ROGTEC Magazine - Issue 29

29

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Салым Петролеум: разумное использование ПНГ

Salym Petroleum:Smart APG Utilization

Роснефть: модель для

успешного бурения

Rosneft: The Model For Drilling Success

ТNК-ВР:передовые

технологии бурения горизонтальных скважин

TNK-BP:Cutting Edge

Horizontal Drilling

Технология за круглым столом: буровые подрядчики

Technology Roundtable:Drilling Contractors

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.comOil & Gas Covered!

www.rogtecmagazine.com Energy Covered!

ROGTEC www.rogtecmagazine.com6

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001 Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar

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

Редактор материалов по России Russian EditorBoris [email protected]

Bryan [email protected]

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

Верстка и дизайн Production / DesignКреативный дизайн Creative DirectorSaul Haslam

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

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

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

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

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

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

Доверьтесь опыту Зульцер Пампс в нефтегазовой промышленности

The Heart of Your Process

Посетите наш стенд FСО55 в павильоне Форум на выставке Нефтегаз-2012 с 25 по 29 июня в Москве, чтобы узнать больше о спектре наших насосных технологий и услуг для оптимизации Ваших процессов в нефтегазовой промышленности.

Являясь мировым лидером по про-изводству насосов для нефтегазовой про-мышленности, Зульцер Пампс обслуживает заказчика ежедневно, превосходя ожидания.

Наша передовая, известная в мире тех-нология открывает новые возможности, пред-лагая современные решения для разведки и добычи, что позволяет сделать нефтедобычу

более безопасной и эффективной. Мы рас-полагаем широким спектром оборудования и его применения, в том числе насосы для систем поддержания пластового давления, транспортировки нефти, разгрузки нефти, си-стем пожаротушения, забора морской воды, многофазные насосы, насосы для подводных работ и общего применения.

Благодаря широкой сети Центров Поддержки Заказчика как в России, так и по всему миру, мы всегда находимся в не-посредственной близости от заказчика с целью возможности предложения надежных решений в любое время.

Sulzer Pumps ООО "Зульцер Пампс Рус"119034 Россия, Москва,ул. Остоженка, 6, стр. 3, Тел.: +7 (495) 363 24 60Факс: +7 (495) 363 24 59E-mail: [email protected]

Акцент на призабойной зоне……далеко идущие результаты

Специалисты Tendeka разработали специализированный набор решений, сконцентрировав внимание на одном ключевом аспекте: призабойной зоне. Что бы вы не искали – датчики, DTS-системы, ПО для моделирования, механические пакеры, разбухающие пакеры, приборы/системы контроля проявления флюидов или песка – концентрируясь на вопросах мониторинга, моделирования и контроля призабойных многофазных течений, компания Tendeka обеспечит вас наиболее эффективными решениями для управления поведением пласта, повышения нефтеотдачи и увеличения КИН.

Заканчивания МониторингМоделирование Контроль

Посмотрите изображение целиком на www.tendeka.com

11210 Top Level ROGTEC Half Page RUS AW.indd 1 24/04/2012 09:35

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

Доверьтесь опыту Зульцер Пампс в нефтегазовой промышленности

The Heart of Your Process

Посетите наш стенд FСО55 в павильоне Форум на выставке Нефтегаз-2012 с 25 по 29 июня в Москве, чтобы узнать больше о спектре наших насосных технологий и услуг для оптимизации Ваших процессов в нефтегазовой промышленности.

Являясь мировым лидером по про-изводству насосов для нефтегазовой про-мышленности, Зульцер Пампс обслуживает заказчика ежедневно, превосходя ожидания.

Наша передовая, известная в мире тех-нология открывает новые возможности, пред-лагая современные решения для разведки и добычи, что позволяет сделать нефтедобычу

более безопасной и эффективной. Мы рас-полагаем широким спектром оборудования и его применения, в том числе насосы для систем поддержания пластового давления, транспортировки нефти, разгрузки нефти, си-стем пожаротушения, забора морской воды, многофазные насосы, насосы для подводных работ и общего применения.

Благодаря широкой сети Центров Поддержки Заказчика как в России, так и по всему миру, мы всегда находимся в не-посредственной близости от заказчика с целью возможности предложения надежных решений в любое время.

Sulzer Pumps ООО "Зульцер Пампс Рус"119034 Россия, Москва,ул. Остоженка, 6, стр. 3, Тел.: +7 (495) 363 24 60Факс: +7 (495) 363 24 59E-mail: [email protected]

Акцент на призабойной зоне……далеко идущие результаты

Специалисты Tendeka разработали специализированный набор решений, сконцентрировав внимание на одном ключевом аспекте: призабойной зоне. Что бы вы не искали – датчики, DTS-системы, ПО для моделирования, механические пакеры, разбухающие пакеры, приборы/системы контроля проявления флюидов или песка – концентрируясь на вопросах мониторинга, моделирования и контроля призабойных многофазных течений, компания Tendeka обеспечит вас наиболее эффективными решениями для управления поведением пласта, повышения нефтеотдачи и увеличения КИН.

Заканчивания МониторингМоделирование Контроль

Посмотрите изображение целиком на www.tendeka.com

11210 Top Level ROGTEC Half Page RUS AW.indd 1 24/04/2012 09:35

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC

Интервью ROGTEC: Фрэнсис Соммер, старший вице-президент TNK-BP по производству и

технологиям

Технология за круглым столом: буровые подрядчики: ООО «Интегра-Бурение»,

EDC и Nabors Drilling International Limited

Информационные технологии при планировании и мониторинге эксплуатационного бурения на

месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

ООО «ТНК-Уват» совершенствует технологии бурения горизонтальных скважин на Усть-

Тегусском месторождении

Salym Petroleum Development:

Энергия тройного партнерства

Шельфовые проекты в Каспийском, Черном и Азовском морях: проблемы и решения

Отчеты Блэкберн: Геология нефти и газа мелового периода

TNGG: Принципы планирования разведки залежей терригенных пластов венда на

Оморинском лицензионном участке

Содержание Contents12

40

18

48

54

64

The ROGTEC Interview: Francis Sommer, Senior Vice President of Operations & Technology at TNK-BP

Technology Roundtable: Drilling Contractors: LLC Integra - Drilling, EDC & Nabors Drilling International Limited

Rosneft: The Model for Drilling Success

TNK-Uvat Introduces Cutting-Edge Horizontal Drilling Technology in Ust-Teguss

Salym Petroleum Development:

Triple Energy Partnership

Problems and Solutions for Shelf Projects in the Caspian Sea, Black Sea and the Sea of Azov

Blackbourn Reports: Western Siberia During the Cretaceous Period

TNGG: Exploration Planning Principles for the Omorin License Block

80

94

Nabors буровая установка Фото предоставлено Nabors Drilling International Ltd

Nabors drilling rig, photo courtesy of Nabors Drilling International Ltd18 54

www.rogtecmagazine.com

Оптимальные технологические решения, богатый опыт и лидирующие позиции компании FMC Technologies вносят важный вклад в успешную разработку подводных месторождений на aрктическом шельфе. Технологии FMC Technologies значительно облегчают освоение и эксплуатацию подводных месторождений в условиях арктических морей, покрытых льдом до семи месяцев в году. Полный комплекс наших технических решений включает в себя надежные и проверенные на практике технологии для подводного бурения, добычи, сепарации и транспортировки углеводородов, системы подключения отдельных скважин протяженными шлейфами, экологически чистые полностью электрифицированные системы мониторинга и системы управления потоком углеводородов. Не позвольте льду выдавить вас из Арктики. Лучше обратитесь к нам, мы сможем вам помочь.

ROGTEC205mm x 275mm_March & May

Copyright © FMC Technologies, Inc. All Rights Reserved.

10 ROGTEC

Мы рады представить вашему вниманию 29-й выпуск журнала ROGTEC. Снова наступило лето, и мы с нетерпением ждем начала летних отраслевых выставок, в частности Нефтегаз-2012, которая состоится в конце июня. Судя по всему, большинство крупнейших региональных отраслевых выставок сокращают количество участвующих медиа-партнеров, предпочитая работать лишь с самыми солидными и признанными изданиями. Для ROGTEC большая честь быть в числе таковых и считаться признанным отраслевым лидером в нашей сфере.

Для этого, самого важного в году, выпуска, мы приготовили несколько замечательных материалов.

В центре внимания номера – бурение, и открывает эту тему замечательное интервью с Фрэнсисом Соммером, старшим вице-президентом по производству и технологиям TNK-BP. В отдельном материале рассматриваются новейшие технологии бурения, используемые на Усть-Тунгусском месторождении, а в одной из самых популярных рубрик нашего издания – “Технология за круглым столом” мы задаем ключевые вопросы ведущим региональным

буровым подрядчикам, в частности компаниям ООО

«Интегра-Бурение», EDC и Nabors Drilling International

Limited. Основные затронутые в рубрике темы - буровые работы, контракты и внедрение последних технологий в области бурения.

Завершает тему бурения материал от компании Роснефть, посвященный внедрению IT-технологий для буровых работ. В статье рассматриваются не только решения, предлагаемые сторонними поставщиками услуг, но и собственные разработки компании. Среди других статей, связанных с работой операторов и посвященных техническим вопросам, материал компании Salym Petroleum

об использовании попутного нефтяного газа.Наших читателей, интересующихся вопросами геологоразведки, порадует очередная глава из великолепного исследования Грехема Блэкберна о геологии Западной Сибири, а также впервые публикуемый в журнале материал компании ТюменНИИгипрогаз, которую мы рады приветствовать среди наших авторов.

Я надеюсь, что вам понравится этот выпуск журнала, и с нетерпением жду встречи с вами на выставке Нефтегаз -2012.

Ник ЛуканШеф-редактор[email protected]


Колонка шеф-редактора

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

Автозатворная байпасная система многократной активации PBL®:• Позволяет закачивать любые виды экранирующих наполнителей, включая агрессивные и цементные растворы• Допускает увеличенный расход буровой жидкости для усиленной промывки скважины, позволяя сократить крутящий момент и захватывание, тем самым повышая скорость проходки • Используется также для кислотной обработки и интенсификации притока • Используется для бурения кольцевым забоем

В дополнение, инструмент PBL имеет ряд уникальных особенностей:• Безопасность – инструмент PBL закрывается при выключении насосов, сокращая эффект сообщающихся сосудов или возможные проблемы контролирования скважины, которые могут возникать у других инструментов • Автозатвор – функция автозатвора, позволяющая вытаскивать спусковую колонну в “сухом” виде или заполнять спусковую колонну в процессе спускоподъемных операций • Инструмент PBL может работать несколько циклов (до 10) за один заход • Давление сдвига золотника может устанавливаться по выбору оператора

Мультиструйный инструмент многократной активации PBL:Операции интенсивной промывки проводятся с помощью форсунок, установленных по всей насосно-компрессорной колонне.

Мультиструйный инструмент многократной активации имеет широкий спектр применения в буровых работах и при заканчивании скважин:• Очистка противовыбросовых превентеров, разделительных колонн, подвески хвостовика и головки колонны-хвостовика без дополнительных рейсов• При включении в КНБК, очистка может осуществляться в момент подъема колонны из скважины без вращения буровой колонны

www.dsi-pbl.com

Байпасная система многократной

активации PBL®

Мультиструйный инструмент PBL®

Новейшее в буровых циркуляционных системах многократной активации

Байпасная система PBL

Анатолий Плукчи629800 Ноябрьск Промзона, Панель 11ЯНАО, Российская ФедерацияТел./факс (3496)343042/343062E-mail: [email protected]Наил ХуббитдиновМоб.: +7 912 939 6831E-mail: [email protected]

PBL – зарегистрированный товарный знак компании SBO

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Dear Readers,

Welcome the 29th issue of ROGTEC Magazine. The

summer is again upon us and we are looking forward to

summer shows, and specifically NEFTEGAZ 2012 at the

end of June. It seems that the major regional shows are

cutting down the amount of media partners that attend their

exhibitions, choosing only to work with the well established

and recognized publications. ROGTEC is proud to be

part of this very small group and to be recognized as an

industry leader in our field.

