планируется ввести 

в эксплуатацию ещё 74 МВт солнечных 

электростанций на территории Саратовской, 

Волгоградской областей и в республиках 

Алтай, Бурятия и Башкортостан. Общий 

объём портфеля проектов ГК «Хевел» по итогам 

прошедших отборов составляет 364 МВт 

до 2020 года, компания также планирует участвовать 

в дальнейших отборах. 

В области ветроэнергетики шаг вперед 

сделала госкорпорация «Росатом», которая 

в конце января 2017 года одобрила создание 

партнерства дочернего общества госкорпорации 

АО «ОТЭК» с голландской компанией-производителем 

ветроэлектроустановок 

(ВЭУ) Lagerwey для реализации проектов в 

ветроэнергетике. 

Целью партнерства «Росатома» с голландской 

компанией, обладающей 40-летним опытом 

в разработке и производстве ветрогенераторов, 

проектировании и создании ветро- 

24 




Hevel Group of Companies’s Projects by 

Regions: 

Altai Republic: 

Kosh-Agach SPS - 10 MW, 2014 

Ust-Kansky SPS - 5 MW, 2016 

Republic of Bashkortostan: 

Bugulchanskaya SPS - 15 MW (three 5 MW lines, introduced in 2016) 

Buribaevskaya SPS - 20 MW (two lines of 10 MW each, 1st was commissioned 

in 2015, the 2nd – in 2016) 

Orenburg region: 

Perevolotskaya SPS - 5 MW, 2015 

Grachevskaya SPS - 10 MW 

Pleshanovskaya SPS - 10 MW 

Sol-Iletskaya SPS - 25 MW (the official launch ceremony is scheduled for May) 

Проекты ГК «Хевел» по регионам: 

Республика Алтай: 

Кош-Агачская СЭС – 10 МВт, 2014 год 

Усть-Канская СЭС – 5 МВт, 2016 год 

Республика Башкортостан: 

Бугульчанская СЭС – 15 МВт (три очереди по 5 МВт, введены в 2016 году) 

Бурибаевская СЭС – 20 МВт (две очереди по 10 МВт каждая, 1-я введена в 

эксплуатацию в 2015 году, а вторая – в 2016 году) 

Оренбургская область: 

Переволоцкая СЭС – 5 МВт, 2015 

Грачевская СЭС – 10 МВт 

Плешановская СЭС – 10 МВт 

Соль-Илецкая СЭС – 25 МВт (официальная церемония пуска запланирована на 

май) 

OTEK is a 100% daughter company of ROSATOM. OTEK’s subsidiary VETRO 

SGC won a bidding for 610 MW wind energy projects in 2016. In 2017 the 

partners will create a joint venture with equal stakes. The partnership provides 

for the transfer of critical technologies required for the production of 

wind turbines on the territory of the Russian Federation in accordance with 

the requirements that provide the degree of localization not lower than 65%. 

For solar plants starting from 2019 it will set the share of Russian-made 

equipment at the level of 70% of the total volume. 

According to Rosatom estimates, wind energy market in Russia by 

2024 could reach with 3.6 GW a turnover of about 200 bln roubles in year. 

Potential demand for the construction of wind power plants in Russia, the 

production of wind turbines, components and services for the operation and 

after-sales support to 2024 is estimated at 400 bln roubles. Rosatom plans 

call for the construction of at least 610 MW of wind power capacity during 

2018-2020, as well as the localization of production of wind turbine components 

and assemblies, including the blades, in the amount of not less than 

250 MW per year, on the production facilities of the state corporation enterprises 

Atomenergomash and UMATEX Group. 

электростанций, является развитие производства ВЭУ в России. АО «ОТЭК» 

- 100% дочерняя зависимая компания ГК «Росатом», управляющая компания АО 

«ВетроОГК» - победителя конкурса отбора проектов в ветроэнергетике в 2016 году 

в объеме 610 МВт. В течение 2017 года планируется создать совместное предприятие 

с равными долями участия. Партнёрство предусматривает передачу критических 

технологий, необходимых для производства ВЭУ на территории РФ в соответствии 

с требованиями, предусматривающими степень локализации не ниже 65%. 

Для солнечных станций с 2019 года будет установлена норма оборудования российского 

производства на уровне 70% от всего объема. 

По оценкам Росатома, рынок ветроэнергетики в РФ к 2024 году может составить 

при 3,6 ГВт оборот порядка 200 млрд руб. в год. Потенциальный спрос на 

строительство ветроэлектростанций в России, производство ВЭУ, комплектующих, 

а также услуги по эксплуатации и послепродажной поддержке до 2024 года 

оценивается в 400 млрд рублей. Планы Госкорпорации предусматривают строительство 

не менее 610 МВт ветроэлектростанций в течении 2018-2020 годов, а 

так же локализацию производства узлов и агрегатов ВЭУ, в том числе лопастей, 

в объеме не менее 250 МВт в год, на производственных мощностях предприятий 

госкорпорации АО «Атомэнергомаш» и UMATEX Group. 

● At the end of January 2017 PJSC Rosseti in cooperation with Hevel group of companies launched the first autonomous hybrid power plant 

(AHPP) in Menza village of Trans-Baikal Territory built for uninterruptible power supply of three remote settlements. 

● В конце января 2017 года ПАО «Россети» совместно с группой компаний «Хевел» запустили первую автономную гибридную 

энергоустановку (АГЭУ) в селе Менза Забайкальского края, построенную для бесперебойного энергоснабжения трех 

труднодоступных населенных пунктов. 


25



What is the reason for significant differences 

in renewable energy forecasts of companies 

and research organizations, which factors 

have the greatest impact 

on this? 

Vyacheslav Kulagin, Head of Research of the World and Russia 

Energy Sector of ERI RAS and Director of the Center for International 

Energy Markets Studies of HSE Energy Institute. Vyacheslav Kulagin 

is one of the authors of the «World and Russia Energy Outlook 2016». 

There are several reasons for this. Two of them are the main ones: 

1. Economics of RES projects is still unsettled. A dramatic cost 

decrease have taken place, now the potential to reduce the cost is largely 

exhausted, and there are different assessments of how much more it 

is possible to further reduce cost. Hence, the assessments of competitiveness 

differ from each other. In addition, a lot depends on the state 

policy in renewable energy and other resources that can fundamentally 

change the conditions of real economic competition in energy segment. 

And points of view on the future regulatory environment are different. 

2. Every company has its own business goals and objectives. And it 

is not surprising that this can be reflected in estimates released by the 

company. And today a few people are surprised if in the forecast of company 

engaged in renewable energy, there will be a favorable assessment 

of renewable energy market, the oil company will see steadily growing 

oil market, and the company that made the bet on electric cars, will paint 

the world of electric transport. 

Imperial College London. “This inevitably leads to outputs that 

present harmonious, incremental shifts in energy, while eliminating 

the possibility of foreseeing step-changes. This approach 

runs the risk of energy industry participants overlooking influential 

changes in supply side inputs, such as technology cost 

reductions, and demand side fundamentals, such as efficiency 

gains. Recent shifts in energy markets have also shown that the 

loss of 10% market share for a technology can be enough to 

have a significant financial impact, rather than entire sectoral 

overhauls.” 

“Solar PV module costs have fallen 99% since 1976 with 

record global installations being made for the second consecutive 

year in 2016. Similar downward cost trends exist in 

other renewable energy technologies. Few predicted these 

energy transformations, in what proved to be a costly oversight 

for many. For example, the EU’s five largest utilities lost over 

€100bn in value from 2008 to 2013 largely because of a failure 

to predict the penetration of low-carbon technologies resulting 

from this cost deflation. Companies have since recognized that 

they are entering the low-carbon market 10 years too late.” 

The reports forecasts renewables demand peak by 2020, 

with fossil fuel free power generation by 2040. According to 

Carbon Tracker and the Grantham Institute at Imperial College 

London, Solar PV (with associated energy storage costs 

included) could supply 23% of global power generation in 

2040 and 29% by 2050, entirely phasing out coal and leaving 

natural gas with just a 1% market share. 

Green Light to Electric Vehicles (EV) 

“EVs account for approximately 35% of the road transport 

market by 2035 – BP put this figure at just 6% in its 2017 

energy outlook. By 2050, EVs account for over two-thirds of the 

road transport market. This growth trajectory sees EVs displace 

approximately two million barrels of oil per day (mbd) in 2025 

and 25mbd in 2050,” said Carbon Tracker and the Grantham 

Institute at Imperial College London researchers. 

К примеру, в недавнем докладе McKinsey Global Institute 

“Beyond the supercycle: How technology is reshaping resources”, 

энергии солнца и ветра отводится 36% мировой генерации 

электричества, 10% и 26%, соответственно, в 2035 году. 

«Несмотря на недавние примеры сдвигов в области низкоуглеродных 

источников, текущие сценарии энергетической 

отрасли до сих пор страдают от синдрома «прямой линии», 

подхода, при котором спрос на ископаемое топливо продолжает 

уверенно расти», – говорится в прогнозе, представленном 

в начале февраля исследовательским центром Carbon 

Tracker Initiative и Имперским колледжем г. Лондона. «Это 

неизбежно приводит к результатам, которые представляют 

собой гармоничные, постепенные сдвиги в энергетике, устраняя 

возможность предвидения ступенчатых изменений. При 

таком подходе участники энергетической отрасли рискуют 

просмотреть значимые изменения в области предложения, 

связанные со снижением стоимости технологий, а также такие 

важные составляющие спроса, как повышение эффективности. 

Последние изменения на энергетических рынках показали, 

что потеря 10% доли рынка для технологии может быть 

достаточной для существенного финансового воздействия, 

даже большего чем при радикальных секторальных изменениях», 

– считают британские исследователи. 

К примеру, стоимость солнечных панелей упала с 1976 

года на 99%, второй год подряд наблюдаются рекорды по 

вводу мощностей в мире. Подобные тенденции к снижению 

затрат существуют и для других технологий возобновляемых 

источников энергии. Мало кто прогнозировал такие изменения 

в энергетике, но это многим дорого обошлось, отмечают 

исследователи. Например, пять крупнейших коммунальных 

хозяйств ЕС потеряли более € 100 млрд с 2008 по 2013 год 

во многом из-за неспособности спрогнозировать увеличение 

доли технологий с низким уровнем выбросов углерода в 

результате снижения стоимости. Тогда компании признали, 

что на 10 лет опоздали с выходом на рынок низкоуглеродных 

источников. 

Пик спроса на ископаемые источники прогнозируется к 

2020 году, а в области генерации электричества предполагается 

почти вовсе отказаться от ископаемого топлива к 2040 году. 

По оценкам Carbon Tracker Initiative и Имперского колледжа г 

Лондона, только лишь солнечная энергетика (вместе с затратами 

на хранение) способна обеспечить около 23% мировой 

выработки электроэнергии к 2040 году и 29% к 2050 году, 

постепенно полностью вытеснив уголь и оставив только 1% 

природному газу. 

Электомобилям – зеленый свет 

Британские исследователи также прогнозируют более 

высокие в сравнении с представленными нефтяными компаниями 

темпы развития сегмента электромобилей, 35% рынка 

дорожного транспорта к 2035 году, тогда как у BP этот показатель 

выходит на уровень всего лишь 6% к этому сроку. 

К 2050 году электромобили займут 2/3 рынка, считают 

в Carbon Tracker Initiative и Имперском колледже г Лондона. 

Если говорить о динамике роста, то речь идет о замещении 

около 2 млн баррелей нефти в день в 2025 году и 25 млн баррелей 

в день в 2050 году. 

Согласно прогнозу ЛУКОЙЛа, к 2030 году доля электромобилей 

в мировом автопарке не превысит 10%, а влияние на 

мировой спрос на нефть составит около 3 млн баррелей нефти 

в сутки. Такое увеличение парка электромобилей, в 150 раз по 

отношения к сегодняшней численности, требуется в соответствии 

с прогнозом МЭА для того, чтобы удержать глобальное 

повышение температуры в пределах 2 °С. 

26 




According LUKOIL, the share of electric vehicles in the 

global motor fleet even at extra-optimistic scenario will still be 

within 10% by 2030, which will affect the global oil demand by 

around 3 mb/d. That’s equivalent to 150 times increase of the 

number of EV’s, needed according to IEA to hold global warming 

within 2° С. 

At the same time, introducing the company’s forecast 

at the beginning of December, LUKOIL Vice-president for 

Strategic Development Leonid Fedun said that aiming to reduce 

CO₂ emissions, it would be necessary to pay attention to some 

other aspects. «At the moment 1.2 bln people (in the world) 

have no access to electricity, and for these people in the twentyfirst 

century either charcoal or animal dung remain the main 

energy source. Burning charcoal or wood by this part of the 

world’s population causes more environmental damage than 

the presence of the entire road transport. The big challenge is in 

the fact that at least by the middle of this century there would 

be no people left in the world without access to electricity,» 

Fedun said. 

Green Power Stations Are Installed At a High 

Rate 

“The European Union (EU) continues to lead the way 

in terms of the penetration of renewables, with the share of 

renewables in its power sector doubling over the Outlook 

period to reach almost 40% by 2035”, BP says. 

According to the annual report of Wind Europe 

Association, renewable energy accounted for 86% of all new EU 

power installations in 2016: 21.1 GW of a total 24.5 GW of new 

power capacity. Half of this installations (51%) are wind energy 

installations. 

News about growing use of wind power in the EU are 

impressive. For example, from January 1, 2017 electrical 

railways in Netherlands fully switched to wind energy, The 

Guardian reported, referring to the Dutch national railway 

company NS. Renewables target had been met a year earlier 

than planned. For instance, in 2015, wind energy was used only 

for half of the Dutch trains. 

In 2016 Germany installed 44% the new wind power in 

the EU, according to Wind Europe. “Five Member States had 

a record year: France, the Netherlands, Finland, Ireland and 

Lithuania. With a total installed capacity of, wind energy now 

overtakes coal as the second largest form of power generation 

capacity in Europe,” Wind Europe says. 

В чем причина значительных различий в 

прогнозах компаний и исследовательских 

организаций в части ВИЭ, какие факторы 

оказывают наибольшее влияние на наличие 

расхождении? 

Вячеслав Кулагин, руководитель 

Отдела исследования энергетического 

комплекса мира и России ИНЭИ РАН и 

руководитель Центра изучения мировых 

энергетических рынков Института 

энергетики НИУ ВШЭ. Вячеслав 

Кулагин является одним из авторов 

«Прогноза развития энергетики мира 

и России 2016». 

Таких причин несколько. Главными 

можно назвать две: 

Экономика проектов ВИЭ пока неустоявшаяся. 

Имело место быстрое удешевление, 

сейчас потенциал удешевления 

во многом исчерпан, и есть разные 

оценки, насколько еще можно 

сократить затраты. Отсюда и разные оценки конкурентоспособности. Кроме 

того, многое зависит от государственной политики по отношению к ВИЭ и другим 

ресурсам, которая принципиально может изменить условия реальной экономической 

конкуренции в области энергоресурсов. А взгляды на дальнейшие 

условия регулирования разные. 

У каждой компании – свои цели и задачи в бизнесе. И неудивительно, что это 

может находить свое отражение в выпускаемых ею оценках. И сегодня уже мало 

кого удивишь, если в прогнозе компании, занимающейся ВИЭ, появятся благоприятные 

оценки рынка ВИЭ, у компании нефтяной будет уверенно развивающейся 

нефтяной рынок, а предприятия, сделавшие ставку на электромобили, 

нарисуют электрический мир на транспорте. 

Вместе с тем, представляя прогноз компании в начале 

декабря, вице-президент ЛУКОЙЛа по стратегическому развитию 

Леонид Федун отметил, что стремясь сократить выбросы 

CO₂, стоило бы уделить внимание и другим аспектам. «В настоящий 

момент 1, 2 млрд человек (в мире) не имеют доступа к 

электроэнергии, и для этих людей в ХХI веке основным источником 

энергии является либо древесный уголь, либо помет 

животных. Сжигание древесного угля или даже древесины, 

которая производится этой частью населения земли, наносит 

больший экологический ущерб, чем 

наличие всего автомобильного транспорта. 

Большой вызов состоит в том, 

чтобы хотя бы к середине нашего века не 

осталось людей, не имеющих доступа к 

электроэнергии», – отметил Федун. 

Новые мощности вводятся 

быстрее ветра 

SOURCE / ИСТОЧНИК: CARBON TRACKER 

По данным BP, самая высокая доля 

ВИЭ в энергетическом секторе – в странах 

ЕС и к 2035 году она может удвоиться, 

достигнув 40%. 