Back to this issue of the publication, and we have some

great content for our most important magazine of the year.

We have a drilling focus in this issue, starting off a great

interview with Francis Sommer SVP Operation and

Technolgy at TNK-BP. Separately TNK-BP look at the

latest drilling technology in use at the Ust-Teguss field,

and we continue our ever popular roundtable feature this

issue by asking key questions to the regions leading drilling

contractors, namely LLC Integra - Drilling, EDC & Nabors

Drilling International Limited, who discuss key issues such as

drilling activity, contracts and the latest technology being

implemented.

Rosneft conclude the drilling focus by looking at the

implementation of IT in their drilling operations, focusing not

only on solutions offered by external service companies,

but also their proprietary systems. In other operator led

technical articles, we have Salym Petroleum looking at their

use of associated petroleum gas.

EDITORSNOTESEDITORSEditors Notes

We also welcome TNNG as a contributor, and coupled

with the next chapter of Graham Blackburn’s fantastic

study of the geology of Western Siberia we have a great

section to keep our exploration readers happy.

I hope you all enjoy this issue and we look forward to

seeing you all at NEFTEGAZ!

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

13ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

EDITORS

Глубоководная полупогружная буровая платформа шестого поколения Deepsea Atlantic, спроектирован-ная GVA Consultants для Odfjell Drilling, которая является её владельцем и оператором, идеально подходит для эксплуатации в районах с высокими требованиями к экологической безопасности. Поми-мо своей конструкции, обеспечивающей высокую эксплуатационную эффективность, на платформе используются самые современные и совершенные электротехничес кие решения, обеспечивающие без-опасность эксплуатации и высокую надежность.

www.siemens.com/oilandgas

Решения для нефтегазовой отрасли

Все электрические системы платформы – от электро-станции до электрических приводов – были разрабо-таны и поставлены компанией SIEMENS. Платформа Deepsea Atlantic предназначена для работы в тяже-лых климатических условиях, поэтому эксплуатаци-онная надежность является ключевым фактором. Решения SIEMENS зарекомендовали здесь себя самым лучшим образом, подтверждая надежность, которую гарантирует компания SIEMENS для своих систем и компонентов – где угодно и когда угодно.

Надежность – ключ к успеху на мореВысоконадежное и высокопроизводительное оборудование для морского применения

E50

00

1-E

44

0-F

15

6-V

1-5

60

0

4432_DrillShip_205x275_rus.indd 1 18.10.2011 15:50:25 Uhr

14

What are TNK-BP’s key upstream objectives for 2012 in Russia?

Continued improvement of our HSE performance in all our operations will be a key priority for us. We will remain relentlessly focused on this task. Of course, efficient reserves recovery and increasing oil production in order to meet our planned performance targets are key objectives. We are counting on making meaningful progress on our major projects in Yamal, expansion of Uvat and VCNG. These projects will be critical components of our production growth going forward. Additionally, our shareholders expect that we will continue managing stable cash flows, so maintaining operational efficiency at our brownfields is also critical.

Reserve replacement is a prime task of all operators. Are you undertaking any specific projects to increase your reserves? What were the company’s replacement ratios in 2011?

Какие ключевые задачи ставит перед собой ТНК-ВР на 2012 г. в области разведки и добычи в России?

Постоянное улучшение наших показателей в области охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды (ОТ, ПБ и ООС) на всех наших проектах является одним из наших ключевых приоритетов. Эта задача всегда будет для нас одной из самых главных. При этом, разумеется, эффективная выработка запасов и увеличение добычи углеводородов для выполнения производственных планов являются основной целью нашей деятельности. Мы рассчитываем достичь существенных результатов на наших ключевых проектах в Ямало-Ненецком автономном округе, а также продолжить расширение производства на Увате и Верхней Чоне. Успех этих проектов является необходимым условием для обеспечения дальнейшего роста нашего

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Фрэнсис Соммер, старший вице-президент TNK-BP по производству и технологиям

The ROGTEC Interview: Francis Sommer, Senior Vice President, Operations & Technology at TNK-BP

15ROGTECROGTEC

INTERVIEW


производства. Кроме того, наши акционеры ожидают от нас дальнейшего управления стабильностью потока денежных средств, поэтому поддержание операционной эффективности наших проектов - также одна из приоритетных задач.

Восполнение сырьевой базы – первостепенная задача для любого оператора. Какие конкретные усилия предпринимаются вашей компанией для обеспечения прироста общих запасов? Какие значения коэффициента восполнения запасов были у компании в 2011 г.?

На конец 2011 года, общие доказанные запасы консолидированных дочерних компаний ТНК-BP, оцененные по критериям Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC), составили 9.1 миллиардов баррелей в нефтяном эквиваленте.

Прирост доказанных запасов в 2011 г. на 0.97 миллиарда баррелей обеспечил рост показателей восполнения сырьевой базы общих доказанных запасов по критериям SEC на весь срок эксплуатации месторождений (LOF) до значения в 145%. За последние восемь лет мы смогли достичь коэффициента извлечения запасов в 140%, и мы гордимся такими достижениями.

По критериям системы управления углеводородными ресурсами (SPE-PRMS), наши запасы достигли 13.77 миллиардов бнэ, а коэффициент восполнения доказанных запасов по системе PRMS в 2011 году составил 203%.

Точное выполнение плана производственных мероприятий и использование новейших технологических достижений позволили нам достичь стабильного прироста запасов. Что касается результатов работы в 2011 году, мы смогли обеспечить прирост запасов за счет развития нескольких месторождений в Оренбургской области и за счет расширения Уватского и Верхнечонского проектов. Кроме того, приросту запасов газа способствовало развитие проектов ЗАО «Роспан Интернешнл». Благоприятные рыночные условия также сыграли свою роль в увеличении коэффициента восполнения запасов в 2011 году.

В 2011 году Компания завершила сделку по покупке активов во Вьетнаме, что по результатам проведенного аудита запасов наших вьетнамских месторождений обеспечило прирост доказанных запасов на 30.6 мбнэ по критериям SEC. Кроме того, рост запасов произошел и благодаря строительству собственных электростанций, что позволило включить в запасы компании попутный газ, используемый для собственной генерации электроэнергии.

At the end of 2011, the total proved SEC life-of-field (LOF) reserves of TNK-BP consolidated subsidiaries, estimated according to the criteria of the US Securities and Exchange Commission (SEC), amounted to 9.1 bln barrels of oil equivalent.

Through the addition of 0.97 bln barrels of proved reserves, the total proved SEC life-of-field (LOF) reserves replacement ratio amounted to 145% in 2011. Over the past eight years we have averaged a recovery ratio of 140%, and we are proud of that.

By PRMS (formerly SPE) criteria, our reserves amounted to 13.77 bln barrels of oil equivalent and the proved PRMS reserves replacement ratio in 2011 was 203%.

It was through solid operational execution and the use of technology that we have been able to demonstrate a solid track record of reserves growth. Speaking specifically about 2011, reserves growth has come from efficient development of several fields in the Orenburg Region and expansion of VCNG and Uvat projects. We have also made progress on the development of Rospan which resulted in gas reserves growth. Favorable market conditions were also conducive to growth of the reserves replacement ratio in 2011.

In 2011, the company sealed a deal for acquiring assets in Vietnam, as a result of which proved reserves amounting to 30.6 mln barrels of oil equivalent, according to the SEC criteria, were added to the company’s balance sheet after the fields in Vietnam were included in the audit. Apart from that, the company’s reserves increased owing to efficient development and implementation of the program for construction of captive power plants, which made it possible to include the gas supplied for captive power generation in the reserves.

Internationally, TNK-BP is now working in a number of countries; how are operations going in Vietnam and Venezuela? And what are your plans for further international development?

TNK-BP’s international assets are seen as a key part of the Company’s future with the international portfolio offering opportunities to help replace reserves and production and improve financial performance through access to high-margin barrels in fiscally stable countries.

We are looking for opportunities in existing countries to deliver long-term international growth with significant financial returns to TNK-BP and continuing to review international opportunities that offer synergies with TNK-BP’s existing businesses to continue international expansion in the future.

In terms of current projects, TNK-BP started first offshore drilling operations on Lan Do field development in Vietnam.

16 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Сегодня ТНК-ВР работает в нескольких странах; как развиваются ваши проекты во Вьетнаме и Венесуэле? Каковы ваши планы по дальнейшему развитию на международном рынке?

Международные активы ТНК-BP очень важны для будущего Компании, поскольку портфель международных проектов создает возможности для восполнения запасов, расширения производства и улучшения финансовых показателей за счет доступа к высокоприбыльным запасам в странах со стабильным налоговым режимом.

В тех странах, где Компания располагает активами, мы ищем возможности для обеспечения долгосрочного роста и достижения значительных результатов финансовой деятельности. Мы продолжим рассматривать на международном рынке возможности расширения с учетом синергии с уже имеющимися проектами.

Что касается текущих проектов, ТНК-BP приступила к бурению на шельфе во Вьетнаме для разработки месторождения Лан До. Сегодня на Лан До пробурено 2 вертикальных подводных скважины с устьями на глубине 185 метров. Эти скважины расположены в 28 км к востоку от платформы Лан Тай на блоке 06.1, где ТНК-BP добывает природный газ и газоконденсат для выработки электроэнергии во Вьетнаме.

Учитывая, что новейшие технологии – ключ к оптимизации нефтедобычи, какие передовые практики в секторе разведки и добычи, внедренные вами недавно, позволили добиться значимых изменений?

Хорошим примером использования передовых практических методов для оптимизации наших нефтепромысловых операций является успешное внедрение программы увеличения межремонтного периода на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Так, в конце 2011 года межремонтный период УЭЦН превысил целевые показатели и достиг значения 615 суток в ОАО «Самотлорнефтегаз». Это очень крупное достижение. Были разработаны и испытаны в полевых условиях УЭЦН малых и ультра-малых диаметров. Комплексный план реализации инициатив специалистов ОАО «Самотлорнефтегаз» позволил добиться прибыльной добычи в условиях проектных ограничений. По оценкам экспертов, использование этой технологии потенциально позволит увеличить добычу нефти на 133 мтнэ.

Какое из месторождений ТНК-BP потребует наибольших вложений в 2012 году (за счет капремонта, нового строительства или расходов на разведку)?

Lan Do field contains 2 vertical subsea wells at a water depth of about 185 m and is located 28 km east of Lan Tay Platform in Block 06.1, where TNK-BP is producing natural gas and condensate for power generation in Vietnam.

With “best practices” key to the optimization of oilfield operations, what upstream “best practices” have you recently implemented that have made a noticeable operational difference?

A good example of using best practices to optimize our oilfield operations was our successful implementation of a program to increase the run life of electrical submersible pump (ESP) wells. For example, at the end of 2011 the run life of ESP wells exceeded the target and reached 615 days at Samotlorneftegaz. This is no minor achievement. Small and ultra-small electrical submersible pump units were developed and underwent field tests. Through comprehensive implementation at the initiative of Samotlorneftegaz specialists, these ESP units enabled profitability and production from the wells within design constraints. According to expert assessment, the use of this technology has the potential to incrementally increase oil production by133 mtpa.