Как отмечается в ежегодном докладе 

Европейской ассоциации ветроэнергетики 

Wind Europe, на ВИЭ пришлось 

86% всех новых энергетических мощностей, 

введенных в ЕС в 2016 году: 21,1 


27



In 2016 EU invested in 

wind energy more than in the 

other renewable energy sources, 

about 86% compared to 67% 

last year. The main part of this 

investment was in offshore 

wind: investments increased by 

39% compared to 2015, while 

EU invested 5% less than last 

year in the development of land 

wind farms. The biggest investor 

in the second consecutive 

year, was the United Kingdom, 

whose investments amounted 

to 46% of the total. The world’s 

largest 1.2 GW wind farm 

Hornsea Project One, which 

Dong Energy is planning to 

build by 2020, in the north of 

England off the Yorkshire coast 

will provide electricity for more 

than one million homes. 

“The offshore wind record last year 

shows that this technology has made 

huge strides in terms of cost-effectiveness, 

and in proving its reliability and performance,” 

said Jon Moore, chief executive of Bloomerg New 

Energy Finance (BNEF). 

According to BNEF estimates, the economy offshore wind 

projects is under improvement: the average cost of energy in 

the second half of 2016 was $ 126 per megawatt-hour, which is 

22% lower than in the first half of 2016, and 28% lower than in 

the second half of 2015 . “Behind this improvement are the use 

of much bigger turbines, enhanced knowhow on managing the 

construction of arrays in the North Sea, and the impact of auction 

programmes in Europe,” said Tom Harries, offshore wind 

analyst at BNEF. 

Wind energy now generates about 17% of electricity in 

the EU. 

ГВт от общих новых мощностей 24,5 

ГВт. Около половины этих мощностей 

(51%) – ветроэнергетические. 

Новости о нарастающем использовании 

энергии ветра в странах ЕС 

впечатляют. К примеру, с 1 января 

2017 года были полностью переведены 

на ветряную энергию электрифицированные 

железные дороги 

Нидерландов, сообщила The Guardian 

со ссылкой на голландского перевозчика 

NS. Переход на электричество 

был проведен на год раньше запланированного 

срока. Еще в 2015 году 

энергия ветра использовалась только 

для половины парка. 

Наибольший объем новых мощностей 

ветроэнергетики в 2016 году 

ввела Германия – 44%, год был рекордным 

для Франции, Нидерландов, Финляндии, 

Ирландии и Литвы, отмечается в отчете. В 

2016 году по общей установленной мощности 

генерации 153,7 ГВт ветровая энергетика 

в Европе опередила уголь, уступив только газу. 

«На ветер» в 2016 году в странах ЕС ушло 

больше инвестиций, чем на другие ВИЭ, около 86% в 

сравнении с 67% в прошлом году. Основной объем этих 

инвестиций был направлен на развитие морской ветроэнергетики: 

рост вложений составил 39% в сравнении с 2015 годом, в 

то время как в развитие ветростанций на суше, напротив, в ЕС 

инвестировали на 5% меньше прошлогоднего. Самым крупным 

инвестором второй год подряд остается Великобритания, чьи 

вложения составили 46% от общей суммы. Крупнейший в мире 

ветропарк Hornsea Project One мощностью 1,2 ГВт, который 

планирует построить к 2020 году на севере Англии у побережья 

Йоркшира компания Dong Energy, обеспечит электроэнергией 

свыше одного миллиона домов. 

«Прошлогодний рекорд морской ветроэнергетики 

свидетельствует о том, что сделан большой скачок в обла- 

SOURCE / ИСТОЧНИК: WIND EUROPE 

SDG&E Unveils World’s Largest Lithium Ion 

Battery Storage Facility 

SDG&E, the US innovative San Diegobased 

energy company, showcased at the 

end of February, 2017 the world’s largest 

lithium-ion battery energy storage facility 

in partnership with AES Energy Storage. 

The 30 megawatt (MW) energy storage 

facility is capable of storing up to 120 

megawatt hours of energy, the energy equivalent of serving 20,000 customers 

for four hours. 

The 400,000 batteries, similar to those in electric vehicles, were 

installed in nearly 20,000 modules and placed in 24 containers. The batteries 

will act like a sponge, soaking up and storing energy when it is abundant 

– when the sun is shining, the wind is blowing and energy use is low – 

and releasing it when energy resources are in high demand. This will provide 

reliable energy when customers need it most, and maximize the use 

of renewable resources such as solar and wind. 

By 2030, the company expects to develop or interconnect more than 

330 MWs of energy storage on the system. 

SDG & E представила самый крупный в 

мире промышленный накопитель энергии 

на основе литий-ионных аккумуляторов 

SDG&E, инновационная энергетическая компания из Сан-Диего, США, в партнерстве 

с AES Energy Storage в конце февраля 2017 года представила самый крупный 

в мире промышленный накопитель энергии на основе литий-ионных аккумуляторов. 

Накопитель установленной мощностью 30 МВт способен хранить до 120 МВт-ч 

энергии, что соответствует обеспечению энергией 20 тысяч клиентов в течение 

четыре часов. 

400 тысяч батарей, схожих с батареями электрических транспортных средств, 

установлено почти в 20 тысячах модулей, помещенных в 24 контейнера. Батареи 

будут действовать как губка, впитывая и храня энергию, когда она в избытке (когда 

светит солнце, дует ветер и при малом расходе энергии) и высвобождая ее, когда 

энергетические ресурсы пользуются большим спросом. Это обеспечит надежность 

поставок энергии, когда клиенты нуждаются в ней больше всего, и максимально 

увеличит использование энергии возобновляемых ресурсов, таких как 

солнце и ветер. 

К 2030 году компания планирует расширить или присоединить мощности по 

хранению энергии в системе до более 330 МВт. 

28 




SOURCE / ИСТОЧНИК: BNEF 

Energy Comes From the Sky 

In addition to wind power, solar energy develops the 

fastest pace in comparison to other renewable energy sources 

in the world. According to BNEF, onshore wind costs will fall 

41% by 2040 and solar by 60%; this means these two technologies 

will be the cheapest ways of producing electricity in many 

countries during the 2020s and in most of the world in the 

2030s. 

The rate of installation of wind and solar stations has been 

accelerated by technological breakthroughs. Improvements 

of design of wind turbines and an increase in their individual 

capacity helped to reduce the cost of electricity by almost half. 

In connection with a reduction in the cost of solar panels, the 

average cost of electricity, produced by power plants over 1 MW, 

has decreased in the last 5 years. 

The global PV market reached 75 GW in 2016, a 50% YoY 

growth, with now a total capacity installed globally crossing the 

300 GW mark, according to PV Market Alliance (PVMA) recent 

report. China installed in 2016 an absolute world record of 34 

GW, representing an increase of 126% YoY and 45% of total 

global deployment. The US market experienced 

major growth with installations 

possibly reaching 13 GW, that is for the 

first time more than for any other power 

generation segment. Europe installed 

around 6.5 GW, driven primarily by the 

UK market, Germany, Turkey and France. 

A relatively low deployment has pushed 

Europe’s global PV market share to below 

10%. Japan has installed about 8.6 GW of 

PV in 2016, India –5 GW. The Middle-East 

and Africa start to deliver, and their role 

is expected to increase, the PV Market 

Alliance (PVMA) report says. 

IRENA experts predict that from 

2015 to 2025 the cost of solar systems 

will drop by 57%, and it will contribute to 

the rapid development in this segment. 

One of the main obstacles to the largescale 

implementation of solar power is 

the need for energy storage; therefore the 

issues of battery development will be a 

prime focus. 


SOURCE / ИСТОЧНИК: IRENA 

сти экономической эффективности, подтверждении 

надежности и эффективности технологии», 

– отметил Жон Мур, глава Bloomerg New Energy 

Finance (BNEF). По оценкам BNEF, экономика 

проектов морской ветроэнергетики улучшается: 

средняя стоимость энергии во второй половине 

2016 года составила $ 126 за мегаватт-час, 

что на 22 % ниже, чем в первой половине 2016 

года, и на 28% ниже, чем во второй половине 

2015. «Такой прогресс стал возможен благодаря 

использованию больших турбин, совершенствованию 

управления строительством массивов 

ветростанций в Северном море, а также влиянию 

аукционных программ в Европе», – отмечает Том 

Харрис, аналитик BNEF по морской ветроэнергетике. 

Энергия ветра сейчас генерирует около 17% 

электричества в ЕС. 

Энергия с небес 

Наряду с ветровой энергетикой, самыми 

быстрыми темпами в сравнении с другими ВИЭ в 

мире развивается солнечная энергетика. По данным BNEF, к 

2040 году прогнозируется снижение стоимости энергии ветра 

и энергии солнца на 41% и 60%, соответственно. Для многих 

стран они станут самыми дешевыми источниками электроэнергии 

в 2020 годы, и во всем мире – в 2030-е. Темпы ввода 

как «ветряков», как и солнечных станции, ускорились благодаря 

технологическому прорыву. Совершенствование конструкций 

ветровых турбин и увеличение их единичной мощности 

позволили снизить стоимость производимой электроэнергии 

почти вдвое. В связи со снижением стоимости солнечных 

панелей, в последние 5 лет снизилась средневзвешенная стоимость 

электроэнергии, произведенной на установках мощностью 

свыше 1 МВт 

В 2016 году в мире было построено на 50% больше солнечных 

электростанций в сравнении с прошлым годом, установленная 

мощность солнечных электростанций во всем мире 

составила 300 ГВт, сообщается в докладе PV Market Alliance 

(PVMA). Около 45% новых мощностей (34 ГВт) ввел Китай, 

продемонстрировав годовой рост 126%. США ввели 13 ГВт, что 

впервые в стране больше чем по другим сегментам генерации 

– 39%. Европа установила 6, 5 ГВт 

с лидерством Великобритании, 

Германии, Турции и Франции, 

доля рынка снизилась здесь до 

10%. На Японию пришлось 8, 6 

ГВт, Индию – 5 ГВт. Ожидается, 

что в будущем возрастет роль 

Ближнего Востока и Африки, где 

солнечная энергетика только 

начала развиваться. 

Эксперты международной 

организации IRENA прогнозируют, 

что с 2015 по 2025 года 

стоимость солнечных систем 

снизится на 57%, и это послужит 

быстрому развитию направления. 

Одним из главных препятствий 

для распространения 

солнечной энергетики является 

необходимость хранения энергии, 

и поэтому в центре внимания 

будут находиться вопросы 

разработки батарей. 

29

OSR 

Oil Spill Response (OSR) Technology 

and Developments in the Arctic Offshore 

Технологии и разработки ЛАРН 

на арктическом шельфе 

Anton P. Kandaurov 

Антон Кандауров 

Oil spills in the sea can occur at any stage of oil production, 

storage or transportation. Potential sources 

of oil spills include well blowout during underwater 

exploration or production, emissions or leaks from underwater 

pipelines, leaks from storage tanks for oil products on land, or 

leaks from pipelines in the coastal zone, as well as accidents 

involving vessels, transporting oil, or spilling fuel from ships. In 

comparison with the waters of the World Ocean, Arctic seawater 

has lower values of temperature and salinity. Typical winter 

conditions in the Arctic include low temperatures, the formation 

and movement of sea ice, the presence of extreme and 

unpredictable weather conditions and long periods of darkness 

(polar night). Any of the above conditions is a factor in increasing 

the risks of significant oil spills and may lead to a decrease in 

the effectiveness of measures to eliminate such spills. But at the 

same time the presence of ice can help to localize the oil spill, 

so you can gain time to prepare the spill response activities and, 

accordingly, reduce the damage to the environment. And low 

temperatures and small amplitudes of waves in the ice field slow 

the weathering of spilled oil, which increases implementation 

time of some methods of oil clean up. 

This article examines some of these features and their 

impact on the technologies and equipment used in OSR operations 

in the Arctic continental offshore. 

Oil Spill Response Technologies on the Arctic 

Continental Offshore 

Oil spill response (OSR) is set of measures aimed at containment, 

recovery or removal of oil and oil effluents from the surface 

of water, ice or soils. These goals are achieved through the use of 

special technologies and equipment [3,4]. 

Oil spill response technologies are, in essence, ways of oil 

products collecting and withdrawing. 

The main emergency spills response methods are [2]: 

Нефтяные разливы в море могут произойти на любом из 

этапов добычи, хранения или транспортировки нефти. 

Среди потенциальных источников разливов нефти 

можно назвать фонтанирование скважины во время подводной 

разведки или добычи, выбросы или утечки из подводных трубопроводов, 

утечки из резервуаров для хранения нефтепродуктов, 

располагающихся на суше, или утечки из трубопроводов в 

береговой зоне, а также в результате аварий с участием судов, 

транспортирующих нефть, или разлива топлива с судов. По 

сравнению с водами Мирового океана арктические морские 

воды имеют более низкие значения температуры и солености. 

Типичные зимние условия в Арктике – низкие температуры, 

образование и движение морских льдов, наличие экстремальных 

и непредсказуемых погодных условий, и продолжительные 

периоды темноты (полярная ночь). Любое из перечисленных 

условий является фактором повышения рисков значительных 

аварийных разливов нефти и может привести к снижению 

эффективности мероприятий по ликвидации таких разливов. 

Но одновременно наличие льда может помочь локализовать 

разлив нефти, за счет этого можно выиграть время на подготовку 

мероприятий по ликвидации разлива и, соответственно, снизить 

ущерб окружающей среде. А низкие температуры и малые 

амплитуды волн в ледяном поле замедляют выветривание разлитой 

нефти, что и увеличивает окно реализации некоторых 

способов уборки нефти. 

В этой статье рассмотрены некоторые из этих особенностей 

и их влияние на технологии и оборудование используемые 

при ликвидации аварийных разливов нефти в условиях 

Арктического континентального шельфа. 

Технологии ликвидации разливов нефти на 

континентальном шельфе Арктики 

Ликвидация аварийных разливов нефти (ЛАРН) - Комплекс 

мероприятий, направленных на ограждение, сбор или уничтожение 

нефти и стоков нефтепродуктов с поверхности воды, 

Anton Kandaurov is a leading specialist of the Division of marine technology and infrastructure of the Department of Technology and Offshore Projects, 

LLC RN-SakhalinNIPImorneft (Moscow). Currently, he is engaged in problems of development of prospective license areas of PJSC "Rosneft" on the 

Arctic offshore. He has 10 years of experience in the field of industrial safety, took part in the development of offshore fields in the Caspian Sea (named 

after V. Filanovsky and Yu. Korchagin). He graduated from Volgograd State University, majoring in Automated Information Processing and Management 

Systems. 

Кандауров Антон Павлович является ведущим специалистом отдела морских технологий и инфраструктуры Департамента технологий и 

шельфовых проектов ООО «РН-СахалинНИПИморнефть» (г. Москва). В настоящее время занимается проблемами освоения перспективных 

лицензионных участков ПАО «Роснефть» на шельфе Арктики. Обладает 10-летним опытом работы в области промышленной безопасности, 

принимал участие в работе по обустройству месторождений на шельфе Каспийского моря (им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина). Окончил 

Волгоградский государственный университет, специальность «Автоматизированные системы обработки информации и управления» 



ЛАРН 

● mechanical method (based on the use of mechanical oil 

recovery devices of various designs: large-scale oil recovery systems 

and skimmers); 

● in-situ burning (ISB) (oil is a flammable substance under 

normal conditions and can be freely burned on the surface of 

water or ice); 

● use of chemical agents (multiple acceleration of natural 

emulsification of oil in the sea under the influence of waves and 

currents, absorption by sorbents). 

Various OSR technologies can be used in parallel: part of the 

slick (the slicks that represent the greatest threat to the coastal 

zone) is burned, part is treated with dispersants, and part is collected 

by OSR mechanical means. 

Technology: Mechanical Recovery of Oil 

Spilled 

During mechanical recovery the spilled oil is retained by 

means of a boom and is collected with the use of oil skimmers 

(skimmers) from the water surface for temporary storage and 

subsequent disposal. Booms are deployed from ships or attached 

to fixed facilities, or fixed to the bottom or onshore. Once the oil 

spilled has been collected, it must be pumped through pumps and 

flexible pipelines for temporary storage up to proper disposal / 

removal. 

For oil spills containment in open water with low ice cohesion 

(up to 30%), the following conventional technologies are 

often used [5, 6]: 

● Stationary booms with “zero” containment limit, in 

advance or quickly installed fences of vessels, platforms and 

moorings, which are sources of oil and oil products spills 

(Figure 1). 