In which oilfield area do you see TNK-BP having the greatest investment increase in 2012 (i.e. work over, new field construction, exploration)

The greatest area of growth will be drilling and major capital projects progression.

TNK-BP invests over $2.4 bln annually (in Russia alone) on drilling and construction of over 1,000 wells, in addition to upgrading existing wells by sidetracking. In 2004, we drilled our first sidetrack, but in 2012 we aim for over 350 sidetracks at old wells. Our proven track record of operational excellence and investment risks management will enable us to accomplish this.

Today we manage drilling of wells with various complexities in terms of well design and trajectory. Some of these are long reach wells with step-outs of over 4,000 meters, 3-D well profiles, multilateral or dual-completion wells at one end and shallow drilling at the other end of our scope.

What technologies have you introduce to TNK-BP field operations that have had significant impact on your field ops?Which technologies will TNK-BP focus on in 2012 to increase field performance?

The Company has been carrying out multi-stage fracturing at horizontal wells starting from 2010. We implemented several completion variants in horizontal sections followed by multi-stage fracturing depending on specific conditions.


Наибольший рост активности планируется в сфере бурения и развития крупнейших капитальных проектов компании.

ТНК-BP только в России ежегодно инвестирует свыше 2.4 миллиона долларов в программы бурения и строительства свыше 1000 скважин. Отдельной строкой значится восстановление скважин зарезкой боковых стволов. Первый боковой ствол был пробурен нами в 2004 году, а в 2012 году мы планируем зарезку свыше 350 боковых стволов на существующих скважинах. Доказанный временем успешный опыт производственной эффективности и управления инвестиционными рисками позволит нам достичь поставленных целей.

Сегодня мы управляем бурением скважин различной сложности, связанной как с аспектами проектирования, так и с траекторией бурения. Некоторые из таких сложных задач – скважины увеличенной протяженности с бурением за контуром разработанной площади на расстояниях до 4000 метров, скважины с 3D-профилями, многоствольные скважины или скважины с заканчиванием на два пласта с одной стороны спектра выполняемых нами проектов и бурение на малой глубине – с другой.

Какие технологии, внедренные на разрабатываемых месторождениях ТНК-ВР оказали значительное влияние на повышение эффективности проводившихся работ и какие технологии будут в центре внимания Компании в 2012 г.?

В 2010 году наша Компания начала использование метода многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах. Мы внедрили несколько вариантов заканчивания горизонтальных скважин с последующим многостадийным ГРП, в зависимости от конкретных условий работы.

В 2011 был проведен трехстадийный ГРП с заканчиванием скважины по технологии Isojet, позволяющей вскрывать цементированный хвостовик с помощью пескоструйной перфорации и канатно-ударного инструмента. В 2012 году реализация программ по использованию двух- и трехстадийного ГРП будет продолжена в соответствии с доказанными технологиями.

В 2011 году наш отдел бурения также внедрил программу низкозатратного доступа к запасам (Low Cost Access). Эта инициатива предполагает поэтапное изменение подхода к строительству скважин. Ожидаемый результат – прирост объемов добываемых запасов углеводородов на существующих объектах Компании, которые при

18 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


текущей финансовой конъюнктуре находятся на грани рентабельности.

Мы также начали внедрение технологий, которые позволят увеличить выработку запасов не только в краткосрочной перспективе, но и в средне- и долгосрочном периоде. В 2011 году на Самотлорском месторождении запущен пилотный проект по внедрению инновационной технологии BrightWater, разработанной BP. Использование этой технологии сыграет важнейшую роль для значительного сокращения обводненности скважин и увеличения нефтеотдачи.

Одна из серьезных проблем как для TНK-BP, так и для нефтедобывающей отрасли России в целом - рост удельных операционных затрат на электроэнергию, связанный с естественным истощением запасов, что делает поиск решений по сокращению доли затрат на электроэнергию в общих эксплуатационных затратах еще более важной задачей на всех этапах производства – от создания необходимых условий в разрезе и выбора метода эксплуатации скважин до транспортировки нефти на пункт подготовки и перекачки.

ТНК-BP начала активное внедрение технологий для повышения энергоэффективности на всех этапах нашего производства. Некоторые технологии были успешно опробованы на объектах Компании в 2011 году и планируются к внедрению на других проектах в 2012-2014 гг. Один из примеров решений, планируемых к внедрению в промышленном масштабе - это использование высоковольтных погружных электродвигателей.

Соблюдение природоохранных норм – первичная задача для любого оператора. Как ТНК-BP планирует выполнять свои обязательства в этой сфере по всей России?

ОТ, ПБ и ООС – первоочередная задача для ТНК-BP. Все наши производственные объекты объединены общей задачей постоянного улучшения показателей ОТ, ПБ и ООС, и мы гордимся нашими достижениями в этой сфере. Как в России, так и за ее пределами мы полностью сосредоточены на соблюдении норм ОТ, ПБ и ООС и зачастую используемые нами стандарты в этой сфере значительно строже норм, установленных законом. Для решения этих вопросов мы постоянно проводим тренинги персонала и обеспечиваем соответствующий надзор в этой сфере на всех наших производственных объектах, и общая цель всех аспектов такой работы - создание самых высоких стандартов в области ОТ, ПБ и ООС.

In 2011, three-stage fracturing was conducted with well completion utilizing Isojet technology, providing for opening a cemented liner using sand perforations and CT. In 2012, the programs will continue using 2- and 3-stage fracturing in accordance with the proven technologies.

In 2011, our Drilling Department also introduced a Low Cost Access program. This is an initiative to introduce a step change in the way wells are constructed. The expected outcome is to access additional hydrocarbon resources in the Company’s existing assets that, in the current financial environment, are marginally economical.

We have also begun to introduce technologies not only for near-term recovery, but also to improve reserves recovery in the mid- and long-term. In 2011, a pilot project to introduce the innovative BrightWater technology, developed by BP, was launched on Samotlor field. Technology plays an integral role in reducing well watercut and increasing oil recovery significantly.

At the same time, TNK-BP and the oil industry in Russia are currently facing a serious challenge of operating power costs growth caused by natural field depletion. All this makes the search for effective tools of reducing the share of power costs in the operating costs ever more important at all production stages – from meeting subsurface conditions and selecting well operation models to transferring oil custody to a metering facility.

TNK-BP has begun active implementation of new energy-efficient technologies in its oil production processes. Some technologies tested in 2011 have proved successful and in 2012-2014, they are planned to be implemented at the Company’s other production assets. One example of scaling up such a solution is the use of high-voltage electric submersible motors.

Environmental compliance is essential for all operators. How does TNK-BP ensure that it achieves its obligations across Russia?

HSE is a top priority at TNK-BP. All of our operations have the common goal of continuous improvement in HSE performance and we are proud of our track record in this area. In Russia and abroad we are fully committed to meeting these regulations and, in many cases, our world-class standards even go beyond these norms. We achieve this through dedicated staff training and supervision of our operations, all of which is aimed at delivering the highest HSE standards.

17ROGTECROGTEC

INTERVIEW


adzorbTHE OIL POLLUTION SOLUTION

TM

Potential adzorb applications include:•Ports&Harbours

•Pipelines

•KeyInfrastructure

•MilitaryInstallations

•EmergencyResponse

•Refineries

•Plusmanymore...

TM

adzorb immediately eradicates the dangers associatedwith oil spillage by absorbing thehydrocarbonsandlockingtheminsideaneasytodisposeshell.

TM

ArtenisistheLicensedDistributorofadzorbTM

Anenvironmentallyfriendly,naturalabsorbentofpetrochemicalsonlandandwater

Biodegradable·MinimisesLeeching·NonToxic· PackedtoIndustryStandard

[email protected]|W.www.artenisgroup.com

T.+97142149058|F.+97142149510A.ArtenisGroup|DubaiAirportFreeZone|East

Wing3|P.O.Box54620Dubai|UAE

UKoffice

T.+442085281145|F.+442085281001A.ArtenisGroup|88WoodStreet

London|UK|EC2V7RS

Dubaioffice

Adzorb Ad 205x175 FINAL.indd 1 6/15/12 3:18 PM

20

Welcome to all of our participants. Could you briefly describe the rig fleet that you are operating in Russia?

LLC Integra-Drilling: A part of rig fleet of Integra - Drilling (Integra Group) is presented by 320 ton Drilling Rigs BU 3D designed mainly for exploratory or single well drilling. For pad drilling, mainly in Western Siberia, we use 200 ton Drilling Rigs BU 3000EUK-1M. The key advantage of these rigs is a Skidding System which makes it possible to move Drilling Rig fast enough. Besides, our rig fleet includes Drilling Rigs BU 3900; 4500 / 270 EK-BM; F-400 и F-500; Mobile Drilling Rigs АRB-100, MBU-125 and TZJ-20 designed for sidetracking.

EDC: EDC owns and operates the largest onshore rig fleet in Russia and the CIS with 258 drilling rigs, including 44 mobile drilling rigs used primarily for well sidetracking and off-pad drilling. We also own and operate 330 well service and workover rigs on land, plus 2 offshore jack-up rigs. Approximately 50% of our drilling fleet is less than 10 years old which is significantly younger than the industry average.

Our drilling rigs feature a wide range of technical capabilities, tailored for varying requirements in the major Russian oil provinces. More than half of our rigs

Приветствуем всех наших участников. Не могли бы вы кратко описать парк буровых установок, которые вы эксплуатируете в России?

Интегра-Бурение: Часть парка буровых установок ООО «Интегра-Бурение» (входит в Группу компаний Интегра») представлена буровыми установками БУ 3Д грузоподъемностью до 320 тонн, предназначенными преимущественно для разведочного или одиночного бурения скважин. Для кустового бурения, в основном в Западной Сибири, используются буровые установки БУ 3000ЭУК-1М грузоподъемностью до 200 тонн. Основной плюс этих установок - это система перемещения и выравнивания, которая позволяет в максимально короткие сроки производить передвижки БУ. Также в парке буровых установок присутствуют такие станки, как БУ 3900; 4500 / 270 ЭК-БМ; F-400 и F-500; мобильные буровые установки АРБ-100, МБУ-125 и TZJ-20 для осуществления работ по зарезке боковых стволов.

EDC: EDC владеет и использует в работе крупнейший парк наземных буровых установок в России и СНГ: 258 буровых, из которых 44 мобильных установки, используемых преимущественно для

ROGTEC

БУРЕНИЕ


Технология за круглым столом: российские буровые подрядчики

Technology Roundtable: Russia’s Regional Drillers

Денис Иванов*: Nabors Drilling International Limited

Denis Ivanov*: Nabors Drilling International Limited

Мельник Александр: ООО «Интегра-Бурение»

Melnik Alexander: LLC Integra - Drilling

Ким Л. Крушвитц : EDC

Kim L. Kruschwitz : EDC

Технология за круглым столом: российские буровые подрядчики

Rogtec_05-012_211x285_300dpi_CMYK.FH11 Tue Apr 17 11:45:44 2012 Pagina 1

Colori compositi

C M Y CM MY CY CMY K

22 ROGTEC

БУРЕНИЕ


зарезки боковых стволов и бурения без подготовки площадки. Мы также имеем и эксплуатируем 330 сервисных и ремонтных буровых установок наземного типа и 2 морских СПБУ. Почти половина нашего парка буровых установок произведены меньше 10 лет назад, что значительно меньше, чем в среднем по отрасли.

Наши буровые установки имеют широкий спектр технических характеристик, подходящих для различных условий использования в большинстве нефтегазовых областей в России. Более половины наших буровых разработаны для кустового бурения скважин на площадках кустового типа. Наши буровые установки позволяют бурить на глубину до 6500 метров, а также подходят для бурения сложных горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали. Одна из самых современных буровых установок в нашем парке оборудования – буровая высокого технического уровня весом 450 тонн “Ермак”, первая установка, разработанная нашей компанией самостоятельно. Она использует систему перемещения “Quadra” и оборудована стационарным агрегатом для перемешивания бурового раствора.

Nabors Drilling International Limited: Nabors Drilling International Limited в России использует 5 буровых установок: Две буровые 1500 HP и одна 2000 HP работают в Западной Сибири, одна установка 1500 HP в Иркутской области, и одна установка для капремонта скважин 1000 HP в республике Коми.

Расскажите о ваших планах по расширению парка буровых установок в России?

Интегра-Бурение: Расширение парка буровых установок для ООО «Интегра-Бурение»

are designed for cluster drilling on multi-well production pads. Our rigs are capable of drilling wells up to 6,500 meters in depth as well as complex horizontal and extended reach wells. One the most advanced rigs in our fleet is the 450 metric tonne high-spec “YERMAK”, our first rig fabricated in-house, which features a “Quadra” walking system and a separate fixed mud block.

Nabors Drilling International Limited: Nabors Drilling International Limited operates 5 rigs in Russia: Two 1500

HP and one 2000 HP drilling rigs are working in Western Siberia, Irkutsk Region and a 1500 HP drilling rig and 1000 HP workover rig are in Komi.

What plans do you have to grow and expand the number of rigs you operate in Russia?

LLC Integra-Drilling: Today the expansion of our rig fleet is a priority. The current oil market dictates its requirements to drilling rigs. Integra – Drilling participates in quite different projects - from sidetracking in 2,000 m wells using 100 ton Mobile Drilling Rigs to high-tech projects of drilling the extended-reach wells with the depth exceeding 7,000 meters using 500 ton Drilling Rig. Integra –

Drilling plans not only continue its participation in such projects but also cover by its rig fleet all range of drilling projects in the market. In this regard the company has planned to upgrade and renew its rig fleet.

EDC: Growth and enhancement of our rig fleet has always been a strategic priority for EDC. Since we became independent we have purchased and/or upgraded 98 drilling rigs (including our SGC subsidiary), growing our drilling rig fleet from 178 rigs in 2005 to 258 rigs in 2011. The type of rigs added to our fleet has also evolved during this period. Since 2010 we have mostly added heavier rigs of 320 metric tonnes and above, in response to market demand for deeper and more complex wells. We intend to continue to pursue our aggressive rig modernization strategy to improve the efficiency

Буровая установка ООО «Интегра-Бурение», фото предоставлено ООО «Интегра-Бурение»

LLC Integra-Drilling rig, photo courtesy of LLC Integra-Drilling

Mar 2012 | Bentec Image in Rogtec | 1/1tel Full page/bleed: 205 x 275 mm + 3 mm

reliable. safe. efficient.

LLC Bentec Russia | Phone: +7 3452 683 900 | e-mail: [email protected] | www.bentec.ruBentec Russia Representation Office | Phone: +7 495 2344 238 | e-mail: [email protected]

Bentec GmbH Germany | Phone: +49 5922 7280 | e-mail: [email protected] LLC Oman | Phone: +968 2459 0118 | www.idtecoman.com

• Проектирование и производство буровых установок для эксплуатации в любой точке мира

• Производство механического и электрического оборудования и систем

• Сервис, текущий и капитальный ремонт• Логистика и поставка запасных частей• Модернизация• Повторная сертификация• Системная интеграция и ввод в эксплуатацию• Реализация комплексных проектов

IADC World Drilling Conference & Exhibition 2012, Barcelona, Spain

June 13-14, 2012 Gaudi Foyer | Booth # 12

NEFTEGAZ 2012, Moscow, Russia June 25-29, 2012

Pavilion 2.2 | Booth # 22C75

20120329_Master_Imageanzeige_RUSS_ROG.indd 1 29.03.12 15:06

24 ROGTEC

БУРЕНИЕ


является на сегодняшний день приоритетной задачей. Требования к буровым установкам диктуются текущей ситуацией на нефтяном рынке. Проекты, в которых принимает участие «Интегра-Бурение», абсолютно различные по своей специфике - от работ по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов на скважинах глубиной 2000 метров мобильными установками грузоподъемностью 100 тонн, до высокотехнологичных проектов бурения горизонтальных скважин с большим отходом общей глубиной более 7000 метров и использованием буровой установки грузоподъемностью 500 тонн. «Интегра-Бурение» и дальше планирует не только принимать участие в подобных проектах, но и охватывать парком своих буровых установок весь спектр проектов на рынке буровых услуг. В связи с этим в компании запланирована модернизация и обновление существующего парка буровых установок, а также расширение парка БУ.

EDC: Рост и модернизация нашего бурового парка всегда была и будет приоритетной стратегической задачей для EDC. После нашего выделения в независимую компанию, мы приобрели и/или модернизировали 98 буровых (включая мероприятия нашей дочерней компании СГК), что увеличило наш парк буровых установок со 178 (в 2005 г.) до 258 единиц в 2011 году. За этот период также претерпел изменения и тип добавляемых в наш парк буровых установок. С 2010 года мы пополняли парк оборудования,как правило, тяжелыми буровыми установкаминагрузочной мощностью от 320 тонн и более,реагируя на сложившуюся конъюнктуру рынкка:повысился спрос на бурения более глубоких иболее сложных скважин. Мы планируем и дальше использовать стратегию интенсивной модернизации нашего бурового парка, чтобы повышать эффективность и расширять спектр

and range of application of our fleet. Depending on market conditions and customer demand, we expect to purchase 10 to 12 new rigs per year for the next several years.

Nabors Drilling International Limited: We are planning to expand the number of rigs in areas where we are already operating as well as stepping into new areas, such as Yamal and Orenburg.

We hear a lot about “milestones” & “new drilling records” having been achieved in the industry. What would you describe as your “best success” to date, in Russia?

LLC Integra-Drilling: We participate in quite different projects in many regions of Russia. Integra – Drilling is successfully engaged in exploratory drilling and well testing, sidetracking, directional and horizontal drilling of the wells of different designs and categories of complexity. And for us the most significant success is our vast and successful experience in each area of drilling, where we have approved ourselves. From a professional point of view, I believe that our major achievement is the completion of exploratory well construction by running in a production casing at a depth of more than 6,700 meters in Kalmykia in 2011 and also participation in the

construction of horizontal wells over 7,000 meters with a displacement of over 1,000 meters in the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug.

EDC: EDC has achieved numerous drilling records and project successes spread over many different fields and regions, yet we are most proud of our overall improvements in drilling efficiency since the company’s inception. In our view, single well/rig/crew records are laudable, but what our customers’ most value is consistently strong performance across all of their projects. In our first year as an independent driller, the average well EDC drilled on land in Russia was just over 2,600 meters deep and required 38 days to construct on

26 ROGTEC

БУРЕНИЕ


использования нашего парка буровых установок. В зависимости от условий рынка и спроса заказчиков, мы планируем приобретать 10-12 новых буровых установок в год в ближайшие несколько лет.

Nabors Drilling International Limited: Мы планируем увеличить количество буровых там, где мы уже работаем, а также расширить свою деятельность, начав работу в других регионах, например на п-ове Ямал и в Оренбурге.

Мы много слышали об «этапах», которые были пройдены и «новых показателях бурения», которые были достигнуты в отрасли. А что вы считаете вашим «наиболее значимым успехом», которого вы добились на сегодняшний день в России?

Интегра-Бурение: Мы принимаем участие в самых разных проектах во многих регионах России. «Интегра-Бурение» успешно занимается разведочным бурением и испытанием скважин, зарезкой боковых стволов с горизонтальным окончанием, строительством наклонно-направленных и горизонтальных скважин различных конструкций и категорий сложности. И для нас самый значимый успех – богатый и успешный опыт работ в каждом из направлений бурения скважин, где мы смогли зарекомендовать себя с положительной стороны. С профессиональной точки зрения считаю серьёзным достижением завершение в 2011году строительства разведочной скважины спуском эксплуатационной колонны на глубину более 6700 метров в Калмыкии. А также участие ООО «Интегра-Бурение» в строительстве горизонтальных скважин глубиной более 7000 метров с проектными смещениями свыше 1000 метров в Ямало-Ненецком АО.

EDC: EDC достигла многочисленных успехов в бурении и выполнении проектов в многочисленных и различных регионах и областях, но достижение, которым мы гордимся больше всего – это общее улучшение эффективности буровых работ с

average. Within 5 years that same average well required less than 25 days to construct; a 35% improvement. Since these averages include wells from all across Russia, including many hard drilling formations, deeper reservoirs and even exploration wells, our improvements are much more dramatic in primary production areas such as Western Siberia, where our efficiency improved by more than 60% over the same period.

Nabors Drilling International Limited: We started our operations in Russia in 2007 in Western Siberia with one

rig. Now we are operating 5 rigs and success can be seen by our improved performance: we have decreased the number of days to drill a well by almost 50%, and our average downtime is less than 1%. Rig 520 drilled the fastest well in the area, and Rig 588 performed rig move between pads in 17 days.

What is your forecasted level of activity for 2012 how does this compare to 2011? Do you think drilling activity will increase over the next year few years in Russia?

LLC Integra-Drilling: As of today our order book for 2012 has significantly increased compared to 2011. And a number of our drilling crews in operation

has grown accordingly. We plan to increase significantly our total drilling volume in 2012, mainly due to a pickup in activity of oil companies, including the companies operating in the Eastern Siberia. The trend in the Russian drilling market clearly indicates the increase in drilling scope within the next 5 years. Integra – Drilling, of course, will not stand on the sidelines.

EDC: 2012 is forecast to be a strong year for EDC, and we expect to drill more wells than in any previous year by a significant margin. Our drilling activity, measured as meters drilled, is projected to increase by 15% this year as compared to 2011, and we have planned for a 14% increase in our active drilling crew count. Much of our growth this year is organic, and we also benefit from a full year’s contribution from SGC drilling assets acquired from Schlumberger in April 2011.

Last year the growth of meters drilled overall in Russia was 9% compared to 2010 according to CDU TEK, and

САТУРН буровая установка Фото предоставлено EDC

SATURN drilling rig, photo courtesy of EDC

28 ROGTEC

БУРЕНИЕ


момента основания компании. Мы считаем, что хотя рекорды отдельной буровой установки, скважины или буровой бригады достойны восхищения, наибольшую ценность для наших заказчиков представляет постоянное улучшение производственных показателей на всех наших проектах. В первый год независимой работы нашей компании на рынке буровых услуг, средняя глубина скважины составляла лишь около 2600 м, а время ее строительства – 38 суток. За 5 лет мы смогли добиться того, что такая же “средняя” скважина сегодня строится за 25 суток, что означает улучшение показателя на 35%. Следует учесть, что в расчет средних значений включаются скважины по всей России, в том числе бурение в сложных, более глубоких пластах и даже бурение поисковых скважин, а в таких нефтедобывающих регионах, как Западная Сибирь, наши показатели за тот же период были улучшены более, чем на 60%.