● Collection of oil and oil products by floating skimmers 

on the water in places with the highest concentrations of oil 

products, created in U- or J-shaped oil collection traps using 

towed lines of booms (Figure 2). With regard to Arctic condi- 

льда или почв. Данные цели достигаются путем применения 

специальных технологий и оборудования. [3,4]. 

Технологии ликвидации разливов нефти - это, по существу, 

способы сбора и извлечения нефепродуктов. 

Основными способами ликвидации аварийных разливов 

являются [2]: 

● механический способ (основан на применение механических 

нефтесборных устройств различной конструкции: крупногабаритных 

нефтесборных систем и скиммеров); 

● сжигание на месте (нефть является воспламеняемым 

веществом при нормальных условиях и может быть свободно 

сожжена на поверхности воды или льда); 

● применение химреагентов (многократное ускорение природного 

эмульгирования нефти в море под воздействием волнения 

и течений, поглощение сорбентами). 

Различные технологии ЛАРН могут применяться параллельно: 

часть пятна (пятен, представляющих наибольшую угрозу 

прибрежной зоне) сжигается, часть обрабатывается диспергентами, 

а часть собирается механическими средствами ЛАРН. 

Технология: механический сбор разлитой 

нефти 

При механическом сборе разлитая нефть удерживается 

при помощи бонового заграждения и собирается с применением 

нефтесборщиков (скиммеров) с поверхности воды для 

временного хранения и последующей утилизации. Боновые 

заграждения разворачиваются с судов или крепятся к стационарным 

сооружениям, или закрепляются на дне или берегу. 

После того, как разлитая нефть собрана, она должна быть 

перекачана при помощи насосов и гибких трубопроводов для 

временного хранения вплоть до надлежащей утилизации/ликвидации. 

Для локализации разливов нефти на открытой воде при 

малой сплоченности льда (до 30%) зачастую используют следующие 

традиционные технологии [5, 6]: 

Platform / Платформа 

Zero limit / 

Локализованный 

разлив 

Supply vessel / ТБС 

SOURCE: SAKHALIN ENERGY / ИСТОЧНИК: САХАЛИН ЭНЕРДЖИ 

OSR vessel / 

Судно ЛРН 

PHOTO / ФОТО: LAMOR ARCTIC SOLUTIONS 


"Zero" containment 

limit and J-shaped 

oil recovery boom 

fences / Нулевой 

рубеж и J-образное 

нефтесборное 

заграждение 

● Figure 1. Organization scheme for “zero” containment limit 

and oil recovery boom fences in the water area 

● Рисунок 1. Схема организации нулевого рубежа 

локализации и нефтесборных заграждений на акватории 

31

OSR 



Oil products recovery in a vessel 

U-shape 

Cбор нефтепродукта на судно 

U-образная конфигурация 

Oil products recovery in a buoyancy 

tank 

U-shape 

Сбор нефтепродукта в плавучую 

емкость 

U-образная конфигурация 

Oil products recovery in a vessel 

J-shape 

Cбор нефтепродукта на судно 

J-образная конфигурация 

Oil products recovery in a buoyancy 

tank 

J-shape 

Сбор нефтепродукта в плавучую 

емкость 

J-образная конфигурация 

● Figure 2. Conventional organization scheme for oil and oil products recovery using towed lines of booms 

● Рисунок 2. Традиционные схемы организации сбора нефти и нефтепродуктов с буксируемыми линиями бонов 

An example of recovery by trawling 

Пример сбора нефти тралением 

Showing built-in system for oil recovery by trawling. The 

boom, which is located in the compartment on the ship’s 

side, is deployed through the hole with the use of an 

onboard outrigger. This hole also allows you to collect oil 

with the help of an onboard skimmer. 

Встроенная система сбора нефти тралением. 

Бон, размещенный в отсеке по борту судна, 

разворачивается через отверстие с помощью 

бортового крана. Это отверстие так же позволяет 

собрать увлеченную нефть с помощью бортового 

скиммера. 

SOURCE / ИСТОЧНИК: ITOPF 2012 

The scheme of oil recovery by trawling 

Схема сбора нефти тралением 

A system for collecting oil by trawling 

includes an inflatable boom attached to an 

outrigger and a high-performance freely 

floating weir skimmer. 

Система сбора нефти тралением, 

включающая надувной бон, 

прикрепленный к выносной стреле, и 

высокопроизводительный свободно 

плавающий пороговый скиммер. 

● Figure 3. Oil recovery by trawling 

● Рисунок 3. Сбор нефти тралением 


● Стационарные боновые ограждения 

«нулевого» рубежа – заранее или оперативно 

устанавливаемые ограждения судов, платформ 

и причалов, являющихся источниками разливов 

нефти и нефтепродуктов (рисунок 1). 

● Сбор нефти и нефтепродуктов спускаемыми 

на воду плавающими скиммерами в 

местах с наибольшими концентрациями 

нефтепродуктов, создаваемыми в U- или J- 

образных нефтесборных ловушках с использованием 

буксируемых линий бонов. (рисунок 

2). Что касается арктических условий, такой 

способ сбора нефти наиболее эффективен на 

открытой водной поверхности и при сплоченности 

льда до 10 %, но может быть использован 

с относительной эффективностью и при 

сплоченности ледяного покрова до 20–30% и в 

сопровождении ледокола, если концентрация 

льда превышает 70%. 

● Сбор нефти и нефтепродуктов скиммерами, 

установленными (закрепленными) на 

судах в нефтесборных ловушках, образующихся 

при тралении разлива (рисунок 3). В 

арктических условиях нефтесборные системы 

с одним судном, оборудованным выносными 

бортовыми стрелами, на которых закреплены 

боны, могут маневрировать между крупными 

льдинами и работать при большей концентрации 

льда (30-50%), чем это возможно для 

традиционных боновых систем. 

● Отклонение/остановка дрейфа – 

линии направляющих боновых ограждений с 

закреплением концов бонов на берегу или на 

морских сооружениях; 

● Использование комбинированных 

схем для получения преимуществ каждой из 

технологий. 

32 



ЛАРН 

tions, this oil recovery method is the most effective on an open 

water surface and with ice consolidation up to 10%, but can be 

used with relative efficiency for ice cover consolidation up to 

20-30% and accompanied by an icebreaker if ice concentration 

exceeds 70 %. 

● Collection of oil and oil products by skimmers installed 

(fixed) on ships in oil collection traps, formed during the spill 

trawling (Figure 3). In Arctic conditions, oil recovery systems 

with one vessel equipped with onboard outriggers, on which 

booms are fixed, can maneuver between large ice floes and 

operate at a greater concentration of ice (30-50%) than is possible 

for conventional boom systems. 

● Deviation / stopping drift - lines of guiding boom rails 

with boom ends fixed on the shore or on offshore structures; 

Боновое заграждение (БЗ) — плавучий физический барьер, 

предназначенный для локализации нефтяных разливов, ограждения 

защищаемых участков акватории, расширения зоны 

захвата нефтесборных средств. БЗ применяются как отдельно, 

так и в сочетании с другими средствам [10]. 

Функции боновых заграждений: 

● Сдерживание и локализация нефти. 

● Изменение направление движения. 

● Защита. 

Виды конструкций бонов (рисунок 4): 

● Боны-занавесы. 

● Боны-ограждения. 

● Боны для защиты береговой линии. 


● Figure 4. Showing types of boom designs 

● Рисунок 4. Виды конструкций бонов 


33

OSR 


● Using integrated technology to gain the benefits of each 

technology. 

A containment boom (CB) is a floating physical barrier 

designed to contain oil spills, protect the sections of water area 

and expand the trapping area of oil recovery facilities. CBs are 

used both separately and in combination with the other means 

[10]. 

Functions of booms are: 

● Oil containment 

● Diverting 

● Protection. 

Types of boom designs (Figure 4): 

● Curtain boom 

● Fence boom 

● Shore-sealing boom 

In the Arctic, in conditions of increased ice 

cover (over 30%), the strength of the side barriers is 

insufficient to withstand the forces created by the 

ice drift, therefore, as the ice cohesion increases, 

the use of booms is limited. But at an ice concentration 

of more than 70%, ice serves as a barrier to oil 

spreading, and, with sufficient cohesion, completely 

prevents spreading and thinning out of the oil 

slick. This natural localization can be an advantage 

in OSR measures, since in such conditions the oil 

slick occupies a smaller area and is collected in a 

thicker film between the ice, where it is easier to collect 

it than when spilled among multiple fragments 

of open floated ice or in open water. 

Skimmers are devices for collecting oil. They 

are used both for working on land and on 

water. When working on water, they are equipped 

with buoyancy or support systems. Skimmers can be 

equipped with built-in tanks for oil storage and separators 

for separating water from oil. The skimmer 

intake withdraws or collects oil from the sea surface, 

directing it into the inlet to the pumping system for 

pumping into the storage tank. The mechanisms for 

removing oil from the surface of the water include 

oleophilic systems that are based on oil adherence 

to the moving surface, suction systems, weir systems 

and systems that lift oil from the surface using 

mechanical scoops, ropes or buckets [11]. 

When choosing a skimmer in open water, it is 

necessary to take into account a number of factors, 

such as the viscosity and adhesion properties of 

spilled oil (including any change in oil characteristics 

due to weathering over time), as well as sea 

disturbance and the amount of debris. 

The choice of types of skimmers in the Arctic 

conditions is determined as follows: 

● With a small ice consolidation of up to 30% - 

all types of skimmers placed in clean water areas in 

combination with containment booms; 

● In shallow ice conditions, it is preferable to 

use small skimmers that are deployed from the 

vessel (for example, removable devices such as 

wire mops, and bucket (brush) skimmers attached 

to the boom) in Fig.5 

● In the conditions of large ice of high consolidation, 

specialized skimmers can be used, set 

afloat in shore leads, that allow to separate the 

oil-water mixture from ice (Lamor Arctic Skimmer 

В Арктике в условиях повышенной ледовитости (свыше 

30%) прочность боковых заграждений недостаточна, чтобы 

противостоять усилиям, создаваемым дрейфом льда, поэтому 

по мере увеличения сплоченности льда использование бонов 

ограничивается. Но при концентрации льда более же 70% лед 

выполняет функцию барьера, препятствующего растеканию 

нефти, и при достаточной сплоченности полностью предотвращает 

растекание и утончение нефтяного пятна. Такая естественная 

локализация может быть преимуществом при мероприятиях 

ЛАРН, так как в таких условиях нефтяное пятно 

занимает меньшую площадь и собирается в более толстую 

пленку между льдинами, откуда 

ее легче собрать, чем при 

разливе среди множественных 

фрагментов разреженного льда 

или в открытой воде. 

Скиммер – устройства для 

сбора нефти. Используются как 

для работы на суше, так и на 

Vertical oleophilic skimmer using ropes (wire 

mops). Interlaced sorbing loops form a floating mop, to 

which oil adheres. The mop is pulled back to a roller, and 

the oil is squeezed into the storage tank. 

Вертикальный олеофильный скиммер с 

использованием канатов (трос-швабры). 

Переплетенные сорбирующие петли образуют 

плавающую швабру, к которой прилипает нефть. 

Швабра оттягивается назад на барабан, и нефть 

выжимается в накопительный бак. 

Bucket (brush) skimmer on the boom. Oil sticks to the 

rotating brush and is removed from the surface of the 

water. The comb pulls oil from the brush into the bucket 

located behind. The brush can be lifted for ice scooping 

and dropping. 

Ковшовый (щеточный) скиммер на стрелеманипуляторе. 

Нефть прилипает к вращающейся щетке 

и снимается с поверхности воды. Гребень отводит 

нефть со щетки в ковш, расположенный позади. Щетку 

можно поднять для вычерпывания и сброса льда. 

● Figure 5. Skimmers types in brash ice 

conditions 

● Рисунок 5. Виды скиммеров в условиях 

мелкобитого льда 


SOURCE / ФОТО: ITOPF 2012 

воде. При работе на воде оснащены 

системами обеспечения 

плавучести или поддержки. 

Могут быть оснащены встроенными 

баками для накопления 

нефти и сепараторами 

для отделения воды от нефти. 

Заборное устройство скиммера 

отводит или собирает нефть с 

морской поверхности, направляя 

ее во входное отверстие в 

насосную систему для перекачки 

в накопительный бак. 

Механизмы отвода нефти с 

поверхности воды включают 

олеофильные системы, которые 

основаны на прилипании 

нефти к движущейся поверхности, 

системах засасывания, 

пороговых системах водослива 

и системах, которые поднимают 

нефть с поверхности с 

помощью механических черпаков, 

лент или ковшей [11]. 

При выборе скиммера 

на открытой воде необходимо 

учитывать ряд факторов, 

являются вязкость и адгезионные 

свойства разлитой нефти 

(включая любое изменение 

характеристик нефти под действием 

выветривания с течением 

времени), а также волнение 

на море и количество 

мусора. 

Выбор типов скиммеров в 

арктических условиях определяется 

следующим образом: 

● при небольшой сплоченности 

льда до 30 % - все типы 

скиммеров, размещаемые на 

участках чистой воды в сочетании 

с искусственной локализацией 

боновыми заграждениями; 

34 



ЛАРН 

type) in Fig. 7, as well as high capacity advancing Arctic skimmer 

(Lamor Sternmax type skimmer) can be used; 

Technology: In-Situ Burning (ISB) 

The combustion of spilled oil requires the presence of three 

elements: fuel, oxygen and ignition source. Oil should be heated 

to a temperature at which sufficient hydrocarbons evaporate to 

maintain combustion in the air above the slick. This means that 

the source of ignition should ensure the initial heating of the slick 

until its ignition. As soon as a small spot remaining oil, and the 

process becomes self-sustaining. 

When oil is burned with low ice consolidation (up to 30%), 

depending on the type and thickness of the film, it is possible to 

remove 50% to 98% of the spilled oil. However, it is necessary to 

use special fire-resistant booms (Figure 7). 

It is possible to burn oil on the ice surface, oil can get to the 

ice surface as a result of direct spillage or as a result of its migration 

through the ice in spring (from layers of oil enclosed under the ice 

cover or inside it, after an underwater outburst in winter). The efficiency 

of oil burning in some thaw holes can exceed 90-95%. The 

overall efficiency of on-site combustion when removing oil from 

the ice surface, established during field testing, ranged from 30 to 

90%, and averaged 60-70% [1]. 

Oil, poured on the surface of ice and mixed with snow, can 

be successfully burned in snowdrifts even in Arctic winter conditions. 

Oil polluted snow mass, the proportion of snow in which 

reaches 70%, can be burned in-situ. For mixtures with a lower oil 

content, catalysts, such as diesel fuel or fresh crude oil, can be used 

to initiate combustion. For even more liquefied mixtures of oil in 

snow, it is advisable to cut off the surface layer of snow (snow is a 

good sorbent) and transport it to a specially selected site where it 

is stored, and the broken ice contaminated with oil is also brought 

there. In this case snow drifts contaminated with oil should be 

cone-shaped with a depression in the middle where the igniter is 

placed. Under the influence of heat from the flame, the surrounding 

internal walls of the conical drift melt, while oil is released 

from the snow, which drains into the center of the snowdrift and 

serves as fuel for the 

fire [1]. 

The advantages 

and disadvantages of 

in-situ burning are 

shown in Table 1. 

Chemical dispersants 

are a mixture 

of surfactant 

chemicals similar in 

properties and effects 

to many common 

dish soaps. They were 

specifically designed 

for use in the marine 

environment. When 

applied to an oil slick, 

dispersants diffuse 

into the oil and work 

by lowering the surface 

tension of the 

oil. In the presence of 

wave energy, the lowered 

surface tension 

causes the oil to break 

into smaller droplets 

compared with 

SOURCE / ИСТОЧНИК: ООО" РН-САХАЛИННИПИМОРНЕФТЬ" 

● в условиях мелкобитого льда предпочтительно использование 

небольших спускаемые с судна скиммеров (например, 

съемные устройства типа трос-швабра, а также ковшовые 

(щеточные) скиммеры, которые крепятся к стреле-манипулятору) 

на рис.5. 

● в условиях крупнобитого льда повышенной сплоченности 

могут использоваться спускаемые на воду в разводьях специализированные 

скиммеры, позволяющие отделять нефтеводяную 

смесь ото льда (типа Lamor Arctic Skimmer) на рис.7, а 

также высокопроизводительный наступательный арктический 

скиммер (типа Lamor Sternmax); 

Технология: сжигание нефти на месте 

Для сжигания разлитой нефти требуется присутствие трех 

элементов: горючего, кислорода и источника воспламенения. 