Nabors Drilling International Limited: Мы начали работу в России в 2007 году в Западной Сибири, запустив одну буровую установку. Сейчас мы работаем на пяти буровых и наш успех доказан улучшением производственных показателей: мы сократили количество дней на скважину почти на 50%, а среднее время простоя нашего оборудования составляет менее 1%. Буровая 520 пробурила скважину быстрее всех в регионе, а буровая 588 отличилась наиболее быстрой транспортировкой между рабочими площадками – всего 17 дней.

Какой объём буровых работ вы планируете выполнить в 2012 году, и как он соотносится с 2011 годом? Как вы считаете, объёмы бурения в России вырастут в течение следующих нескольких лет?

Интегра-Бурение: Текущий портфель заказов на 2012 год значительно вырос по сравнению с 2011 годом. В связи с этим выросло и количество буровых бригад в работе. Мы планируем существенно увеличить объем проходки в 2012 году, в первую очередь, на фоне роста активности нефтегазодобывающих компаний, в том числе и в Восточной Сибири. Тенденции на российском рынке бурения однозначно указывают на рост объемов бурения в ближайшие 5 лет. ООО «Интегра-Бурение», безусловно, не останется в стороне.

EDC: Мы ожидаем, что 2012 год будет удачным для EDC, и планируем построить значительно больше скважин, чем в прошедшем году. Объемы буровых работ нашей компании, в исчислении погонными метрами, планируется увеличить на 15% по сравнению с прошлым годом, а также мы планируем увеличить активный штат кадров на 14%. Компания органично росла в текущем году, кроме того, мы

we expect drilling activity to increase at similar rates (mid-to-high single digits) over the next several years. Declining production from Brownfields, which account for 85-90% of total oil production in Russia, continues to be the main driver of drilling growth in this market.

Nabors Drilling International Limited: The level of activity is steadily growing as Operating companies are getting new license fields for development.

Russia is about to start extensively developing its offshore Arctic industry. Will you be looking to tackle this challenging area?

LLC Integra-Drilling: Of course, each new project, which appears in the drilling market, is of interest for Integra-Drilling and is treated as promising. Integra Group evaluates the possibility of its participation in the Arctic offshore development project, and we as well as the other Russian oilfield service companies will be able to make our positive contribution to this national project.

EDC: EDC is the only independent offshore drilling contractor in Russia and the CIS. We currently own and operate two jack-up drilling rigs in the Caspian Sea (ASTRA and SATURN), we provide drilling services on LUKOIL’s ice-resistant production platform in the Yuri Korchagin field, and we are building our third and fourth jack-ups for the Caspian which will be active from early 2013 and early 2015, respectively. As we continue to accumulate offshore operating experience and expand our support infrastructure, we are uniquely qualified and positioned to play a part in the upcoming Arctic developments offshore Russia. We believe it may take some time for these developments to get up to full speed, but when the time comes we believe EDC is in a good position to participate.

Nabors Drilling International Limited: Nabors Drilling has good international experience for working offshore in Arctic and of course we are ready to step into this challenging area as we have both modern equipment and experienced team.

In previous issues of ROGTEC Magazine, regional Operators have discussed how they are moving towards Western style drilling contracts, where the operator is responsible for the well planning and risk and the Drilling Contractor is there to supply the equipment and the well. This, it is claimed, reduces drilling costs and increases drilling rates. Have you experienced this in the market and what is your opinion on the change?

LLC Integra-Drilling: Yes, we’ve got such experience and today several drilling rigs are providing such services. Every project for us is very important and we try to satisfy contractor’s requirements as best as we can. For example, recently one of our key Customers

29ROGTECROGTEC

INTERVIEW


www.tenaris.com/dopelesstechnology

Технология Dopeless®

Испытанная. Эффективная. Экологичная. На протяжении последних девяти лет, эффективность технологии Dopeless® была подтверждена в самых различных условиях бурения во всем мире. Многофункциональное покрытие наносится на трубные соединения в контролируемых промышленных условиях наших заводов, делая их готовыми к использованию без применения резьбовой смазки. Результат – повышенная безопасность работ и меньшее воздействие на окружающую среду, более быстрое и надежное свинчивание и меньшее повреждение продуктивного пласта. Продукты Dopeless® изготавливаются на специализированных производственных линиях с использованием передовых систем контроля качества. Техническое сопровождение наших продуктов обеспечивается развитой сетью ремонтных мастерских, полевого сервиса и групп технической поддержки.

Технология создающая разницу

Основные конструктивные особенности и преимущества

• Улучшенная безопасность

буровых работ и

меньшее воздействие

на окружающую среду

• Непревзойденный

уровень надежности

• Большая продуктивность

• Сокращение

эксплуатационных затрат

ten093_ROGTECdopeless_ad0404.indd 1 4/4/12 2:13 PM

30 ROGTEC

БУРЕНИЕ


(TNK-BP) has awarded us HSE Partner Certificate and acknowledged one of our drilling crews as the best drilling crew of 2011. We are ready to follow the drilling market trend to segregated services, when the operator acts as the key customer of all services and the drilling contractor provides only drilling rig and crew. We, of course, expect to increase the scope of work under such type contracts.

EDC: We have recognized a trend toward more day-rate drilling contracts in Russia, with many of our customers actively evaluating the pros and cons of migrating toward this type of arrangement on a larger

scale. For higher-risk wells, management of the supply chain and full responsibility for risk by the Operator is quite appropriate in our view. On more conventional production wells in known areas, however, comprehensive Well Construction or “turnkey” drilling contracts are often better suited to the unique logistics challenges encountered in Russia. By design, Well Construction contracts incentivize drilling contractors to deliver wells as quickly and inexpensively as possible. Large drilling contractors like EDC are able to spread drilling services, materials supply, equipment and personnel transportation and support costs over a large number of operating rigs, and we pass these savings along to our customers. Whichever contracting approach our customers decide to utilize

for drilling services in the future, however, EDC remains flexible to meet their needs.

Nabors Drilling International Limited: In Russia we work under day rate contracts. At first sight it seems complicated for an Operator to supervise different service contractor at one pad, but at the end of the day the results which are brought by good teamwork and cooperation between contractors are impressing.

With “easy oil” harder to find and more complex wells being drilled, we are seeing more horizontal and side tracking operations undertaken in the region. How is your company meeting the drilling challenges of today?

LLC Integra-Drilling: We try to prepare for the changes

смогли извлечь большую выгоду от приобретения буровых объектов компании SGC у Schlumberger в апреле 2011 года.

По подсчетам ЦДУ ТЭК, общий объем бурения в России в прошлом году вырос на 9% по сравнению с 2010 годом, и мы полагаем, что в ближайшие несколько лет активность на рынке буровых работ будет расти схожими темпами (4-9 % в год). Сокращение добычи на давно действующих проектах, где добывается 85-90% от общего объема производства нефти в России, продолжает мотивировать рост объемов бурения новых скважин в этом сегменте отрасли.

Nabors Drilling International Limited: Уровень активности стабильно растет, по мере того, как операционные компании приобретают лицензии на разработку новых месторождений.

Похоже, что Россия скоро начнёт активную разработку своего Арктического шельфа. Планируете ли вы принять участие в этом трудном, но интересном деле?

Интегра-Бурение: Несомненно, каждый новый проект, появляющийся на рынке бурения, представляет для ООО «Интегра-Бурение» интерес и рассматривается как перспективный. ГК «Интегра» оценивает возможность своего участия в проекте разработки Арктического шельфа и возможно, мы так же как и другие российские нефтесервисные предприятия, сможем внести позитивный вклад в этот национальный проект.

EDC: EDC – единственный в России и СНГ независимый подрядчик по бурению в море. В настоящее время мы владеем и используем две СПБУ в Каспийском море (АСТРА и САТУРН), оказываем услуги по бурению на ледостойкой платформе компании Лукойл на месторождении им. Юрия Корчагина, а также ведется строительство нашей третьей и четвертой СПБУ для Каспийского моря, которые будут введены в эксплуатацию в начале 2013 и в начале 2015 гг, соответственно. По мере того, как EDC продолжает накапливать опыт бурения в море и расширять вспомогательную

Nab

ors

бур

овая

уст

анов

ка Ф

ото

пред

оста

влен

о N

abor

s D

rillin

g In

tern

atio

nal L

td

Nab

ors

dril

ling

rig, p

hoto

cou

rtesy

of N

abor

s D

rillin

g In

tern

atio

nal L

td

DRILLING

that occur in the drilling market, and today we are successfully delivering sidetracking and horizontal drilling projects, using the up to the minute drilling equipment. We understand that with the increase in drilling scope, the number of “old” wells will also increase. Today well reactivation by sidetracking is of great demand and this is especially true for the Western Siberia. We focus on continuous improvement of our horizontal drilling and sidetracking performance, as we understand that this business is the most promising in the oilfield services market.

EDC: As mentioned earlier, EDC has been actively modernizing our rig fleet over the past several years to meet our customers’ changing needs. In just the last 3 years, we’ve added 19 new rigs of 320 metric tonne or greater hook load, most of which are cluster rigs for drilling horizontal and extended reach wells on production pads. We have also added 23 sidetrack rigs through the acquisition of SGC from Schlumberger last year, plus another 5 heavy mobile rigs for both sidetracking and in-fill drilling. In addition, EDC has undertaken a program of upgrades to its existing rigs to make them more capable of drilling the more challenging wells, including 4 stage mud cleaning systems, top drives (or power swivels) and VFD triplex mud pumps.

инфраструктуру, компания располагает уникальной квалификацией и хорошо подходит для того, чтобы сыграть немаловажную роль в будущем развитии проектов в российской Арктике. Мы полагаем, что пройдет некоторое время, прежде чем развитие этих проектов достигнет полного размаха, но когда придет время, мы считаем, что EDC отвечает всем критериям, необходимым для принятия участия в решении этой важной задачи.

Nabors Drilling International Limited: Nabors Drilling имеет большой опыт работы на арктическом шельфе в разных странах и разумеется, мы готовы включиться в решение обозначенной нелегкой задачи, ведь мы располагаем не только современным оборудованием, но и опытным персоналом.

В предыдущих выпусках журнала ROGTEC представители региональных нефтегазовых компаний говорили о том, что они делают попытки работать на основании договоров на выполнение буровых работ западного типа, по условиям которых нефтегазовая компания несёт ответственность за планирование скважины и за риски, а буровой подрядчик предоставляет оборудование и сдаёт скважину. Таким образом снижаются затраты

32 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Nabors Drilling International Limited: We are drilling horizontal wells in both areas that we are working in, our rigs are designed to drill horizontal and straight wells.

In Issue 23 of ROGTEC we discussed the latest offerings from the leaders within the steel and aluminum drill pipe industry. Do you use standard or premium connectors on your drilling operations? How do you select which pipe or connector to use and what benefits do you find with the different types?

LLC Integra-Drilling: On our drilling operations we mainly use drill pipes with GOST or API tool joints. Today about 60% of the drilling tools used by Integra – Drilling meet API standard. Drilling tools and threaded connections are being selected based on engineering design. The drill pipe selection depends on type and capacity of the drilling rig, type and design of the well, well profile and dogleg severity (DLS). The decision on drill pipe selection is made solely based on mathematical calculation and drilling simulation, based on design solutions of the customer. Every type of the threaded connection has got its constrains, but the premium connector is surely the leader.

EDC: EDC uses standard connectors in our drill strings for most of the wells we drill. On extended reach, horizontal and certain other types of wells, however, we utilize premium drill pipe connectors. Our choice between standard and premium connectors is based on the well programs for a particular project; for higher torque applications, premium connectors reduce pipe-related failures and allow for flexibility in downhole assembly and drilling parameter adjustments. Another important consideration in our drill pipe selection is availability of extended tool joints, which can increase the life of drill pipe and justify the additional expenditure required for premium connectors.

Nabors Drilling International Limited: We do not use aluminum drill pipe, we do however use premium connections on our standard drill pipe.

Hardbanding is used extensively around the world and is starting to take off in Russia. How regularly do you use hardbanding in your drilling operations? Do you recommend using this technology to the operators to prevent tubing wear and tool joint damage?

LLC Integra-Drilling: This is the issue of the day for us. We are increasingly facing with the problem of drilling tool wear during turbine and rotary drilling. We have already placed the orders for tool joint OD restoration and hardbanding. In future we plan to purchase hard-banded drilling tools. We expect to increase the drilling tool life and reduce the repair cost. We apply a very

и увеличиваются тарифы. Работали ли вы на основании подобных договоров, и что вы думаете об этих изменениях?

Интегра-Бурение: Да, у нас есть опыт подобных отношений и на сегодняшний день мы имеем несколько буровых установок, работающих именно по такой контрактной схеме. Для нас каждый проект является важным, и мы пытаемся максимально отвечать требованиям заказчика, предъявляемых к буровому подрядчику. В доказательство этому приведу пример того, что совсем недавно мы получили от одного из основных наших Заказчиков (ТНК-ВР) Благодарность лучшей буровой бригаде по итогам 2011 года и Диплом Партнера в области качества услуг, ОТ, ТБ и ООС. Мы готовы к тому, что тенденция рынка буровых работ будет меняться в сторону того, что основным заказчиком всех услуг по схеме раздельного сервиса будет являться нефтяная компания, а буровой подрядчик будет предоставлять только буровую установку и персонал буровой бригады. Мы, конечно же, рассчитываем увеличивать объемы работ по контрактам подобного типа.

EDC: Мы замечаем тенденцию к переходу на контракты по поденной оплатой суточной ставке в России, и многие наши заказчики сегодня оценивают все за и против перехода к такой системе оплаты в более широком масштабе. Для скважин с большим фактором риска, управление поставками и принятие полной ответственности за риски Оператором кажется нам наиболее подходящим вариантом. Что касается более традиционных эксплуатационных скважин в областях с хорошо известной геологией, договоры на комплексное строительство скважин “под ключ” более целесообразны, учитывая уникальные условия логистики, присущие России. По сути своей, договоры на строительство скважин стимулируют буровых подрядчиков строить скважины настолько быстро и дешево, насколько это возможно. Крупные подрядчики, такие как EDC, имеют возможность распределять как мероприятия и задачи буровых работ, снабжения, доставки оборудования и перевозки персонала, так и соответствующие расходы на обслуживание большого количества буровых установок, а сэкономленные нами таким образом средства также позволяют сократить расходы наших клиентов. Какую бы схему оплаты не предпочли клиенты в будущем, EDC всегда предложит своим заказчикам гибкие условия, отвечающие требованиям каждого нашего клиента.

Nabors Drilling International Limited: В России мы работаем по контрактам, предполагающим


работу по суточной ставке. На первый взгляд может показаться сложным, чтобы оператор контролировал различных подрядчиков на одной и той же площадке, но в конечном результате командная работа и совместные действия между подрядчиками дают впечатляющие результаты.

“Лёгкую нефть” отыскать всё труднее и скважины становятся всё более сложными, мы отмечаем рост объёмов горизонтального бурения и ЗБС в регионе. Как ваша компания встречает буровые вызовы сегодняшнего дня?

Интегра-Бурение: Мы стараемся быть готовыми к изменениям, которые происходят на рынке бурения, и уже успешно работаем на проектах ЗБС и горизонтального бурения, применяя самое современное оборудование для бурения таких скважин. Мы понимаем, что с ростом объемов бурения, растет также и фонд “старых” скважин. Возрождение старого фонда путем реконструкции скважины методом зарезки боковых стволов, так называемого ЗБС, является очень востребованным направлением и особенно актуально для Западной Сибири. Мы работаем над тем, чтобы постоянно улучшать наши показатели в области горизонтального бурения и ЗБС, так как понимаем, что это направление является наиболее перспективным на рынке нефтесервиса.

EDC: Как указывалось выше, в последние годы EDC активно занимается модернизацией парка буровых установок, с целью всегда отвечать динамически изменяющимся требованиям наших клиентов. Только за последние 3 года, мы прибрели 19 новых буровых установок нагрузочной мощностью от 320 тонн и выше, и большая часть этих буровых – установки для кустового бурения горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали с подготовленных площадок. Мы также пополнили наш парк 23 установками для бурения боковых стволов, купив в прошлом году у Schlumberger компанию SGC, а также пятью тяжелыми мобильными буровыми установками для бурения боковых стволов, и установок для уплотняющего бурения. Кроме того, EDC запустила программу обновления уже имеющихся буровых установок и оснащения их дополнительными функциями, с целью обеспечения возможности бурения более сложных скважин, включая 4-ступенчатые системы очистки бурового раствора, верхними силовыми приводами (либо силовыми вертлюгами) и триплексными шламовыми насосами с частотно-регулируемым приводом.

Nabors Drilling International Limited: Мы занимаемся

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NC100% ремонтопригодность

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденнаянадежность

• Отличнаязащитаобсадкиизамковыхсоединений

• Нетребуетснятияранеенаплавленнойармировки

• Стоимостьповторногонанесенияна75%ниже, чемуконкурентов

• Позволяетсократитьнепроизводственныепотери временииувеличитьмежремонтныйинтервал

• ЕдинственныйсертифицированныйFearnleyProcter NS-1™продуктдляповторногонанесенияповерх существующейармировки

[email protected]Тел.+447747468345

www.hardbandingsolutions.com

Duraband®NCHardbanding

Дляпервичногоиповторного

использованияназамковыхсоединениях

идеальны для любых условий сильно отклоненные скважины • скважины

высокосернистого газагеотермальные скважины • внвт скважины

проверенный временем выбор операторов, буровых подрядчиков и арендных

компаний в этих регионах: скалистые горы - техас - оклахома - лос-анжелес

мексиканский залив северная дакота - арканзас - пенсильвания

- Западная вирджиния

34 ROGTEC

БУРЕНИЕ


cautious approach to the selection of the hardbanding type for our drilling tools. We do not want our customers to have a problem with casing ID wear due to our hardbanding. The application of wear-resistant coating for tool joints will be our main recommendation for the oilfield service companies.

EDC: For the most common type of conventional production wells being drilled in Russia currently, very little drill string rotation is required so hardbanding is of limited benefit. As discussed above, however, the trend toward longer and more complex wells is changing this dynamic. EDC is ordering more and more hardbanded drill pipe as a result, and we expect application of this technology to continue increasing going forward. Unfortunately, hardbanding has not been readily available from local suppliers, and re-hardbanding facilities are also scarce and scattered In Russia. As demand for this technology increases, local tubular suppliers and pipe repair service providers have a good opportunity to expand their businesses.

Nabors Drilling International Limited: It is standard for us to do hardbanding, and yes we do recommend it, on average we hardband every two years, depending upon the wear that we encounter on the drill pipe. We do find it to be very expensive here in Russia.

A drill bit manufacture once said “you don’t buy a bit you buy a quality hole”. Who is responsible for bit selection on

бурением горизонтальных скважин в двух регионах, где работает наша компания: наши буровые установки разработаны для бурения горизонтальных и вертикальных скважин.

В 23 выпуске журнала ROGTEC мы обсуждали последние предложения ведущих производителей стальных и алюминиевых бурильных труб. Применяете ли вы при выполнении буровых работ БТ со стандартными резьбовыми соединениями или с резьбовыми соединениями класса «Премиум»? Как вы осуществляете выбор бурильных труб и резьбовых соединений, и какие преимущества вы видите у разных типов бурильных труб и резьбовых соединений?

Интегра-Бурение: В своей работе преимущественно мы используем трубы с замковыми соединениями по стандартам ГОСТ и API. На сегодняшний день порядка 60% бурильного инструмента, используемого «Интегра-Бурением» в своей работе, соответствует стандарту API. Основой в выборе типа бурильного инструмента и резьбового соединения являются инженерные расчеты. Принцип выбора трубы лежит в типе и грузоподъемности буровой установки, на которой будет применяться данная труба, типе скважины, ее конструкции, профиле и интенсивности на участках изменения траектории профиля. Решение о выборе бурильных труб принимается исключительно на основе математических расчётов и моделирования режимов бурения, основанных на проектных решениях заказчика. Одни и те же режимы рассчитываются с различными вариантами бурильной колонны до тех пор, пока не будет подобран оптимальный вариант. У каждого типа соединения есть свои ограничения по характеристикам. Безусловно, лидером является резьбовое соединение класса “Премиум”.

EDC: На большинстве скважин, EDC использует для буровых колонн стандартные соединения. Однако для горизонтальных скважин, скважин с большим отходом от вертикали и некоторых других типов скважин, мы используем соединения премиум-класса. Выбор типа используемого соединения (стандартное или премиум-класса) зависит от буровой программы каждого конкретного проекта; для использования на проектах, где ожидаются сложности, связанные с большим крутящим моментом, соединения премиум-класса позволяют сократить поломки, связанные с буровыми трубами и обеспечивают гибкость, необходимую при наращивании труб у забоя и

Nabors буровая установка Фото предоставлено Nabors Drilling International Ltd

Nabors drilling rig, photo courtesy of Nabors Drilling International Ltd

33ROGTECROGTEC

INTERVIEW


36 ROGTEC

БУРЕНИЕ


10120 Houston Oaks Dr.Houston, TX 77064 USATel.: +1 281 949-10-23Fax: +1 281 445-40-40

СAL4_RUS_205_275.pdf 1 27.04.2012 13:18:43

the wells you drill? How do you select the appropriate bit for the formation you are drilling and would you alter the bit as you drill?

LLC Integra-Drilling: For drill bit selection and drill bit program performance we use the services of the specialist drill bit companies. Our main requirements to the drill bit program are decrease in a number of runs for bit replacement and the maximum ROP. But that does not mean that we blindly trust the choice and experience of our contractors. We often make adjustments to the proposed drill bit programs, insist on the experiments and discuss the results, i.e. we are directly involved in the drill bit program drafting. The starting point for each subsequent well is the best result achieved while drilling the previous wells. This approach enables us to improve our drilling performance in terms of a number of runs for bit replacement and the average ROP in each subsequent well.

EDC: Responsibility for bit selection depends on how drilling services are contracted. Under integrated well construction terms, which pertain to the majority of the wells we drill in Russia, EDC is responsible for bit selection and supply. Regarding hole quality, the

при изменении буровых параметров. Еще одним серьезным критерием для принятия решения о выборе буровых труб является наличие подходящих к ним удлиненных буровых замков, позволяющих увеличить срок эксплуатации труб и оправдать дополнительные расходы на приобретение соединений премиум-класса.

Nabors Drilling International Limited: Мы не пользуемся алюминиевыми буровыми трубами, а для наших стандартных труб мы используем соединения премиум-класса.

Во всём мире активно применяются бурильные трубы с покрытием из износостойких сплавов, и в России уже начали применять трубы с таким покрытием. Как часто вы используете бурильные трубы с покрытием из износостойких сплавов при выполнении буровых работ? Рекомендуете ли вы нефтегазовым и нефтесервисным компаниям применять подобные технологии с целью предотвращения износа и повреждения замков бурильных труб?