Нефть следует нагреть до температуры, при которой испаряется 

достаточное количество углеводородов для поддержания горения 

в воздухе над пятном. Это означает, что источник воспламенения 

должен обеспечить начальный нагрев пятна до момента 

его воспламенения. Как только загорится небольшая область 

пятна, тепло от пламени будет далее разогревать оставшуюся 

нефть, и процесс становится самоподдерживающимся. 

При сжигании нефти при малой сплоченности льда (до 

30%), в зависимости от ее типа и толщины пленки, возможно 

уничтожение от 50% до 98% разлитой нефти. Но необходимо 

использовать специальные огнеупорные боновые заграждения 

(рисунок 7). 

Возможно сжигание нефти на поверхности льда, нефть 

может попасть на поверхность льда в результате непосредственного 

разлива либо вследствие ее миграции сквозь лед 

в весеннее время (из слоев нефти, заключенных под ледовым 

покрытием или внутри него, после подводного выброса в 

зимнее время). Эффективность сжигания нефти в отдельных 

проталинах может превышать 90–95%. Общая эффективность 

сжигания на месте при удалении нефти с поверхности льда, 

установленная при проведении полевых испытаний, лежит в 

пределах от 30 до 90%, и в среднем составляет 60–70% [1]. 

Lamor Arctic skimmer. The skimmer 

is equipped with a hot water injection 

system to facilitate oil collection under 

Arctic conditions. Two brush wheels 

collect and separate oil from water, and 

all pieces of ice are grinded with icecrushing 

screws inside the shell. 

Арктический нефтесборщик Lamor 

Arctic skimmer. Скиммер снабжен 

системой нагнетания горячей воды 

для облегчения сбора в арктических 

условиях. Два щеточных колеса 

собирают и отделяют нефть от воды, 

а все куски льда размалываются 

льдодробительными винтами внутри 

корпуса. 

● Figure 6. Types of skimmers in large-sized ice conditions 

● Рисунок 6. Виды скиммеров в условиях крупногабаритного льда. 

High capacity advancing Arctic skimmer It is 

installed on a vessel that has an icebreaker 

capability. The vessel splits the ice, the Sternmax 

system is deployed from the rear of the vessel. The 

isolation grate pushes large pieces of drifting 

crushed ice under the water, separating the oil and 

water from ice. The brush skimmer collects oil, 

separating it from water, and then transfers it to a 

hopper equipped with two pumps. 

Высокопроизводительный наступательный 

арктический скиммер. Устанавливается 

на судне, которое обладает ледокольной 

способностью. Судно раскалывает лед, система 

Sternmax развертывается с задней части судна. 

Изоляционная решетка проталкивает крупные 

куски дрейфующего расколотого льда под 

водой, отделяя нефть и воду ото льда. Щеточный 

скиммер собирает нефть, отделяя ее от воды, и 

перемещает далее в бункер, оборудованный двумя 

нефтеперекачивающими насосами. 



35

OSR 


untreated oil. Waves and currents spread small droplets of oil in 

a dispersed state (less than 100 microns in diameter) in the water 

column, where the oil undergoes a natural biodegradation. The 

benefit of reducing the size of the drops is double: first, the drops 

do not float to the surface and will remain suspended in the water 

column; secondly, they have a shape that is more accessible to 

microorganisms living in seawater. Such droplets have a surface 

area available for colonization by bacteria a few hundred times 

greater than in the surface film. That is, the dispersants turn the 

oil slick into a substance that is much more efficiently degradable 

in water by natural microorganisms. Figure 8 shows the process of 

using dispersants and oil dispersion [1]. 

Applicability of dispersants at low temperatures: 

● In Arctic cold water, oil becomes more viscous at low temperatures 

and therefore effective oil dispersion is possible in a 

limited viscosity range (up to 20,000 cps). 

● Even oil, the pour point of which is 10 ° C higher than the 

surrounding one, can be dispersed. 

● When the ambient temperature is 10 ° C below the pour 

point, the oil loses its fluidity, the penetration of the dispersants 

into it is reduced, and no small droplets are required for effective 

dispersion. 

Applicability of dispersants with high ice consolidation: 

● Cohesion of ice, exceeding 30 - 50%, significantly reduces 

the wave energy, thus reducing the effectiveness of dispersants. 

Нефть, разлитая 

на поверхности льда и 

смешавшаяся со снегом, 

может успешно сжигаться 

в сугробах даже 

в условиях арктической 

зимы. Загрязненная нефтью 

снежная масса, доля 

снега в которой достигает 

70%, может сжигаться 

на месте. Для смесей 

с более низким содержанием 

нефти для инициации 

горения могут 

использоваться катализаторы, 

такие как дизельное 

топливо или свежая 

сырая нефть. Для еще 

более разжиженных смесей 

нефти в снегу целесообразно 

срезать поверхностный 

слой снега 

(снег является хорошим 

сорбентом) и транспортировать 

на специально 

выбранную площадку, 

где он складируется, туда 

же свозится битый лед, 

загрязненный нефтью. 

При этом сугробы загрязненного 

нефтью снега 

должны быть конусообразными 

с углублением 

посередине, куда помещается 

воспламенитель. 

Под действием тепла от 

пламени тают окружающие 

внутренние стенки 

конического сугроба, при этом из снега высвобождается нефть, 

которая стекает в центр сугроба и служит топливом для огня [1]. 

Преимущества и недостатки сжигания нефти на месте 

приведены в таблице 1. 


● Figure 7. Types of booms that can be used to burn oil in ice leads at a concentration of up to 50% 

● Рисунок 7. Типы бонов, которые могут использоваться для сжигания нефти в разводьях льда при его 

концентрации до 50% 

Технология: применение диспергентов 

Химические диспергенты – это смесь поверхностно-активных 

веществ (ПАВ), аналогичных по свойствам и воздействию 

многим видам обычного мыла; они были специально разработаны 

для применения в морской среде. При распылении на 

пленку нефти диспергенты рассеиваются на ней и снижают 

ее поверхностное натяжение. При наличии волновой энергии 

пониженное поверхностное натяжение помогает разбить 

нефтяное пятно на капли намного меньшего размера, чем образующиеся 

из необработанной нефти. Волны и течения распространяют 

мелкие капли нефти в дисперсном состоянии (диаметром 

менее 100 мкм) в водной толще, где нефть претерпевает 

естественное биоразложение. Польза от уменьшения размера 

капель двойная: во-первых, капли не всплывут на поверхность 

и будут оставаться взвешенными в водной толще, во-вторых, 

они имеют форму, которая более доступна для микроорганизмов, 

живущих в морской воде. Такие капли обладают площадью 

поверхности, доступной для колонизации бактериями 

в несколько сот раз больше, по сравнению с поверхностной 

пленкой. То есть диспергенты превращают нефтяное пятно в 

субстанцию, которая способна намного более эффективно раз- 

36 



ЛАРН 

● Table 1 - Advantages and disadvantages of in-situ burning 

● Таблица 1 - Преимущества и недостатки сжигания нефти на месте 

Advantages / Преимущества 

Efficient and rapid removal of large quantities of oil from the sea surface. The 

duration of burning does not exceed 1 hour. With proper application and 

under favorable conditions, less than 5% of the spilled oil remains in the sea. / 

Эффективное и быстрое удаление большого количества нефти с поверхности 

моря. Продолжительность сжигания не превышает 1 часа. При правильном 

применении и при благоприятных условиях в море остается менее 5% 

разлитой нефти. 

Much less, in comparison with the mechanical oil collection, requirements 

for equipment, logistics and storage. / Намного меньшие, по сравнению с 

механическим сбором нефти, требования по оборудованию, логистике и 

хранению. 

Significantly reduces the impact of oil on highly vulnerable coastal zones, the 

cleaning of which requires a lot of money and time. Unburned oil residues are 

practically non-toxic. / Значительно снижает воздействие нефти на высоко 

уязвимые прибрежные зоны, очистка которых требует больших затрат 

средств и времени. Несгоревшие остатки нефти практически не токсичны. 

Can be used in conditions when other methods of response can not be used, 

for example, in shallow water, at low ambient temperatures, in ice conditions. / 

Может применяться в условиях, когда другие методы реагирования применять 

невозможно, например, на мелководье, при низких температурах окружающей 

среды, в ледовых условиях. 

Relatively low costs for equipment in comparison with other methods of response. 

/ Относительно небольшие затраты на оборудование по сравнению с другими 

методами реагирования. 

In some cases, the need to collect unburned oil residues, transport them and 

recycle them may not be required or significantly reduces. / 

В ряде случаев может не потребоваться или значительно снижается 

потребность в сборе несгоревших остатков нефти, их транспорте и 

утилизации. 

Significantly reduced costs for the restoration of oil-affected areas. / Значительно 

снижаются затраты на восстановлении пораженных нефтью территорий. 

Disadvantages / Недостатки 

When burning, a high flame and a cloud of smoke form, which can be dangerous 

for humans, birds and mammals. / При сжигании образуется высокое пламя и 

облако дыма, которые могут представлять опасность для человека, птиц и 

млекопитающих. 

In-situ oil burning is carried out in accordance with [7] and only in consultation 

with the Department of Rosprirodnadzor in the relevant federal district. / Сжигание 

нефти на месте выполняется в соответствии c [7] и только по согласованию 

с Департаментом Росприроднадзора по соответствующему федеральному 

округу. 

Fire of fire-hazardous materials and objects located on the shore is 

possible. Special protective equipment and facilities are required for the personnel 

conducting the combustion. / Возможно возгорание пожароопасных материалов 

и объектов, расположенных на берегу. Требуются специальные защитные 

средства и средства для персонала, проводящего сжигание. 

Residues of oil after burning may be heavier than water, especially in areas with 

low salinity of the sea and sunk, which can be dangerous for benthos. / Остатки 

нефти после сжигания могут оказаться тяжелее воды, особенно в районах с 

низкой соленостью моря и затонуть, что может представлять опасность для 

бентоса. 

The soot formed during combustion can accelerate the melting of ice, but the 

same effect is caused by the oil spilled onto the ice. / Сажа, образующаяся при 

сжигании, может ускорить таяние льда, но такой же эффект вызывает и 

разлитая на лед нефть. 

There is a “window of opportunity” for the use of combustion. With the weathering 

and watering of oil, the efficiency of its combustion is reduced. / Имеется «окно 

возможности» применения сжигания. При выветривании и обводнении нефти 

эффективность ее сжигания снижается. 

Requires more qualified personnel than with manual oil collection. / Требуется 

более квалифицированный персонал, чем при ручной сборе нефти. 

● With mechanical interaction between ice floes, a localized 

energy is created sufficient to dissipate oil treated with dispersants. 

To improve the effective dispersion, it is also possible with 

the help of ship screws and small boats. 

It should be noted that brackish water (i.e., water with 

less than the typical salinity of seawater) can influence the efficiency 

of dispersants in nearshore areas that are influenced by 

river outflows, as well as in the water formed by the melting of 

ice fields. Traditional sea dispersants are most effective in water 

with salinity between 25 and 40%. The effectiveness of most such 

dispersants decreases with salinity above or below this range [1]. 

The advantages and disadvantages of dispersants use are 

given in Table 2 [5]. 

Matrices of Technical Efficiency of OSR 

Technologies and Equipment 

To select and justify the technology and equipment used for 

oil spill response, many important parameters need to be taken 

into account, in particular: the scale and amount of pollution, air 

and sea water temperature, direction and speed of wind and current, 

ice cover, etc. 

Tables 3 and 4 show the matrices of comparing the technical 

efficiency of various oil spill response technologies for various 

hydrometeorological and ice conditions (the area of effective 

technical solutions is shown in green, ineffective decisions are in 

yellow, and ineffective decisions in red) [2.9]. 

Conclusions: 

● Mechanical recovery of spilled oil in ice conditions is possible, 

and such methods should be included in the strategy of oil 

spills response in ice. 

рушаться в воде природными микроорганизмами. На рисунке 

8 показан процесс применение диспергентов и рассеивания 

нефти [1]. 

Применимость диспергентов при низких температурах: 

● В арктической холодной воде нефть становится более 

вязкой при низких температурах и поэтому эффективное рассеивание 

нефти возможно в ограниченном диапазоне вязкости 

(до 20000 сП). 

● Даже нефть, температура застывания которой на 10° C 

выше окружающей, может быть диспергирована. 

● Когда температура окружающей среды на 10° C ниже 

температуры застывания, нефть теряет свою текучесть, проникновение 

диспергентов в нее снижается, и формирования 

маленьких капель, необходимых для эффективной дисперсии, 

не происходит. 

Применимость диспергентов при высокой сплоченности 

льдов: 

● Сплоченность льда, превышающая 30 – 50%, значительно 

снижает волновую энергию, чем уменьшает эффективность 

диспергентов. 

● При механическом взаимодействие между льдинами создается 

локализированная энергия достаточная для рассеивания 

нефти, обработанной диспергентами. Улучшить эффективную 

дисперсию, так же можно при помощи винтов судна и небольших 

катеров. 

Стоит отметить, что солоноватая вода (т.е. имеющая меньшую 

соленость, чем обычная морская) может влиять на эффективность 

диспергентов в прибрежных зонах, находящихся 

вблизи устьев рек, а также в воде, образующейся при таянии 

ледовых полей. Традиционные морские диспергенты являются 

наиболее эффективными в воде с соленостью между 25 и 40%. 

Эффективность большинства таких диспергентов снижается 


37

OSR 


● Figure 8. Dispersants Operation Scheme 

● Рисунок 8. Схема работы диспергентов 

● The recovery of oil in the open water season using mechanical 

technologies can be more effective in Arctic conditions 

than in the middle latitudes, because of the long daylight hours. 

● High concentration of ice (> 70%) reduces the spreading 

of oil in the absence of booms, reducing the area of the oil slick 

and allowing the use of mechanical means for collecting oil, 

provided that the oil collection equipment has access to it. 

● The low rate of oil spill treatment and the difficulties associated 

with access to oil with large ice consolidation limit the 

use of mechanical harvesting in small spills. 

● The technology of in-situ burning is a proven OSR method, 

which allows you to quickly remove oil with an efficiency of up 

to 98%. 

при солености выше или ниже 

данного диапазона [1]. 

Преимущества и недостатки 

применения диспергентов 

приведены в таблице 2 [5]. 

Матрицы технической 

эффективности 

технологий и 

оборудования ЛАРН 

Для выбора и обоснования 

применяемой технологии и оборудования 

для ликвидации разлива 

нефти требует учитывать 

много важных параметров, в 

частности: масштабы и объемы 

загрязнения, температуру воздуха 

и морской воды, направление 

и скорость ветра и течения, сплоченность 

ледового покрова и т.д. 

В таблицах 3 и 4 приведены 

матрицы сопоставления технической 

эффективности применения 

различных технологий 

ликвидации разливов нефти 

при различных гидрометеорологических 

и ледовых условиях 

(область эффективных технических 

решений показана зеленым 

цветом; малоэффективных 

решений – желтым; неэффективных 

решений – красным) [2,9]. 

Выводы: 

● Механический сбор разлитой 

нефти в ледовых условиях 

возможен, и такие методы 

должны быть включены в состав 

стратегии ликвидации разливов 

нефти во льду. 

● Сбор нефти в сезон открытой 

воды с использованием 

механических технологий 

может быть более эффективен 

в арктических условиях, чем в 

средних широтах, из-за долгого 

светового дня. 

● Высокая концентрация 

льда (> 70%) снижает растекаемость 

нефти при отсутствии боновых заграждений, что уменьшает 

площадь нефтяного пятна и позволяет применять механические 

средства для сбора нефти при условии, что нефтесборное 

оборудование имеет к ней доступ. 

● Низкая скорость обработки нефтяного пятна и трудности, 

связанные с доступом к нефти при большой сплоченности льда, 

ограничивают использование механической уборки применением 

на небольших разливах. 

● Технология сжигания нефти на месте является проверенным 

способом ЛАРН, который позволяет быстро уничтожить 

нефть с эффективностью до 98%. 

● Технология сжигания на месте является очень важным 

средством для ликвидации аварийных разливов нефти в арктических 

условиях. Она может успешно применяться при раз- 

SOURCE / ИСТОЧНИК: СТИВЕН ПОТТЕР, ИАН БЬЮСТ И КЕН ТРУДЕЛЬ 

38 



ЛАРН 

● Table 2 - Advantages and disadvantages of dispersants use 

● Таблица 2 - Преимущества и недостатки применения диспергентов 

Advantages / Преимущества 

Chemically dispersed oil is less susceptible to movement under the influence of 

wind. If the use of the dispersant is effective, the trajectory of the oil slick can 

be changed. / Химически диспергированная нефть в меньшей степени 

поддается перемещению под воздействием ветра. Если применение 

диспергента эффективно, траектория движения нефтяного пятна может 

быть изменена. 