Интегра-Бурение: Для нас актуальна эта проблема. Мы все чаще начали сталкиваться с проблемой

10120 Houston Oaks Dr.Houston, TX 77064 USATel.: +1 281 949-10-23Fax: +1 281 445-40-40

СAL4_RUS_205_275.pdf 1 27.04.2012 13:18:43

38 ROGTEC

БУРЕНИЕ


referenced bit manufacture may have overstated the role of the drill bit; while bit choice does impact hole quality to a certain extent, other factors (notably BHA design, the mud program and drilling & hydraulic parameters) are far more influential. When selecting a drill bit, EDC focuses on drilling speed and durability. Many of our drill bit procurement contracts are performance based such that they align with the mutual objectives of EDC and our customers.

Nabors Drilling International Limited: As we work under day rate contract the Operator is responsible for the drilling and bit programs. We regularly hold workshops involving operator and other service contractors to discuss the results and problems and exchange experience. The decisions made during the workshop are always put into practice and bring improvements in performance.

In Issue 25 of ROGTEC, RN Bureniye, compared the performance increases between the use of complete solids control systems and a reduced system. The full system discussed, delivered a 1.5 fold decrease in drilling waste and a 15-20% reduction in chemical reagent usage. Which type of solids control systems do you utilize in the fields and why?

износа бурильного инструмента при турбинно-роторном бурении. Сейчас мы уже имеем размещенные заказы по восстановлению диаметра муфт бурильного инструмента и нанесению на них износостойких сплавов. В последующем мы планируем осуществлять закупку бурильного инструмента с уже нанесенным покрытием. Мы рассчитываем получить увеличение срока службы бурильного инструмента и получить сокращение затрат на ремонт инструмента. Мы очень избирательно и осторожно подходим к выбору типа износостойкого покрытия нашего бурильного инструмента. Мы не хотим, чтобы оградив себя от проблемы преждевременного износа бурильного инструмента, наш заказчик получил проблему с износом внутренней стенки обсадной колонны. Применение износостойких защитных покрытий для муфт бурильного инструмента будет являться нашей основной рекомендацией нефтесервисным компаниям.

EDC: Для наиболее часто встречающихся на практике скважин традиционного типа в России сегодня не требуется вращения буровой колонны, поэтому польза от использования для их строительства

LLC Integra-Drilling: Undoubtedly, as the volume of solids so as the volume of the used drilling mud and/or chemical reagents depends on a number of stages of the solids control system. We mainly use the complete solids control systems and at some projects we use drilling mud cleaning units. This approach has made it possible to decrease the average consumption of chemicals by 20-25%. Correspondingly, the volume of the conditioned mud has also decreased. Fundamental truth – the right selection of the solids control system and its efficient operation guaranty the successful well drilling.

EDC: EDC employs complete solids control systems on the majority of our rigs. A typical solids control system on our rigs includes two to three shakers, a mud cleaner (desander/desilter stages) and at least one centrifuge. We do occasionally utilize reduced solids control systems, but the trend is definitely toward the more comprehensive schemes. We find that improved mud cleaning benefits overall drilling performance as well as contributing to efficient mud usage. Fewer suspended solids also reduces erosion of bottom hole instrumentation (e.g. MWD, LWD, etc.), which is becoming more complex and valuable as well complexity increases.

Nabors Drilling International Limited: We run a full system on all our rigs, it is normally required by the customer.

DRILLING

труб с износостойким покрытием ограничена. Но, как уже упоминалось выше, тенденция перехода к строительству более сложных скважин меняет сложившуюся ситуацию. В результате, EDC все чаще приобретает трубы с покрытием и мы ожидаем, что использование этой технологии будет все чаще использоваться на проектах по строительству скважин. К сожалению, износостойкие покрытия сегодня не всегда легко найти у местных поставщиков, а материально-техническая база для повторного нанесения покрытия не очень широко и не повсеместно доступна в России. По мере того, как будет расти спрос на эту технологию, местные поставщики труб и услуг по их ремонту могут воспользоваться отличной возможностью расширить свой бизнес.

Nabors Drilling International Limited: Для нас использование износостойких покрытий – стандартная практика, и мы ее действительно рекомендуем; в среднем мы наносим покрытие каждые два года, в зависимости от текущего износа буровых труб. Нам кажется, эта технология довольно широко используется в России сегодня.

Один из производителей буровых долот сказал: «Вы покупаете не долото, а качественно

4 Color

2 Color(PMS 356 and Black)

1 Color (PMS 356 or Black)

40 ROGTEC

БУРЕНИЕ


пробуренную скважину». Кто отвечает за выбор долот на скважинах, которые вы бурите? Каким образом вы осуществляете подбор долота под разбуриваемый пласт? Меняете ли вы долото в процессе бурения?

Интегра-Бурение: Преимущественно для подбора и осуществления долотной программы мы используем сервис специализированных долотных компаний. Основные требования, которые мы предъявляем к долотной программе, – это сокращение количества рейсов на смену долота и достижение наибольшей средней механической скорости по скважине. Но это не значит, что мы слепо доверяемся выбору и опыту наших подрядчиков. Мы часто вносим корректировки в предлагаемые долотные программы, настаиваем на экспериментах, обсуждаем достигнутые результаты. Т.е. оказываем самое непосредственное влияние на формирование долотной программы. Для каждой последующей скважины отправной точкой служит лучший достигнутый результат по ранее пробуренным скважинам. Именно такой подход в работе позволяет нам улучшать наши показатели по количеству рейсов и средней скорости проходки на каждой последующей скважине.

EDC: Выбор бурового долота зависит от условий договора на оказание услуг по бурению. Большинство договоров, заключаемых на условиях комплексного строительства скважин, типичных для нашей работы в России, предусматривает ответственность EDC за выбор бурового долота и соответствующее снабжение. Что же касается качества скважин, указанный производитель несколько переоценил роль бурового долота – ведь, хотя выбор инструмента и влияет на качество скважин до некоторой степени, другие факторы (в частности КНБК, программа использования буровых растворов, параметры бурения и гидравлики) имеют куда большее значение. При выборе бурового долота, EDC принимает в расчет такие критерии, как скорость проходки и прочность инструмента. Зачастую выбор условий контрактов на снабжение буровым инструментом основывается на производственных показателях, что позволяет достичь результатов, выгодных как для EDC, так и для наших заказчиков.

Nabors Drilling International Limited: Поскольку мы работаем по контрактам по суточной ставке, Оператор сам несет ответственность в отношении буровых программ и подбор бурового долота. Мы регулярно проводим рабочие группы с участием оператора и других сервисных подрядчиков для обсуждения результатов работы и возможных проблем, а также для обмена опытом. Решения, принимаемые на таких встречах, всегда внедряются

в работу и в результате позволяют улучшить производственные показатели.

В 25 выпуске журнала ROGTEC представитель компании РН-Бурение сравнивал эффективность применения полного и неполного комплекта системы очистки бурового раствора. Применение полного комплекта системы очистки бурового раствора позволило в 1,5 раза снизить объём бурового шлама и на 15-20% снизить объём используемых хим.реагентов. Какие системы очистки бурового раствора вы применяете и почему?

Интегра-Бурение: Бесспорно, от количества ступеней очистки и от производителя оборудования зависит как объем выбуренного шлама, так и объём используемого для бурения бурового раствора и/или химических реагентов. Преимущественно мы применяем максимальный комплект оборудования системы очистки, в том числе на отдельных проектах используем в работе станции осветления бурового раствора. Такой подход позволил нам снизить количество потребляемых химических реагентов для приготовления буровых растворов, в среднем по различным типам скважин, на 20-25%. Естественно, произошло и сокращение объемов приготовленного бурового раствора. Прописная истина - правильный выбор системы очистки и ее эффективное использование - залог успешно пробуренной скважины.

EDC: На большинстве наших буровых установлена полная система контроля пескопроявления, которая обычно включает в себя два-три вибросита, очиститель бурового раствора (включающий песко- и илоочиститель) и не менее одной центрифуги. Иногда мы используем сокращенную технологическую схему для системы контроля пескопроявления, но общая тенденция наблюдается, все же, в сторону использования комплексных систем очистки. Мы находим, что усовершенствованные системы очистки бурового раствора позволяют улучшить общие показатели бурения, а также обеспечить более эффективный расход буровой жидкости. Пониженное содержание твердой фазы также сокращает износ призабойных приборов и инструментов (используемых для измерения и каротажа в процессе бурения и т.п.), которые становятся все более комплексными и целесообразными для использования, по мере того, как повышается сложность проектирования скважин.

Nabors Drilling International Limited: На всех наших буровых установках используется полная схема контроля содержания твердой фазы; это обычное требование заказчика.

41ROGTECROGTEC

DRILLING


Melnik AlexanderDirector, Technologies and Supervising Department,

LLC Integra - Drilling

In 1999 Alexander graduated from Nefteyugansk Industrial

College with a specialization in Oil and Gas Wells Drilling,

and in 2007 he graduated from Tyumen State Oil and Gas

University with a degree in Oil and Gas Fields Development.

Alexander started his career at Siberian Service Company.

From 2002 to 2011 he held different positions (including

management positions) at SGK-Burenie. In 2006 he

managed Supervising Service at Nefteyugansk Branch, SGK-

Burenie. In 2008 he held the position of Project Management

Department Director at Strezhevsky Branch, SGK-Burenie.

From 2009 he held the position of Deputy General Director for

Well Construction Technology and Supervising, SGK-Burenie.

Since 2011 - Director, Technologies and Supervising

Department, LLC Integra – Drilling.

Kim L. Kruschwitz Vice President, Marketing and Investor Relations for EDC

Mr. Kruschwitz joined EDC in April 2008 as Vice President,

Marketing, taking on the additional role of VP Investor

Relations in July, 2008. Prior to joining EDC, he was

employed by Baker Hughes Inc. and its forerunners from

1981 to early 2008. Most recently Mr. Kruschwitz served

as Country Director for Baker Hughes in Nigeria, followed by

an assignment as Global Account Manager for ExxonMobil

worldwide. Mr. Kruschwitz has extensive management,

marketing and operational experience on a global basis,

including postings in the Middle East, the Far East, Central

Asia, Europe, North Africa, West Africa and North America.

Denis Ivanov Area Manager for Nabors Russia

Denis Ivanov has a PHD from the Russian State Aerospace

University, and joined a major service company while still a

student that provided him with the his oil industry training.

He has 3 and a half years of experience with Schlumberger

in both Russia and the US. He started as an application

engineer in the efficient stimulation group, gaining unique

experience at oilfields in the US and in Siberia. Following that

he spent 4 years with Weatherford, again both in the US and

in Russia, holding various positions. Denis is currently Area

Manager for Nabors Russia.

* Additional input was supplied by Cecil Davidson

Мельник Александр Директор департамента технологий и супервайзинга ООО «Интегра-Бурение»В 1999 году закончил «Нефтеюганский Индустриальный Колледж» по специальности

«Бурение нефтяных и газовых скважин», а в 2007 году - Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет по специальности «Разработка нефтяных и газовых месторождений». Начинал карьеру в ЗАО «Сибирская Сервисная Компания». С 2002 по 2011 год работал в ООО «СГК-Бурение» на различных в т.ч. руководящих позициях. В 2006 году руководил службой супервайзинга Нефтеюганского филиала ООО «СГК-Бурение». В 2008 году работал на должности директора департамента по управлению проектами в Стрежевском филиале ООО «СГК-Бурение». С 2009 года занимал позицию Заместителя генерального директора по технологии строительства скважин, супервайзингу и измерениям ООО «СГК-Бурение». С 2011 года - Директор департамента технологий и супервайзинга ООО «Интегра-Бурение».