There is less likelihood that spilled oil dispersed by chemicals will reach the coast 

than oil that has not been treated with chem. substances. This leads to a reduction 

in the period of oil retention. / Существует меньшая вероятность того, что 

разлитая нефть, диспергированная при помощи химических веществ, 

достигнет побережья, чем нефть, которая не была обработана хим. 

веществами. Это ведет к уменьшению периода удерживания нефти. 

Oil dispersed in the sea will dissolve before it reaches the coast. This can 

reduce the risk of oil impact on the biological communities of the littoral zone. / 

Нефть, диспергированная в море, растворится перед тем, как достигнет 

побережья. Это может снизить риск воздействия нефти на биологические 

сообщества литоральной зоны. 

Dispersed oil undergoes a natural biodegradation process faster than oil not 

treated with dispersants, since dispersed oil droplets occupy a larger area on 

the water surface for bacterial activity than oil slicks. / Диспергированная 

нефть проходит процесс естественного биоразложения быстрее, чем 

нефть, не обработанная диспергентами, так как капли диспергированной 

нефти занимают больший по площади участок на поверхности воды для 

деятельности бактерий, чем нефтяные пятна. 

The formation of highly viscous oil-water emulsions can be prevented. / 

Может быть предотвращено образование высоковязких водонефтяных 

эмульсий. 

Dispersants can be used in weather and sea conditions, when other methods of 

eliminating oil spills are ineffective. / Диспергенты могут применяться при 

погодных условиях и состоянии моря, когда прочие методы ликвидации 

разливов нефти неэффективны. 

With the help of dispersants, a larger volume of oil can be treated per unit of time 

than with equivalent means using other methods. / С помощью диспергентов 

можно обрабатывать за единицу времени больший объем нефти, чем с 

помощью эквивалентных средств при использовании других методов. 

Disadvantages / Недостатки 

Oil dispersed with chemicals penetrates deeper into the water column than oil that 

has not been treated. Therefore, chemically dispersed oil can affect underwater 

organisms more than conventional oil. / Нефть, диспергированная при помощи 

химических веществ, глубже проникает в толщу воды, чем нефть, которая 

не была обработана. Поэтому подводные организмы могут подвергнуться 

воздействию химически диспергированной нефти в большей степени, чем 

обычной. 

In sealed areas of shallow water with little movement or water inflow, chemically 

dispersed oil may be present for a longer period of time, resulting in longer 

exposure to bottom biological communities. / На закрытых участках мелководья 

с малым перемещением или притоком воды химически диспергированная 

нефть может находиться более продолжительный период времени, что 

приведет к более длительному воздействию на придонные биологические 

сообщества. 

Chemical dispersion reduces the loss of volatile hydrocarbons during 

evaporation. As a rule, it is not recommended to disperse light oil fractions before 

evaporation of volatile hydrocarbons. / Химическое диспергирование снижает 

потерю летучих углеводородов в процессе испарения. Как правило, не 

рекомендуется диспергировать легкие фракции нефти до испарения 

летучих углеводородов. 

Dispersants are toxic to marine and coastal living organisms. Dispersants 

should not be used in areas with a small oil slick area. Therefore, a decision on 

the use of dispersants is possible only after net environmental benefit analysis 

(NEBA), the procedure for considering possible environmental effects, which is 

carried out in accordance with [8] and only in agreement with the Department 

of Rosprirodnadzor in the relevant federal district. / Диспергенты являются 

токсичными для морских и прибрежных живых организмов. Диспергенты 

не должны применяться на участках с малой площадью нефтяного 

пятна. Поэтому решение о применение диспергентов возможно только 

после анализа суммарной экологической выгоды (АСЭВ), процедуры 

рассмотрения возможных последствий для окружающей среды, которая 

осуществляется согласно [8] и только по согласованию с Департаментом 

Росприроднадзора по соответствующему федеральному округу. 

Dispersed oil can not be contained or recovered. / Диспергированная нефть не 

может быть локализована или собрана. 

The spread of chemically dispersed oil is less predictable and less susceptible to 

monitoring than oil spills on the water surface. / Распространение химически 

диспергированной нефти менее предсказуемо и в меньшей степени 

поддается мониторингу, чем нефтяные пятна на поверхности воды. 

Dispersants are ineffective for use in high viscosity oil grades (with a high content 

of paraffin or asphaltene)./ Диспергенты неэффективны для применения 

на высоковязких сортах нефти (с высоким содержанием парафина или 

асфальтена). 

● In-situ burning technology is a very important means 

for removing oil spills in Arctic conditions. It can be used 

successfully for various types and degrees of ice compactness. 

A key advantage of this method is the safe and efficient 

removal of large quantities of oil with minimal staff and 

equipment. As a result, burning makes it possible to efficiently 

and rationally dispose the available forces and means 

to reduce the environmental impact of oil spilled on the 

surface of the water. 

● Tests in wave pools, as well as laboratory and field tests, 

have shown that dispersants can be an effective means of oil 

spill response at low temperatures, in ice and even in brackish 

water. 

● In conditions of open ice drift (from 30 to 90% of the ice 

cover), the energy of the waves may be sufficient for the effective 

dispersion of the oil spot treated with dispersants. 

● The formation of a more cohesive ice cover requires additional 

energy for mixing. The use of icebreaker screws to create 

mixing energy is an effective way of using dispersants in the 

presence of ice. 

● The use of dispersants is a method requiring net environmental 

benefit analysis (NEBA) and in some regions and conditions 

its application may be limited. 

личных типах и степенях сплоченности льда. Ключевым преимуществом 

этого способа является безопасное и эффективное 

уничтожение больших количеств нефти при минимальном 

привлечении персонала и оборудования. В итоге сжигание 

позволяет эффективно и рационально распорядиться имеющимися 

силами и средствами для уменьшения воздействия на 

окружающую среду нефти, разлитой на поверхности воды. 

● Испытания в волновых бассейнах, а также лабораторные и 

полевые показали, что диспергенты могут быть эффективным 

средством ЛАРН в условиях низких температур, во льду и даже 

при наличии солоноватой воды. 

● В условиях открытого дрейфа льда (от 30 до 90% ледяного 

покрова) энергии волн может оказаться достаточно для эффективной 

дисперсии нефтяного пятна, обработанного диспергентами. 

● При образовании более сплоченного ледового покрова 

требуется дополнительная энергия для перемешивания. 

Применение винтов ледоколов для создания энергии смешения 

является эффективным способом использования диспергентов 

при наличии льда. 

● Использование диспергентов является методом, требующим 

специального анализа (АСЭВ), и в некоторых регионах и 

условиях их применение может быть ограниченно. 


39

OSR 


● Table 3 - The matrix of technical efficiency of oil spill response technologies under different hydrometeorological conditions 

● Таблица 3 - Матрица технической эффективности технологий ликвидации разливов нефти при различных гидрометеорологических 

условиях 

Technology / Наименование технологии 

Mechanical containment and recovery of oil / Механическое ограждение и сбор нефти 

Applications of chemicals / Применения химреагентов 

In-situ burning / Сжигание на месте 

Integrated technology (booms + burning) / Комплексная технология (боны+сжигание) 

Hydrometeorological conditions / Гидрометеорологические условия 

Calm Water / Спокойная 

вода 

Low wind and 

smooth sea / 

Слабый ветер и 

волнение 

● Table 4 - Technical efficiency matrix of oil spill response technologies at different ice cover conditions 

● Таблица 4 - Матрица технической эффективности технологий ликвидации разливов нефти при различной ледовитости 

Technology and equipment / Название технологий и 

оборудования 

Mechanical recovery / Механический сбор 

- conventional booms and skimmers 

- обычные боны и скиммеры 

- conventional booms and skimmers (from the icebreaker) 

/ - обычные боны и скиммеры (с ледокола) 

- Arctic Skimmers (From the icebreaker) 

- арктические скиммеры (с ледокола) 

Applications of chemicals 

Применения химреагентов 

- spraying through the hose on the ship, applying 

the screws of the vessel (icebreaker) for mixing / 

- распыление через рукав на судне, применение 

винтов судна (ледокола) для перемешивания 

- spraying from aircraft- распыление с самолета 

- spraying from a helicopter / - распыление с вертолета 

In-situ burning / Сжигание на месте 

- without the use of fire-resistant booms 

- без использования огнестойких бонов 

- using fire-resistant booms 

- с использованием огнестойких бонов 

- on the surface of cohesive ice 

- на поверхности сплоченного льда 

Strong wind and high 

sea / Сильный ветер 

и волнение 

Area of water surface coated with ice, % 

Площадь покрытия водной поверхности льдом, % 

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 

40 

● Arctic conditions can increase the “window of opportunity” 

for the use of dispersants. Given the appropriate environmental 

considerations, this technology can become one of 

the main methods of oil spills response in the Arctic. 

Literature 

1. Stephen Potter, Ian Bust and Ken Trudel. Spill Response in the Arctic Offshore. Best 

international experience. Moscow. 2013. 140 pages. 

2. Proceedings of the 11th International Conference and Exhibition on the Development 

of Oil and Gas Resources of the Russian Arctic and the Continental Shelf of the 

CIS (RAO / CIS Offshore 2013). September 10-13, 2013, St. Petersburg - SPb .: 

CHEMIZDAT, 2013. 

3. Yu.L. Vorobiev, V.A. Akimov, Yu.I. Sokolov Prevention and liquidation of oil spills and 

oil products. Moscow. 2005. 368 pages. 

4. Guidelines for the Elimination of Oil Spills on the Seas, Rivers and Lakes, ed. ZAO 

CNIIMF, St. Petersburg, 2002, 344 s 

5. Oil and Oil Product Spills Prevention and Response Plan for Piltun-Astokhskoye (PA) 

field. Sakhalin Energy. Moscow - Yuzhno-Sakhalinsk, 2016 

6. Summary Of Oil Spill Prevention And Recovery Plan In The Operating Area Of 

Prirazlomnaya Offshore Ice-Resistant Fixed Platform Gazprom Neft Shelf Llc, Saint- 

Petersburg, 2013. 

7. STO 318.04.69-2015 “Rules for burning oil in the sea at the site of its spill.” 

8. STO 318.4.02-2005 “Rules for the use of dispersants for the elimination of oil spills.” 

9. Report to WWF on Considerations for the Sakhalin II Project (2000). Offshore Oil Spill 

Response in Dynamic Ice Conditions [www.iccopr.uscg.gov]. 

10. Use of booms in oil pollution response. Technical Information Paper # 3. ITOPF 

2011. 

11. Use of skimmers in oil pollution response. Technical Information Paper #5. ITOPF 

2012. 

● Арктические условия могут увеличить «окно возможности» 

использования диспергентов. С учетом соответствующих экологических 

соображений, эта технология сможет стать одним из 

главных методов реагирования на разливы нефти в Арктике. 

Литература 

Стивен Поттер, Иан Бьюст и Кен Трудель. Ликвидация разливов нефти на арктическом 

шельфе. Передовой международный опыт. Москва. 2013г. 140с. 

Труды 11-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и 

газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO / CIS Offshore 

2013).10-13 сентября 2013 года, Санкт-Петербург — СПб.: ХИМИЗДАТ, 2013. 

Ю.Л. Воробьев, В.А. Акимов, Ю.И. Соколов Предупреждение и ликвидация аварийных 

разливов нефти и нефтепродуктов. Москва. 2005г. 368с. 

Руководство по ликвидации разливов нефти на морях, реках и озерах, изд. ЗАО 

«ЦНИИМФ», С.-Петербург, 2002, 344 с 

План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для Пильтун- 

Астохского месторождения. Компания «Сахалин Энерджи». Москва – Южно-Сахалинск, 

2016г. 

План по предупреждению и ликвидации разливов нефти в оперативной зоне 

ответственности морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная». ООО 

«Газпром нефть шельф». Санкт-Петербург, 2013г. 

СТО 318.04.69-2015 «Правила сжигания нефти в море на месте ее разлива». 

СТО 318.4.02-2005 «Правила применения диспергентов для ликвидации разливов 

нефти». 

Report to WWF on Considerations for the Sakhalin II Project (2000). Offshore Oil Spill 

Response in Dynamic Ice Conditions [www.iccopr.uscg.gov]. 

Применение боновых заграждений при ликвидации разливов нефти. Технический 

информационный документ №3. ITOPF 2011г. 

Применение скиммеров при ликвидации разливов нефти. Технический информационный 

документ №5. ITOPF 2012г. 


POWER SUPPLY 

Siemens Will Ensure Interruptible 

Power Supply in Yamal-LNG Project 

«Сименс» обеспечит бесперебойное 

снабжение электричеством «Ямал-СПГ» 

Elena Zhuk 


This year Russian gas industry will open a new page 

in its history with the launch of the first line of LNG 

plant in Yamal. The capacity of LNG plant with gas 

supply from the Yuzhno-Tambeyskoye field is 16.5 million 

tons per year. Siemens will ensure the uninterruptible 

power supply for this large-scale project. In mid-March, 

the company signed a contract with Yamal LNG Company 

for maintenance of power plant equipment delivered in 

February 2016 - March 2017. Siemens will be responsible 

for operational conditions monitoring of eight SGT-800 

gas turbine units (GTU) with a capacity of 47 MW each. 

The first gas turbine will be put into operation this spring, 

as TASS reported at the end of February, citing the first deputy 

director of Yamal LNG project Dmitry Monakov. 

Currently temporary power supply is used in the project, 

which with the launch of 8 GTU with a total capacity of 376 

MW will be used as a reserve. 

The choice of GTU SGT-800 for the project is explicable. 

There are more than 60 power plants in different projects in 

Russia based on SGT-800 type turbines, one of the best in their 

В 

этом году российская газовая отрасль готовится 

открыть новую страницу в своей истории с запуском 

первой линии завода по производству СПГ на Ямале. 

Мощность строящегося завода по сжижению газа, который 

будет поступать с Южно-Тамбей ского месторождения, 

составляет 16,5 млн тонн в год. Обеспечить бесперебойное 

снабжение масштабного проекта электричеством взялась 

компания «Сименс». В середине марта она объявила о 

заключении контракта с компанией «Ямал СПГ» на техническое 

обслуживание поставленного в феврале 2016 

– марте 2017 оборудования для электростанции. «Сименс» 

будет отвечать за состояние восьми газотурбинных установок 

(ГТУ) SGT-800 мощностью 47 МВт каждая. 

Первая газовая турбина будет запущена в эксплуатацию 

весной, как сообщило в конце февраля 

агентство ТАСС, цитируя первого заместителя 

директора проекта «Ямал СПГ» Дмитрия Монакова. 

Пока в проекте используются временные источники электроснабжения, 

которые с запуском 8 ГТУ общей мощностью 

в 376 МВт будут использованы в качестве резерва. 

● Siemens Transformers LLC plant in Voronezh 

● Завод ООО «Сименс Трансформаторы» в Воронеже 

PHOTO: OLEG FROLOV / ФОТО: ОЛЕГ ФРОЛОВ 



ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ 

PHOTO: OLEG FROLOV / ФОТО: ОЛЕГ ФРОЛОВ 

capacity class, the director of “Energy production and Gas” 

Department of Siemens in Russia Nikolay Rotmistrov told 

OGE at the IV Annual Congress and Exhibition “LNG Congress 

Russia 2017”, organized by VostockCapital. The equipment 

supplied by Siemens for Yamal LNG project is already well 

proven in other projects. In addition to turbines, Siemens is 

the world leading manufacturer of steam-gas compressors, 

which are installed at 80% of LNG plants worldwide. “What 

makes this project unique is modular electric power substation 

solution. These are the largest electrical modules ever 

delivered to an LNG plant; the length of the module is 95 

meters,” Rotmistrov noted. 

Power plants have been assembled 

from the parts manufactured 

all over the world: turbines were 

made in Sweden, steam gas compressors 

came from Germany, modular 

substations were designed in 

Singapore and built at the shipyard 

in Indonesia. The project involves 

more than 10 thousand OEM suppliers. 

The equipment is designed 

to work in the Arctic conditions 

at minus 50 °C, in cold sea climate 

conditions. It is not easy to perform 

equipment service in severe conditions, 

so the possibility of remote 

diagnostics is an additional advantage. 

It is planned to connect GTU to 

the Moscow based center for remote 

monitoring of operational conditions 

of Siemens equipment. 

In addition, the contract awarded 

provides for a gradual increase 

in the localization of GTU service 

in Russia, training of the customer’s 

personnel, creation of simulators 

and training programs. Siemens service 

centers for rotating equipment, 

gas turbines and compressors are 

already open in Krasnodar and St. 

Выбор ГТУ SGT-800 для проекта 

не случаен. Электростанций 

на базе турбин типа SGT-800, 

одних из лучших в своем классе 

мощности, только в России 

более 60 в разных проектах, рассказал 

НГЕ на IV ежегодном конгрессе 

и выставке «СПГ Конгресс 

Россия 2017», организованной 

VostockCapital, директор департамента 

«Производство энергии 

и газ» компании «Сименс» 

в России Николай Ротмистров. 

Оборудование «Сименс», 

● Power substations at Yamal LNG facility will be 

launched in spring 

● Подстанции на Ямал СПГ готовятся запуcтить 

в эксплуатацию весной 

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ 

● Director of “Energy production and Gas” Department of 

Siemens in Russia Nikolay Rotmistrov 

● Директор департамента «Производство энергии и 

газ» компании «Сименс» в России Николай Ротмистров 

поставленное для проекта «Ямал 

СПГ», – проверенное и хорошо 

зарекомендовавшее себя в других 

проектах. Помимо турбин, 

это, в том числе, компрессора 

парного газа, в поставке которых 

«Сименс» является мировым 

лидером, и которые установлены 

на 80% заводов СПГ в мире. «Уникальным для 

данного проекта было модульное решение подстанций. 

Это самые большие электрические модули, которые когдалибо 

поставлялись на завод СПГ; длина модуля составляет 

95 метров», – отметил Ротмистров. 

Электростанции создавались «всем миром»: турбины 

изготовлены в Швеции, компрессора парного газа поступили 

из Германии, модульные подстанции были спроектированы 

в Сингапуре и построены на верфи в Индонезии. В 

проекте задействовано более 10 тысяч поставщиков комплектующих. 

Поставленное оборудование 

предназначено для работы 

в арктических условиях при 

минус 50 °C, в холодном морском 

климате. Сервис оборудования 

в суровых климатических условиях 

осуществлять непросто, 

поэтому дополнительным преимуществом 

является возможность 

удаленной диагностики. 

Планируется подключение ГТУ 

к центру удаленного мониторинга 

технического состояния 

оборудования «Сименс», расположенному 

в Москве. 

Кроме того, заключенный 

контракт предусматривает поэтапное 

увеличение локализации 

сервиса ГТУ на территории 

России, обучение персонала 

заказчика, создание тренажеров 

и обучающих программ. 

Сервисные центры «Сименс» по 

вращающемуся оборудованию, 

газовым турбинам и компрессорам 

уже открыты в Краснодаре 

и Санкт-Петербурге, сервис 

электрического оборудования и 

автоматики осуществляют многочисленные 

партнеры компании 

в России. 


43

POWER SUPPLY 


Petersburg, service of electrical and automatic equipment is 

carried out by numerous partners of the company in Russia. 

According to Nikolay Rotmistrov, Siemens conducts a 

constant work on local manufacturing content increase as 

well. A plant in St. Petersburg for manufacturing of turbines 

and centrifugal compressors (launched in June 2015) is in 

operation along with Voronezh plant for manufacturing of 

high-voltage transformers (opened in 2012) along with a 

plant for manufacturing of locomotives (jointly with the 

Sinara Group), as well as a number of other enterprises. 

Among the recent examples is the launch in early 

November, 2016 of a production line for the assembly of highprecision 

Siemens pressure sensors in Kazan. The equipment 

is localized under KM35 brand on the basis of GKS Research 

and Production Enterprise, which will produce pressure sensors 

using original parts manufactured by Siemens. Design 

capacity of the site is 5000 KM35 pressure sensors per year. 

The products will be used in oil and gas chemical complex 

enterprises. 

“Localization is one of the strategic directions for Siemens 

development in Russia,” said Nikolai Rotmistrov. He stresses 

that any localization is caused by economic reasons, and the 

company will implement it as necessary. 

Как рассказал Николай Ротмистров, компания 

«Сименс» ведет постоянную работу и по локализации 

производства. Работает открытый в июне 2015 завод в 

Санкт-Петербурге по производству турбин и центробежных 

компрессоров, открытый в 2012 году завод в 

Воронеже по производству высоковольтных трансформаторов, 

завод по производству локомотивов (совместно 

производство с Группой Синара), а также ряд других 

предприятий. 

Один из недавних примеров – запуск в начале ноябре 

2016 года производственной линии по сборке высокоточных 

датчиков давления «Сименс» в Казани. Оборудование 

локализовано под брендом «КМ35» на базе НПП «ГКС», которое 

будет выпускать датчики давления с использованием 

оригинальных комплектующих производства «Сименс». 

Проектная мощность площадки составляет 5000 датчиков 

давления «КМ35» в год. Продукция предназначена для предприятий 

нефтегазохимического комплекса. 

«Локализация – это одно из стратегических направлений 

развития «Сименс» в России», – отмечает Николай 

Ротмистров. Он подчеркивает, что любая локализация обусловлена 

экономическими причинами, и компания будет 

осуществлять ее по мере необходимости. 

In September, 2014 Siemens Transformers LLC plant in Voronezh 

signed a $10 mln contract with South Tambey LNG (EPC contractor of 

Yamal LNG project) for the delivery of transformers. According to the contract, 

Siemens produced and delivered 26 transformers from 16 MVA to 

125 MVA, voltage class 35 kV and 110 kV for the use in the South Tambey 

gas field. This order is the first and the largest order in the history of production 

of this type of equipment, according to Siemens. 

The company’s specialists for the first time developed and implemented 

a cold start system with a dielectric fluid in the Arctic conditions. This 

solution provides fast commissioning of transformers in operation with 

the station completely de-energized. 

The use of modern insulating 

liquid MIDEL®7131 in transformers 

instead of traditional 

oil fully meets the high requirements 

for fire and explosion safety. 

MIDEL®7131 has high waterproofing 

properties and, at the 

same time, high dielectric properties. 

It has been used successfully 

by Siemens for more than 30 

years as an alternative not only to 

the conventional liquids, such as 

mineral or silicone oil, but also 

to lithium resin-based insulation. 

Also, synthetic ether has the highest 

degree of decomposition and 

has minimal impact on the environment, which is especially important for 

environmental purposes. 

Siemens Transformers adopts manufacturing technology from a similar 

Siemens plant in Austria. The experience gained in this project makes the 

plant in Voronezh the only producer of innovative transformer equipment 

with synthetic ether in Russia. 

“Siemens is carrying out research and development of alternative insulation 

in liquid-filled transformers. This experience has already brought significant 

results for small and medium-sized equipment with a voltage class 

up to 420 kV “said Beatrix Natter, Head of Business Unit Transformers at 

Siemens AG. 

● Siemens developed a cold start system with a dielectric 

fluid for the Arctic conditions of Yamal LNG project 

● В трансформаторах «Сименс» для «Ямал 

СПГ» применена система холодного пуска с 

диэлектрической жидкостью в Арктике 

В сентябре 2014 года воронежское предприятие ООО «Сименс 

Трансформаторы» подписало с «Сайс Тамбей СПГ» (генеральным подрядчиком 

проекта «Ямал-СПГ») контракт на поставку трансформаторов стоимостью 

свыше $10 млн. Согласно контракту «Сименс» изготовил и поставил 

26 трансформаторов мощностью от 16 MВА до 125 MВА, классом 

напряжения 35кВ и 110кВ для использования на Южно-Тамбейском газовом 

месторождении. Этот заказ является первым и крупнейшим в истории 

заказом по производству подобного оборудования, отметили в «Сименс». 

Специалисты компании впервые разработали и применили систему 

холодного пуска с диэлектрической жидкостью в Арктике. Данное решение 

обеспечивает быстрый ввод трансформаторов 

в эксплуатацию при полном обесточивании 

станции. Применение современной изоляционной 

жидкости MIDEL®7131, используемой в трансформаторах 

вместо традиционного масла, полностью 

отвечает высоким требованиям к пожарной 

и взрывобезопасности. MIDEL®7131 обладает 

высокой устойчивость к воздействию влаги и, в то 

же время, хорошими диэлектрическими свойствами. 

Она успешно применяется «Сименс» в течение 

более 30 лет в качестве альтернативы не только 

традиционно применяемым жидкостям, таким как 

минеральное или силиконовое масло, но и изоляции 

на основе литиевой смолы. Также синтетический 

эфир обладает самой высокой степенью разложения 

и оказывает минимальное воздействие на 

окружающую среду, что особенно важно для сохранения 

экологии региона. 

«Сименс Трансформаторы» перенимает технологию производства у 

аналогичного завода «Сименс» в Австрии. Опыт, полученный в этом проекте, 

делает завод в Воронеже единственным производителем инновационного 

трансформаторного оборудования с синтетическим эфиром в 

России. 

«“Сименс“ проводит исследования и разработку альтернативной изоляции 

в жидкозаполненных трансформаторах. Этот опыт уже принес значительные 

результаты для оборудования малой и средней мощности классом 

напряжения до 420 кВ», – отметила руководитель Трансформаторного 

подразделения «Сименс АГ» Беатрикс Наттер. 

44 


РОССИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ 

ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ 

SPE 

SPE RUSSIAN PETROLEUM 

TECHNOLOGY CONFERENCE 

16-18 октября 


16-18 October 


ОТКРЫТИЕ РЕГИСТРАЦИИ В 

МАЕ 2017 

REGISTRATION OPENS IN 

MAY 2017 

Москва, 

Россия 

Moscow, 

Russia 

Контакты/Contacts: 

Mariya Berezinskaya mberezinskaya@spe.org or 

Anastasia Simonovskaya asimonovskaya@spe.org 

T.: +7(495)268-0454 

http://spe.org/go/ru-17rptc 

ЗОЛОТЫЕ СПОНСОРЫ / GOLD SPONSORS

PIPE INDUSTRY 

FRTP Sums Up 

2016 Russian Pipe Industry Results 

ФРТП подводит итоги 

работы российской трубной промышленности 

в 2016 году 

Material is provided by the Foundation for Development 

of Tube Industry (FRTP) 

Материал предоставлен Фондом развития 

трубной промышленности 

Russian pipe industry in 2016 maintained a steady pace 

of development and remained a bright illustration of a 

successful solution to the problem of import substitution 

and innovative industry development. However, the possibility 

of pipe producing companies to develop the achieved 

success in 2017 largely depends on plans implementation 

of the Russian fuel and energy complex on construction of 

major new trunk pipeline facilities and the measures taken 

to promote the upgrading of existing substantially worn out 

infrastructure pipeline systems, according to The Foundation 

for Development of Tube Industry (FRTP). 

The total production of pipes in Russia in 2016 amounted to 

10.3 mln tons, which is 9% less than in 2015. This pipe consumption 

decreased by 10% in 2016 and amounted to 9.7 mln tons. 

The main reason for reducing the volume of the Russian 

pipe market is demand decrease for large-diameter pipes (LDP). 

Thus, the Russian LDP market in 2016 decreased by 35% , to 2.14 

million tons, compared to 2015 peak consumption, primarily due 

to the reduction in LDP needs for new gas pipeline projects in 

Russian Federation. 

Meanwhile, thanks to the increase of oil and gas wells length 

and increase in the share of drilling volumes, maintaining the 

level of oil production, as well as to the development of production 

in new areas with poor infrastructure, consumption in the 

segment of gas pipes and OCTG pipes increased in 2016 by 2% to 

3.1 mln tons. 

In the construction pipes segment in 2016 as compared 

to 2015 the demand 

remained almost 

unchanged and 

amounted to about 

3.7 mln tons. 

The greatest 

increase in consumption 

of pipes in 2016 

demonstrated the 

engineering segment 

(industrial tubes) – 

9% (189 thousand 

tons) compared to 

2015. However, this 

segment, according 

to FRTP, has considerable 

potential for 

growth in demand 

PHOTO: CHELPIPE / ФОТО: ЧТПЗ 

Российская трубная промышленность в 2016 году сохранила 

уверенный темп развития и осталась ярким примером 

успешного решения задачи импортозамещения 

и инновационного развития отрасли. Тем не менее, получится 

ли у трубных компаний в 2017 году развить накопленный 

успех, во многом будет зависеть от реализации планов российского 

топливно-энергетического комплекса по строительству 

новых крупных магистральных трубопроводных объектов и 

мер, принимаемых для стимулирования модернизации действующих 

существенно изношенных систем инфраструктурных 

трубопроводов, уверены в Фонде развития трубной промышленности. 

Суммарное производство труб в России в 2016 году составило 

10,3 млн тонн, что на 9% меньше аналогичного показателя 

2015 года. При этом потребление труб снизилось в 2016 году 

на 10% и составило 9,7 млн тонн. 

Основная причина снижения емкости российского трубного 

рынка – сокращение спроса на трубы большого диаметра 

(ТБД). Так, российский рынок ТБД в 2016 году по сравнению с 

пиковым по потреблению 2015 годом сократился на 35%, до 

2,14 млн тонн, что, в первую очередь, связано с сокращением 

потребности в ТБД для новых магистральных трубопроводных 

проектов на территории Российской Федерации. 

Между тем, благодаря увеличению протяженности нефтегазовых 

скважин и удельного роста объемов бурения, сохранению 

уровня добычи нефти, а также развитию добычи на новых 

территориях с неразвитой инфраструктурой в 2016 году 

потребление в сегменте нефтегазопроводных 

труб и труб OCTG 

выросло на 2%, до 3,1 млн тонн. 

В сегменте потребления 

труб для строительства в 2016 

году относительно 2015 года 

спрос практически не изменился 

и составил около 3,7 млн тонн. 

Наибольший рост потребления 

труб в 2016 году продемонстрировал 

сегмент машиностроения 

(индустриальные 

трубы) – на 9% (189 тыс. тонн) 

по сравнению с 2015 годом. При 

этом данный сегмент, по мнению 

ФРТП, имеет значительный 

потенциал роста спроса на 

трубы при условии целенаправ- 



ТРУБНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ 

SOURCE: FRTP, PIPE PRODUCERS 

ИСТОЧНИК: ФРТП, ДАННЫЕ ТРУБНЫХ КОМПАНИЙ 

ленной поддержки государством инвестиционных проектов, 

способных реализовать импортозамещение по технологическим 

направлениям, включенным Минпромторгом России в 

соответствующие планы. 

Одним из перспективных источников формирования 

дополнительного спроса на продукцию отрасли в долгосрочной 

перспективе является острая необходимость преодоления 

накопленного физического износа систем коммунальной 

инфраструктуры. Так, по данным Росстата, на конец 2015 года 

протяженность тепловых и паровых сетей в однотрубном 

исчислении, нуждающихся в замене, составила 100 тыс. км 

(29% от общей протяженности), для сетей водоснабжения и 

водоотведения этот показатель стремится к 43%. 

В результате, в последние годы отмечается резкий рост 

количества аварийных случаев, особенно в пик отопительного 

сезона. Известны случаи прорывов трубопроводов, которые 

привели к человеческим жертвам, уничтожению муниципального 

и частного имущества. Масштаб ущерба, причиненного 

бюджетам всех уровней в результате аварий и устранения их 

последствий, оценивается миллиардами рублей. Один из ярких 

примеров – прорыв теплотрассы в Пермском крае в январе 

2016 года, когда без тепла на долгое время остались более 8 

тысяч человек. 

Среди причин подобных аварий, в первую очередь, выделяется 

неправомерное использование бывших в употреблении 

труб. По экспертным оценкам, ежегодно в России для 

строительства и ремонта только на объектах ЖКХ неправомерно 

используется более 500 км б/у труб. 

В рамках работы, проведенной Министерством строительства 

и жилищно-коммунального хозяйства Российской 

Федерации совместно с ФРТП, в 2016 году были внесены изменения 

в строительные своды правил, запрещающие применение 

бывших в употреблении труб в строительстве трубопроводных 

сетей в жилищно-коммунальном хозяйстве. Данные 

изменения направлены на ликвидацию правового вакуума 

в сфере бесконтрольного повторного использования строительных 

материалов и позволят в краткосрочной перспективе 

рассчитывать на сокращение практики незаконного применения 

б/у труб. 

В ФРТП убеждены, что обновление и ремонт тепловых и 

паровых сетей, а также сокращение теневого рынка бывших в 

употреблении труб способны увеличить потребление не только 

новой стальной трубной продукции, но 

и стимулировать потребление продукции 

металлургических предприятий (например, 

штрипса, рулонного проката и т.п.), а также 

позитивно влиять на связанные с черной 

металлургией отрасли: производство материалов 

для антикоррозионного покрытия и 

утепления труб, железнодорожные перевозки, 

иные виды логистики, что в целом окажет 

позитивный синергетический эффект. 

В 2016 году по сравнению с 2015 годом 

импорт трубной продукции увеличился 

на 19,5%, до 0,44 млн тонн. При этом рост 

поставок труб из Украины составил 44%, 

что произошло, несмотря на применение 

с 1 января 2016 года таможенного тарифа 

ЕАЭС в связи с приостановлением действия 

Договора о зоне свободной торговли в отношении 

Украины, а также действующие антидемпинговые 

пошлины. Эти факты однозначно 

свидетельствуют о продолжающейся 

практике применения украинскими поставfor 

pipes provided by targeted state support of investment 

projects aimed at import substitution implementation in the 

technology areas, included in the Russian Ministry of Industry 

relevant plans. 

One of the most promising sources of additional demand 

for industry products in the long term is an urgent need to overcome 

the accumulated physical deterioration of municipal infrastructure 

systems. Thus, according to Rosstat, at the end of 2015 

the length of the single-pipe heat and steam networks, need to 

be replaced, was 100 thousand km (29% of the total length), for 

water supply and drainage networks the figure approaches 43%. 

As a result, in recent years there has been a sharp increase 

in the number of accidents, especially at the peak of heating season. 

There are cases of pipe bursts that led to the loss of human 

life, destruction of municipal and private property. The scale of 

the damage for the budgets of all levels as a result of accidents 

and elimination of their consequences is estimated in billions 

of rubles. One of the examples is a bust main that happened in 

January 2016 in the Perm region, when more than 8 thousand 

people remained without heat for a long time. 

Among the causes of such accidents the unlawful use of used 

pipes stands out in the first place. According to experts, every year 

in Russia just for the construction and repair of housing and communal 

facilities more than 500 km of used pipes are unlawfully 

used. 

As part of the work carried out by the Ministry of 

Construction and Housing and Communal Services of the Russian 

Federation together with the FRTP, in 2016 amendments were 

made to building codes of practice, prohibiting the use of used 

pipes in the construction of piping systems in housing and communal 

services. These changes are aimed to eliminate the legal 

vacuum in the sphere of uncontrolled re-use of construction 

materials and will in the short term, expect a reduction in the 

practice of unlawful use of used pipes. 

The FRCC is convinced that the upgrade and repair of heat 

and steam networks, as well as the reduction of the shadow market 

of used tubes can not only increase the consumption of a new 

steel pipe products, but also stimulate the consumption of products 

of metallurgical enterprises (for example, strips, roll rolled 

etc .), as well as have a positive impact on industries related to 

ferrous metallurgy: the production of materials for an anticorrosion 

coating and pipes thermal insulation, railway transportation 


47

PIPE INDUSTRY 


The Non-profit organization «Foundation for development of tube 

industry» was established in 1999 by the largest tube and pipe plants 

of the Russian Federation. At present, the founders of the Foundation 

are Volzhskiy, Severskiy, Sinarskiy, Chelyabinskiy, Pervouralskiy, 

Almetyevskiy Tube plants and Vyksunskiy, Taganrogskiy Metallurgical 

Plants. 

The main goals of the Foundation are the assistance to the development 

of the Russian tube industry; protection of the interests of the 

tube companies on the international and domestic markets; advancement 

of the tube companies’ interests in the government of the Russian 

Federation, Eurasian Economic Union and international organizations 

and governmental bodies; provision of the information and consulting 

services on the problems of quality enhancement of produced tubular 

products; collection and analysis of data on the development of the 

global and local markets. The organization is a member of The Chamber 

of Commerce and Industry of the Russian Federation. 

and other types of logistics, which in general will have a positive 

synergetic effect. 

In 2016 as compared to 2015 imports of pipe products 

increased by 19.5% to 0.44 mln tons. At the same time growth of 

pipes deliveries from Ukraine amounted to 44%, which occurred 

despite the use starting from January 1, 2016 EAEU customs 

tariff in connection with the suspension of the Free Trade Zone 

Agreement with regard to Ukraine, as well as the existing antidumping 

duties. These facts clearly indicate the continuing practice 

of unfair methods of competition for access to the EAEU 

market from the side of Ukrainian suppliers. 

The volume of pipe products exports increased as well – by 

11.7% compared with 2015, to 1.04 million tons due to the beginning 

of Russian large diameter pipes supply for the underwater 

portion of the second main pipe line North Stream-2 at the end 

of 2016. 

In the past year, despite the economic conditions complication, 

pipe companies continued to invest in modernization and 

in production of new high-tech products. Thus, PAO TMK, JSC 

ChelPipe, United Metallurgical Company (AO OMK) spent more 

than 21 bln rubles to improve the quality of the produced pipes 

and expand the range of products in the conditions of import 

substitution plans implementation. 

Improving OCTG pipes, pipes for gas extraction and 

transportation in harsh environments, remains a key area of 

development of the Russian pipe industry maintaining oil and 

щиками недобросовестных методов конкуренции для доступа 

на рынок ЕАЭС. 

Объемы экспорта трубной продукции также выросли – на 

11,7% по сравнению с 2015 годом, до 1,04 млн тонн в связи с 

началом в конце 2016 года поставок российских ТБД для подводного 

участка второй очереди магистрального трубопровода 

«Северный поток-2». 

В прошедшем году, несмотря на усложнившиеся экономические 

условия, трубные компании продолжили инвестировать 

в модернизацию отрасли и в производство новой высокотехнологичной 

продукции. Так, ПАО «ТМК», ПАО «ЧТПЗ» 

и АО «ОМК» направили более 21 млрд руб. на повышение 

качества производимых труб и расширение линейки производимой 

продукции в условиях реализации планов по импортозамещению. 

Совершенствование труб нефтяного сортамента, трубной 

продукции для добычи и транспортировки газа в сложных 

условиях эксплуатации, остается ключевым направлением 

развития российской трубной отрасли ввиду сохранения темпов 

добычи нефти и газа, и в этой связи большая часть инвестиционных 

проектов направлена на замещение импортной 

продукции для ТЭК. 

В том числе, ПАО «ТМК» инвестировало более 10 млрд руб. 

в комплексную программу по повышению качества труб «премиального» 

сортамента и расширению мощностей. В частности, 

компания модернизировала и реконструировала линии 

финишной отделки труб для добычи углеводородов, внедрила 

современные средства неразрушающего контроля качества 

производимых труб, реконструировала линии по производству 

труб большого диаметра (ТБД), добившись улучшения 

качества геометрии труб и нанесения покрытий. 

В свою очередь АО «ОМК» направило 6 млрд руб. на обеспечение 

импортозамещения продукции для сложных условий 

эксплуатации магистральных трубопроводов и месторождений. 

Среди инвестиционных проектов компании в 2016 году 

строительство Уральского завода специального арматуростроения 

по производству импортозамещающих шаровых кранов 

для газовой отрасли, организация производств по нанесению 

антикоррозионных покрытий на ТБД, строительство мощностей 

по производству и отделке обсадных труб со стандартными 

и премиальными типами соединений, насосно-компрессорных 

труб, модернизация муфтонарезных и резьбонарезных 

мощностей, запуск новой линии по нанесению антикоррозионных 

покрытий на соединительные детали трубопроводов. 

The dynamics of the Russian pipe industry for the period 2010-2016 

Динамика развития российской трубной отрасли за период 2010-2016 годов 

Parameters 

Параметры 

Production faclilities 

Производственные мощности 

Wear of fixed assets 

Износ основных фондов 

Volume of investments 

Объем инвестиций 

The share of high-tech products 

Доля высокотехнологичной продукции 

Export geography 

География экспорта 

Availability of the loan portfolio 

Наличие кредитного портфеля 

SOURCE: FRTP / ИСТОЧНИК: ФРТП 

2000 year 

2000 год 

9 mln tons 

9 млн тонн 

More than 60% 

более 60% 

insignificant 

незначительный 

insignificant 

незначительный 

15 countries 

15 стран мира 

have no record 

отсутствует 

2016 year 

2016 год 

more than 23 mln tons 

более 23 млн тонн 

less than 40% 

менее 40% 

more than 470 bln tons 

более 470 млрд тонн 

more than 60% 

более 60% 

more than 80 countries 

более 80 стран мира 

significant 

значительный 

48 



ТРУБНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ 

gas production levels, and in this regard, most of the investment 

projects is aimed at the substitution of imported products in 

energy industry. 

In particular, TMK has invested more than 10 bln rubles in a 

comprehensive program to improve the quality of premium pipes 

grade and expand production capacity. In particular, the company 

modernized and updated the pipes finishing line for pipes 

used in hydrocarbon production, introduced modern means of 

non-destructive quality control of manufactured pipes, updated 

the line for large-diameter pipes (LDP) production, achieved 

improved quality of pipe geometry and coating. 

OMK, in its turn, has directed 6 bln rubles to provide 

import substitution of products for demanding operating conditions 

of the main pipelines and oil fields. Among the company’s 

2016 investments is the construction of the Ural special 

valve plant for ball valves production for gas industry, the 

establishing of production for applying corrosion-resistant 

coatings on large-diameter pipes, the construction of facilities 

for the production and finishing of the casing with standard 

and premium types of connections, tubing strings, modernization 

of coupling sleeve and threading machines, launching a 

new line for application of anticorrosion coatings on connecting 

parts of pipelines. 

ChelPipe invested in import substitution in the segment 

of parts for main pipelines. In early December, ChelPipe jointly 

with RUSNANO started production of stamp-welded parts using 

nanotechnology at Eterno plant. Among other 2016 investment 

projects is mastering production of pipes for Kirinskoye field 

development, the development of premium tubing connections, 

expansion of capabilities of OCTG products control, modernization 

of draw bench at Pervouralsky Novotrubny Plant for the 

production of industrial pipes (workshops 7,9) as well as partial 

production modernization for participation in Nord stream – 2 

project, and projects aimed at the fulfillment of Gazprom technical 

requirements. The company’s investments in 2016 amounted 

to about 5 bln rubles. 

Taking into account the current investment projects as well 

as large-scale upgrading of production facilities, conducted in the 

period from 2002 to 2016, when more than 470 bln rubles equity 

and debt funds was invested in the development of pipe production 

in Russia, the share of high-tech products in Russian pipe 

producing companies exceeds 60%. 

During the period of 2004-2010 Russian pipe producers 

without government support have created modern facilities for 

production of single-seam welded large diameter pipes. These 

facilities are sufficient to ensure fuel and energy complex needs 

even at a peak demand during implementation of several major 

trunk pipeline projects on the territory of Russia and EAEU countries. 

In this regard the creation of Russia’s excess capacity for the 

production of pipes with state support raises concern. 

The support of projects to create new excess capacity in 

this segment of the pipe market does not lead to import substitution, 

the growth of industrial production and the economy 

as a whole, and will only create problems for existing industrial 

enterprises. 

Targeted government support for investment projects in the 

sector of machine building, the implementation of the planned 

major infrastructure investment projects in the energy sector, 

gain in experience of law administration in the use of used pipe, 

EAEU market protection against unfair competition will contribute 

to the further successful development of the Russian pipe 

industry in 2017. 

Некоммерческая организация «Фонд развития трубной промышленности» 

учреждена в 1999 году восьмью трубными предприятиями 

Российской Федерации для продвижения и защиты интересов производителей 

труб на рынке России, Евразийского экономического союза 

и внешних рынках. 

Учредителями Фонда являются Волжский, Северский, Синарский, 

Альметьевский трубные заводы, Таганрогский и Выксунский металлургические 

заводы, Челябинский трубопрокатный и Первоуральский 

новотрубный заводы. 

Основными задачами ФРТП являются содействие развитию трубной 

промышленности Российской Федерации, защита трубного рынка 

Евразийского экономического союза, представление интересов трубных 

заводов в государственных органах власти Российской Федерации 

и Евразийской экономической комиссии, продвижение трубной продукции 

на внутреннем и внешнем рынках, популяризация достижений 

российской трубной отрасли. 

Обеспечение импортозамещения в сегменте деталей 

для магистральных трубопроводов – сфера инвестиций ПАО 

«ЧТПЗ». В начале декабря ЧТПЗ совместно с РОСНАНО впервые 

в России запустили на площадке «ЭТЕРНО» производство 

разрезных тройников с использованием нанотехнологий. 

Среди других инвестиционных проектов 2016 года – освоение 

производства труб для Киринского месторождения, развитие 

премиальных соединений насосно-компрессорных труб, 

расширение возможностей контроля продукции нефтяного 

сортамента, модернизация трубоволочильного производства 

на ПНТЗ (цехов 7,9), а также точечная модернизация производства 

для участия в «Северном потоке – 2» и проекты, 

направленные на выполнение технических требований ПАО 

«Газпром». Инвестиции компании в 2016 году составили около 

5 млрд руб. 

Принимая во внимание текущие инвестиционные проекты, 

а также масштабное перевооружение производственных 

мощностей, проведенное в период с 2002 по 2016 год, в ходе 

которого было инвестировано в развитие трубного производства 

в России более 470 млрд руб. собственных и заемных 

средств, доля высокотехнологичной продукции в производстве 

российских трубных компаний превышает 60%. 

За период 2004-2010 гг. отечественные производители 

труб без государственной поддержки создали современные 

мощности по производству сварных одношовных ТБД, которых 

достаточно для обеспечения потребности ТЭК даже с 

учетом пикового спроса при реализации сразу нескольких 

крупных магистральных трубопроводных проектов как на 

территории России, так и ЕАЭС. 

В этой связи обеспокоенность вызывает создание в России 

избыточных мощностей по производству труб с использованием 

мер государственной поддержки. 

Поддержка проектов, создающих новые избыточные 

мощности в этом сегменте трубного рынка, не приведет к 

импортозамещению, росту промышленного производства и 

экономики страны в целом, а только создаст проблемы для 

действующих предприятий отрасли. 

Целенаправленная поддержка государством инвестиционных 

проектов в сегменте машиностроения, реализация 

запланированных крупных инфраструктурных инвестиционных 

проектов в ТЭК, наработка практики правоприменения 

в вопросе использования б/у труб, защита рынка ЕАЭС от 

недобросовестной конкуренции будут способствовать дальнейшему 

успешному развитию российской трубной отрасли 

в 2017 году. 


49

REGIONS 

Timano-Pechorskaya Gasovaya 

Kompaniya: 

Summary and Future Plans 

«Тимано-Печорская Газовая 

Компания»: 

подведение итогов и планы на будущее 

Vladimir N. Danilov, TPGK Ltd. CEO, 

Candidate of Geological-Mineralogical Sciences 

Sergey N. Ptetsov, Chief Research Worker of PetroTrace Global, 

Doctor of Technical Sciences, EAGO Vice-President 

Владимир Николаевич Данилов, генеральный директор ООО «ТПГК», 

кандидат геолого-минералогических наук 

Сергей Николаевич Птецов, главный научный сотрудник ООО «ПетроТрейс 

Глобал», доктор технических наук, вице-президент «ЕАГО» 

Inta was founded as a town of coal miners. Potentially, 

in the very near future, the city could become a developed 

industrial center for oil and gas production and 

processing and no longer depend on a single industrial 

enterprise. To date, Inta has all the prerequisites for the 

opening of facility equal to Vuktyl, gas capital of the region. 

The successful implementation of TPGK Ltd. investment 

project will play a key role in the development of Inta and 

Komi Republic in general and will open up new prospects 

for the oil and gas industry in the region. 

Active exploration work conducted in the Komi Republic 

in the middle of the last century led to the discovery of large 

number of prospective structures of the republic’s subsurface 

resources and Ukhtaneftegazgeologia discovered Intinskoye 

and Kozhimskoye gas fields in the neighborhood of Inta in 

the 80s of the last century. Unfortunately, the restructuring 

of political and economic relations in Russia, that followed 

soon, slowed down the development of natural resources in 

the Inta area. 

The actual steps for the 

development of gas fields in 

Inta area were made in late 

2005, when the Territorial 

Department for Subsoil 

Use of the Komi Republic 

has announced auctions 

to obtain the rights to use 

the subsoil in the North 

and South blocks of Inta 

field and Kozhimskoye field 

for the purpose of further 

exploration and subsequent 

organization of hydrocarbons 

extraction. Luidor Ltd. 

Город Инта основан как город угольщиков. 

Потенциально в самом ближайшем будущем город 

может стать развитым промышленным центром по 

добыче и переработке нефти и газа и перестать зависеть 

от единственного промышленного предприятия. На сегодняшний 

день у Инты есть все предпосылки для открытия 

объекта, равного Вуктылу – газовой столице региона. 

Успешная реализация инвестиционного проекта ООО 

«ТПГК» сыграет ключевую роль в развитии Инты и республики 

Коми в целом и откроет новые перспективы для 

нефтегазового комплекса региона. 

Активные геологоразведочные работы, проводившиеся 

в Республике Коми в середине прошлого века, позволили 

открыть в недрах республики большое количество перспективных 

структур, а коллективу ПГО «Ухтанефтегазгеология» 

открыть в окрестностях г. Инты в 80-х годах Интинское и 

Кожимское газовые месторождения. К сожалению, последовавшая 

вскоре перестройка политических и экономиче- 



РЕГИОНЫ 

Inta 

Инта 

SOURCE: GAZPROM / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ 

was recognized the winner of both auctions. Luidor Ltd. is 

affiliated with Synttech Group company, its shareholders 

established a specialized organization, Timano-Pechorskaya 

Gasovaya Kompaniya Ltd., for the development of the newly 

acquired assets. In connection with this event, these two 

licenses for subsoil use of Inta and Kozhimskoye fields, issued 

in July 2006 to Luidor Ltd., were reissued in 2008 by the name 

of the current operator – TPGK Ltd. (hereinafter TPGK). 

Since then, the Company’s portfolio of licenses to use 

subsurface mineral resources increased significantly, today it 

comprises 12 licenses. In addition, the issue of getting more 

prospective sites is under consideration. In December 2016 a 

ских отношений в России надолго затормозили освоение 

природных богатств Интинского района. 

Реальные шаги по освоению газовых месторождений 

в Интинском районе были сделаны в конце 2005 

года, когда Территориальное управление по недропользованию 

Республики Коми объявило аукционы на получение 

прав пользования недрами на Северном и Южном блоках 

Интинского месторождения, а также Кожимского месторождения 

с целью их доразведки и последующей организации 

добычи углеводородного сырья. Победителем обоих 

аукционов было признано ООО «Луидор» аффилированное 

с компанией Synttech Group, акционеры которого для 

освоения вновь приобретенных активов учредили специализированную 

организацию – Общество с ограниченной 

ответственностью «Тимано-Печорская газовая компания». 

В связи с этим событием эти две лицензии на право пользования 

недрами Интинского и Кожимского месторождений, 

выданные в июле 2006 года ООО «Луидор», были 

переоформлены в 2008 году на имя ныне действующего 

оператора – ООО «ТПГК» (далее ТПГК). 

С тех пор портфель лицензий Общества на право 

пользования недрами существенно увеличился, на сегодня 

он составляет 12 лицензий. Кроме этого, рассматривается 

вопрос о получении еще ряда перспективных участков. В 

декабре 2016 года был подписан меморандум с «Шелл» о 

сотрудничестве. «Шелл» попала в санкционный список и 


51

REGIONS 


memorandum was signed with Shell on cooperation. But Shell 

was put on the sanctions list and cannot work in Russia in 

some directions, and in the meantime the company has sites 

that are located in the Timan-Pechora oil and gas province. 

The company was looking for a long time partner to continue 

working with, so TPGK has signed a memorandum with Shell. 

There is no doubt that the main objective of the 

Company’s activities is to increase its resource base, increasing 

the company capitalization and making it more attractive. 

Over the past few years hydrocarbon reserves on the 

With such a significant resource potential, TPGK Ltd. main task is 

these resources conversion into commercial reserves. Therefore, the 

company exploration plans stipulate seismic survey in the coming 

years in the amount of not less than 600 lin km in the seasons 2016/17 

and 2017/18 to identify the most promising structures in major license 

areas. In the future, 3D detailed seismic work will be put out there for 

the preparation of these structures for deep exploration drilling. As a 

result of the interpretation of 3D seismic data of the surveys, performed 

previously, the next exploration wells are planned. It should be noted 

that all ongoing and planned works are consistent with the company 

commitments, which are set in licensing agreements. 

не может работать в России по некоторым направлениям, 

а между тем у компании есть участки, которые находятся 

на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. 

Предприятие долго искало партнеров, с кем могло 

бы продолжить работу, поэтому ТПГК заключила такой 

меморандум с Шелл. 

Несомненно, что основная цель деятельности 

Общества – это увеличение своей ресурсной базы, что 

увеличивает капитализацию компании и делает ее более 

привлекательной. За прошедшие годы на Интинском и 

Кожимском месторождениях запасы углеводородного 

сырья были увеличены почти в два раза. 

В период с 2008 года по настоящее время компания 

ТПГК выполнила большой объем геолого-разведочных 

работ на своих лицензионных территориях, начиная с 

обобщения и переобработки полученных ранее данных 2Д 

сейсморазведки и выполнения новых современных съемок 

3Д сейсморазведки. На сегодня трехмерной сейсморазведкой 

изучены территории Интинского, Кожимского месторождений, 

Лемвинского и Левогрубейюского, Западно- 

Интинского и Северо-Кожимского лицензионных участков. 

В 2013 году в компании ООО «ПетроТрейс» были 

переобработаны данные 3Д съемок с применением новейших 

технологий глубинной миграции сейсмограмм, на 

52 




Intinskoye and Kozhimskoye fields were increased almost 

twice. 

In the period from 2008 to the present time, TPGK 

conducted a large volume of exploration work on its license 

areas, starting with the integrating and reprocessing of 2D 

seismic data obtained earlier and performance of new upto-date 

3D seismic surveys. At present, territory of Intinskoye 

and Kozhimskoye fields, Lemvinsky, Levogrubeyyusky, West- 

Intinsky and North-Kozhimsky license areas are studied with 

3-D seismic. In 2013 in PetroTrace company 3D seismic data 

were reprocessed with the use of latest technology of seismogram 

depth migration, on the basis of which a new detailed 

structural-tectonic model was built and exploration well was 

recommended for drilling on the Inta dizplikate. 

In 2016, drilling of new Intinskaya well #24 was completed 

and a complete range of GIS was performed, including 

wave acoustics and microimagers, a full-fledged data core was 

obtained. The well confirmed the geological structure of the 

productive strata in the Permian and Carboniferous layers 

and deep spatial position of formations and thrusts planes at 

Intinskoye and Kozhimskoye fields. 

In 2015-2016, the 3D survey area was expanded in the 

south-west direction and is now PetroTrace company integrates 

and reprocesses of previously acquired 3D data, and 

Имея такой значительный ресурсный потенциал, перед ООО «ТПГК» 

стоит основная задача – перевод этих ресурсов в промышленные запасы. 

Поэтому планами геологоразведочных работ компании уже в ближайшие 

годы предусмотрено проведение сейсморазведочных работ в 

объеме не менее 600 пог. км в сезоны 2016/17 и 2017/18 с целью выявления 

наиболее перспективных структур на основных лицензионных 

участках. В дальнейшем там будут поставлены детализационные сейсморазведочные 

работы 3D для подготовки этих структур к глубокому 

поисковому бурению. По результатам интерпретации материалов сейсморазведки 

3D, выполненной ранее, будут намечены очередные поисковые 

и разведочные скважины. Надо отметить, что все проводимые и 

планируемые работы согласуются с теми обязательствами кампании, 

которые прописаны лицензионными соглашениями. 

основе которых построена новая детальная структурнотектоническая 

модель и рекомендована к бурению разведочная 

скважина на Интинском дизпликате. 

В 2016 году завершено бурение новой 24 Интинской 

скважины и выполнен полный комплекс ГИС, включая волновую 

акустику и микроимиджеры, получены полновесные 

данные керна. Скважина подтвердила геологическое строение 

продуктивных толщ в перми и карбоне и глубинное 

пространственное положение пластов и плоскостей над- 


53

REGIONS 


вигов на Интинском и Кожимском месторождениях. 

В 2015-2016 году территория съемки 

3Д была расширена в юго-западном направлении 

и в настоящее время компанией ООО 

«ПетроТрейс» выполняется объединение и 

переобработка всех ранее полученных 3Д 

съемок и затем комплексная интерпретация 

всех данных, включая данные новой 24 

Интинской скважины. Полученные материалы 

подтверждают высокое качество глубинных 

сейсмических изображений резервуаров 

УВ и высокую перспективность 

региона исследований. 

then integrated interpretation of all data, including new 

Intinskaya well #24 data. These materials confirm the high 

quality of deep seismic imaging of hydrocarbon reservoirs and 

the high prospectivity of the studied region. 

Нефтяной потенциал по 

Интинскому автохтону может 

исчисляться миллионами тонн 

Oil Potential for Inta Autochthon Can Amount to 

Millions of Tons 

In December 2016 the results of tests of the first object 

in the autochthonous part of the section of the well#24 of 

Intinskoye gas condensate field (GCF) were approved. As a 

result of the tests of the first of 10 objects in the well bottom 

of the Intinskaya well#24, commercial inflow was received 

with excellent physical and chemical characteristics, proving 

the discovery of new oil deposits at the Intinskoye GCF. 

Resulting act of Tyumengeologiya Production and Exploration 

Association LLC. on the results of tests of the first object of the 

Intinskay well#24 confirms the high oil potential of autochthonous 

part of the Intinskaye field section. 

According to preliminary results of the 3D seismic interpretation, 

producing oil object, opened in the well bottom 

of the well#24 has a sufficiently high volume characteristics, 

large amplitude and is a massive carbonate section, according 

to the results of laboratory core studies. Part of the array penetrated 

by the well has a height of 450 meters. Tested first target 

is confined to the lower part of the array. Within the new oil 

facility (deposit) 3-4 targets more will be tested. 

In the case of confirmation of oil saturation across the 

top of the autochthon in the well #24 (such conditions are the 

results of targets drilling and testing in the open hole), total 

oil potential of autochthon across the whole Intinskoye field 

Владимир Николаевич Данилов: 

«Самое масштабное чего мы ждем — это когда мы сможем 

перерезать красную ленточку и запустить перерабатывающее производство. 

Потому что и газ, и нефть — это то природное богатство, 

которое должно принести Инте дивиденды». 

В декабре 2016 года были утверждены 

результаты испытаний первого объекта в 

автохтонной части разреза скважины №24 

Интинского газоконденсатного месторождения 

(ГКМ). В результате проведенных 

испытаний первого из 10 объектов в призабойной 

части ствола скважины № 24 Интинская получен промышленный 

приток нефти с отличными физико-химическими 

характеристиками, что явилось свидетельством 

открытия новой нефтяной залежи на Интинском ГКМ. 

Полученный акт от ЗАО «Производственно-геологического 

объединения «Тюменьгеология» о результатах испытания 

первого объекта скважины № 24-Интинская подтверждает 

высокий нефтяной потенциал автохтонной части разреза 

Интинского месторождения. 

По предварительным результатам интерпретации 

материалов 3D сейсморазведки, вскрытый в призабойной 

части ствола скважины №24 продуктивный нефтяной объект 

обладает достаточно высокими объемными характеристиками, 

значительной амплитудой и по результатам лабораторных 

исследований керна представляет собой массивный 

карбонатный разрез. Вскрытая скважиной часть 

массива имеет высоту 450 метров. Испытанный первый 

объект приурочен к его нижней части. В пределах нового 

54 




can be significant. This is evidenced by the new data of seismic 

surveys, performed in 2015-2016. 

Confirmation of high productivity of the lower part 

of the section by the results of well#24 drilling opens new 

prospects of large discoveries in the company license areas. 

Objective evaluation of the oil potential of Inta autochthon 

will be made by Petro Trace Ltd. in 2017 under the agreement 

on reprocessing and reinterpretation of all geological information 

about Inta-Kozhimskaya area after the completion of 

new 3-D reservoir characterization. 

In 2017, the significant increase in reserves at 50 billion 

cubic meters of gas is expected driven by drilling new wells 

and 3D seismic surveys. The total resource base is estimated at 

more than 400 bln cubic meters. 

The volume of investments from the beginning of the 

project (in 2011) as of last reporting date 01.07.16 amounted 

to more than 3.5 bln rubles. In addition, currently 2 billion 

rubles has been contracted already. In case of successful realization 

of the project, with the confirmation of exploration 

prospects, the volume of investments may reach 27 bln rubles. 

Along with resource base increase, hydrocarbon raw 

material transfer system is designed, specifications for which 

was received in 2013. Project implementation is in the final 

stage. 

10 

years 

лет 

Over the past 10 years, the total volume of gas 

reserves and resources (C1 + C2 + C3) increased 

more than 10 times 

За 10 лет суммарный объем запасов и ресурсов 

газа (С1+С2+С3) увеличился более чем в 10 раз 

10 

times 

раз 

Today, the company is also working on the preparation of 

the investment project of gas processing plant construction, 

with total cost over 30 bln rubles. 

Intinsky and Kozhimsky license areas are located in 

close proximity to each other. This enables the implementation 

of a single system of additional exploration of license 

areas and unified two fields construction plan, including the 

creation on their raw material basis of a single gas producing 

enterprise- Inta GPE. Inta GPE complex being created will 

include producing wells, formation fluid field gathering facilities, 

headworks for centralized processing of the extracted 

hydrocarbons into marketable products, sales gas pipeline, 

connected to the system of Bovanenkovo – Ukhta main gas 

pipelines, infrastructure facilities. 

Successful implementation of TPGK Ltd. investment 

projects is able to affect the development of the Komi Republic 

mineral resources base, Inta and the region as a whole can get 

a serious socio – economic impact. 

Vladimir Danilov, 

“Our most ambitious target is to cut the red ribbon and launch the processing 

facility. Gas and oil is our natural wealth, which should bring dividends 

to Inta.” 

нефтяного объекта (залежи) будут проведены испытания 

еще 3-4 объектов. 

В случае подтверждения нефтенасыщения всей верхней 

части автохтона в скважине №24 (такие предпосылки 

имеются по результатам бурения скважины и испытания 

объектов в открытом стволе), общий нефтяной потенциал 

автохтона по всему Интинскому месторождению может 

быть значительным. Об этом свидетельствуют и новые данные 

сейсморазведки, выполненной в 2015-2016 гг. 

Подтверждение высокой продуктивности нижней 

части разреза по результатам бурения 24 скважины открывает 

новые перспективы крупных открытий на всех лицензионных 

участках компании. Объективная оценка нефтяного 

потенциала Интинского автохтона будет выполнена 

ООО «Петро Трейс» в 2017 году в рамках договора на 

переобработку и переинтерпретацию всей геологической 

информации по Интинско-Кожимской площади, после 

завершения работ по построению новой 3-х мерной геологической 

модели. 

В 2017 году ожидается существенный прирост запасов 

на 50 млрд кубических метров газа за счет бурения 

новых скважин и 3D сейсморазведки. Общая ресурсная 

база оценивается в более чем 400 миллиардов кубических 

метров. 

Объем инвестиций с начала реализации проекта 

(2011 год) на последнюю отчетную дату 1.07.16 составил 

более 3,5 млрд рублей. Кроме того, в настоящее время 

уже законтрактована сумма в 2 млрд рублей. В случае 

успешной реализации проекта, при подтверждении геолого-разведочных 

перспектив, объем инвестиций может 

составить – 27 млрд руб. 

Параллельно с наращиванием сырьевой базы ведется 

проектирование узла сдачи углеводородного сырья, ТУ 

на который был получен в 2013 году. Реализация проекта 

находится в завершающей стадии. 

На сегодняшний день, компания также ведет работу 

по подготовке инвестиционного проекта, направленного 

на строительство газоперерабатывающего комплекса, 

общей стоимостью свыше 30 млрд руб. 

Интинский и Кожимский лицензионные участки расположены 

в непосредственной близости друг от друга. Это 

дает возможность реализации единой системы доразведки 

лицензионных участков и единой схемы обустройства 

этих двух месторождений, в том числе создание на их 

сырьевой базе единого газодобывающего предприятия 

– Интинского ГДП. Создаваемый комплекс Интинского 

ГДП будет включать добывающие скважины, промысловую 

систему сбора пластового флюида, головные сооружения 

для централизованной переработки добытых углеводородов 

в товарную продукцию, трубопровод товарного газа, 

подключаемый к системе магистральных газопроводов 

«Бованенково – Ухта», объекты инфраструктуры. 

Успешная реализация инвестиционных проектов 

ООО «ТПГК» способна повлиять на развитие минеральносырьевой 

базы Республики Коми, а город Инта и регион в 

целом могут получить серьезный социально – экономический 

эффект. 


55

Oil&Gas Eurasia #1 2017

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?