Ким Л. Крушвитц вице-президент по маркетингу и работе с инвесторами компании EDCГосподин Крушвиц пришел в компанию EDC в апреле 2008 года на должность вице-президента по маркетингу, а в июле 2008 также принял на

себя обязанности вице-президента по работе с инвесторами. До EDC, он работал в компании Baker Hughes Inc. и ее компаниях-предшественниках с 1981 года до начала 2008 г. Из занимаемых должностей г-на Крушвица до прихода в EDC стоит отметить должность операционного директора в Нигерии в компании Baker Hughes и назначение на должность менеджера по ключевым международным клиентам компании ExxonMobil. Господин Крушвиц имеет огромный опыт работы в управлении, маркетинге и операционной деятельности на международном уровне, включая его позиции на Среднем и Дальнем Востоке, в Центральной Азии, Европе, Северной и Западной Африке, а также в Северной Америке.

Денис Иванов региональный менеджер Nabors РоссияДенис Иванов имеет степень кандидата наук Российского государственного аэрокосмического университета. Он пришел работать в крупную

сервисную компанию, еще будучи студентом, что позволило ему получить профессиональную подготовку в нефтегазовой отрасли. Три с половиной года господин Иванов работал в комании Шлюмбердже, как в России, так и в США. Он начал свою карьеру как инженер отдела эффективной интенсификации добычи, где имел возможность получить уникальный опыт практической работы на нефтяных месторождениях в США и в Сибири. Последующие 4 года он занимал различные должности в компании Weatherford, так же в США и в России. В настоящее время Денис Иванов - региональный менеджер компании Nabors в России.* Дополнительная информация была предоставлена

Сесил Дейвидсон.

42

IntroductionIn 2010, Rosneft was the fourth largest oil producer in the world, and the largest producer in Russia (Fig. 1). It is impossible to increase and maintain this position and continue to produce high production levels without increasing the volume of wells drilled and sidetracked. Production from these activities makes up over 10% of Rosneft’s annual oil production.

Rosneft is also the leading Russian company for drilling efficiency in new wells (Fig. 2). In 2010, production from Rosneft’s new wells was double the total national average. This is supported by: » Reserves quality» Continuous improvements in well completion technologies» Broad applications of geological and technological model planning» Proprietary methodological and program developments.

Software SolutionsAny oil and gas company’s drilling program is based on the approved design solutions which are updated as each new well is drilled in every field. When preparing the well design documents, Rosneft uses a broad range of specialized software, both commercial and proprietary. In particular, software packages of geological (Schlumberger Petrel,

Введение В 2010 г. НК «Роснефть» заняла 1 место среди российских и 4 место среди публичных международных нефтяных компаний по добыче нефти (рис. 1). Поддерживать и наращивать высокие уровни добычи невозможно без увеличения объемов бурения новых скважин и боковых стволов. Данные мероприятия вносят существенный вклад (более 10 %) в годовую добычу нефти компании.

Кроме того, ОАО «НК «Роснефть» – лидер по эффективности бурения новых скважин среди отечественных компаний (рис. 2). В 2010 г. дебит новых скважин ОАО «НК «Роснефть» в 2 раза превысил средний показатель по России. Этому способствуют: » качество запасов » постоянное совершенствование технологий заканчивания скважин » широкое применение геолого-технологических моделей при планировании » собственные методологические и программные разработки.

Статья подготовлена по докладу, сделанному на IV научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (26-28 апреля 2011 г., г. Уфа).

ROGTEC

БУРЕНИЕ


Информационные технологии при планировании и мониторинге эксплуатационного бурения на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

Rosneft: The Model for Drilling Success

К.В. Кудашов, Р.А. Малахов (ОАО «НК «Роснефть») K.V.Kudashov, R.A. Malakhov, Rosneft Oil Company

43ROGTEC

Обзор используемого программного обеспечения Основой программы бурения любой нефтегазовой компании являются утвержденные проектные решения, которые уточняются по мере бурения новых скважин на каждом месторождении. При подготовке проектных документов в ОАО «НК «Роснефть» применяется широкий спектр специализированного программного обеспечения как коммерческого, так и собственной разработки, в частности пакеты геологического (Schlumberger Petrel, IRAP RMS), гидродинамического (Schlumberger Eclipse, CMG STARS) моделирования и др.

Учет результатов реализации программы бурения и других мероприятий, выполненных на месторождениях компании за предыдущий год, приводит к необходимости ежегодного уточнения рейтинга объектов эксплуатационного бурения, на основе которого готовится пятилетняя программа бурения. Последняя является составной частью бизнес-плана компании и ее дочерних обществ. При уточнении рейтинга важно учитывать все геолого-промысловые данные и их самые последние изменения. Для решения этой задачи при подготовке

ROGTEC

DRILLING


120,9

118,5

116,1

115,9

104,9

96,0

96,0

85,3

83,0

66,9

63,3

59,5

49,9

49,7

48,3

46,5

43,3

26,1

22,0

14,1

13,7

8,7 3,0

Exx

onM

obile BP

Pet

roC

hina

Рос

неф

ть /

Ros

neft

Pet

rob

ras

ЛУ

КО

ЙЛ

/ L

UK

OIL

Che

vron

RD

She

ll

TNK

-BP

Tota

l

Con

ocoP

hillip

s

Сур

гутн

ефте

газ

/ S

urgu

tnef

tega

z

Газп

ром

неф

ть /

Gaz

pro

m N

eft

EN

I

Sta

toil

Sin

opec

Газп

ром

/ G

azp

rom

Татн

ефть

/ T

atne

ft

Rep

sol

Баш

неф

ть /

Bas

hnef

t

Mar

atho

n

OM

V

MO

L

Рис. 1 Добыча нефти публичных нефтяных компаний мира в 2010 г., млн. т: Источник: отчеты компаний за 2010 г. по US GAAP Fig. 1 Oil production for public companies in the world in 2010, mln. t: Source: companies’ reports for 2010 by US GAAP

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

Рос

неф

ть /

Ros

neft

ТNК

-BP

Рус

снеф

ть /

Rus

snef

t

Сла

внеф

ть /

Sla

vnef

t

Газп

ром

неф

ть /

Gaz

pro

m N

eft

ЛУ

КО

ЙЛ

/ L

UK

OIL

Сур

гутн

ефте

газ

/ S

urgu

tnef

tega

z

Баш

неф

ть /

Bas

hnef

t

Татн

ефть

/ T

atne

ft

РФ

в ц

елом

/ R

F in

who

le

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

87

59 56 54

40

34 3329

138

43

Дебит / Flow rate Число скважин / Number of wells

Чи

сло

ск

важ

ин

/ N

um

ber

of

wel

ls

Деб

ит

неф

ти, т

/сут

/ O

il flo

w r

ate,

t/d

ay

1305

324

146

797

727

222

124

617

937

Рис. 2 Дебит нефти и число новых скважин в 2010 г. по российским компаниям (*данные по ОАО «НК «Роснефть» без учета Ванкора) Fig. 2 Oil production and amount of new wells in 2010 for Russian companies (*data for Rosneft Oil Company does not include data for the Vankor field)

44 ROGTEC

БУРЕНИЕ


программы бурения и зарезки боковых стволов (ЗБС) геологические службы используют программный комплекс «Геология и Добыча» (ПК «ГИД») разработки ООО «РН-УфаНИПИнефть», имеющий разнообразный функционал в части хранения, обработки и визуализации данных, а также модули аналитических расчетов.

Дальнейшая реализация программы бурения и ЗБС подразумевает постоянный мониторинг и внесение при необходимости корректировок. На этапе реализации службы, отвечающие за геологическое сопровождение бурения, в дополнение к ПК «ГиД» применяют технологическую информационную систему (ТИС) «Добыча», разработанную в компании и представляющую собой самый оперативный источник данных.

В итоге весь массив геолого-геофизической информации, накопленной в ходе выполнения программы бурения и ЗБС, используется для уточнения геологических и гидродинамических моделей при обновлении проектных документов. Концептуальная схема реализации программы бурения ОАО «НК «Роснефть» показана на рис. 3.

С целью снижения капитальных вложений в создание качественного нефтегазодобывающего фонда скважин, единого информационного пространства

IRAP RMS) and hydrodynamic (Schlumberger Eclipse, CMG STARS) modeling.

After analyzing the field drilling results for the previous year, we have prepared a 5 year drilling program which is part of a key business plan for Rosneft and its subsidiaries. During such an update, it is important to include all geological and production data and their latest modifications. In order to resolve this challenge, when preparing a drilling and side-tracking program, our geological departments use “Geology & Production software” (G&P) solutions developed by the RN-UfaNIPIneft R&D institute with diverse functionalities in data storage, processing and visualization, and modules for analytical calculations.

When further drilling and sidetracking programs are implemented, continuous monitoring and adjustments are required. At the implementation stage, the departments responsible for drilling support use, in addition to our “G&P” software, the “Production Technological Information System “ (TIS) developed by the company, which uses the most up-to-date data sources available.

As a result, the entire array of geological and geophysical data accumulated during the previous drilling and side-tracking programs is used within the geological and hydrodynamic simulations used to design the future drilling programs. Figure 3 shows how the concept was implemented at Rosneft.

Рис. 3 Концептуальная схема реализации программы бурения НК «Роснефть»Fig. 3 Concept chart of drilling program implementation in Rosneft

45ROGTECROGTEC

DRILLING


ADVERT

46 ROGTEC

БУРЕНИЕ


для контроля и управления процессами строительства скважин в ОАО «НК «Роснефть» разработана корпоративная информационная система «Контроль и управление строительством скважин» (КиУСС). Основными ее элементами являются информационный блок «Удаленный мониторинг бурения» (УМБ), программные комплексы, обеспечивающие обработку поступающей из УМБ информации, и база данных строительства скважин как интегрирующее звено всех элементов информационной системы. При этом УМБ обеспечивает передачу геологических и технологических параметров, регистрируемых в процессе строительства скважин, в режиме реального времени.

Следует отметить, что в ОАО «НК «Роснефть» в 2007 г. впервые в отечественном нефтегазовом секторе разработано программное обеспечение «Горизонт» для геологического сопровождения бурения (геонавигации) горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Уникальность данной разработки заключалась в отсутствии на рынке коммерческого программного обеспечения, позволяющего решать задачу эффективной проводки горизонтальных стволов по продуктивным пластам. До недавнего времени эта задача решалась в основном с помощью сервиса, предоставляемого крупными нефтесервисными компаниями.

Геонавигация при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов Основная цель геонавигации или геологического сопровождения бурения ГС и БГС – достижение максимальной эффективной длины горизонтального ствола скважины Lэф путем его размещения в наиболее продуктивной нефтенасыщенной части пласта с учетом геологических особенностей и технических ограничений. В результате обеспечиваются наиболее полная выработка извлекаемых запасов нефти рассматриваемого объекта разработки и максимальная продуктивность скважины.

Эффективная длина горизонтального ствола – это суммарная длина участков ствола, вскрывших коллектор по результатам интерпретации данных каротажа. В этом случае эффективность проводки скважины (бокового ствола) оценивается как отношение Lэф/Lобщ (Lобщ – общая длина горизонтального ствола – длина от башмака эксплуатационной колонны (или цементировочной муфты хвостовика) до забоя).

Для достижения максимальной эффективности проводки необходимо учитывать факторы, которые можно разделить на две группы.

Rosneft has also developed the “Well Construction Control and Management” system (WCCM) with the purpose of reducing capital expenditure on high quality wells, and to provide a unified system for well construction, control and management. One of the main elements of this package is the Drilling Remote Monitoring (DRM) system, a set of data collection software that ensures the correct data processing and well construction database, which integrates all the system elements (modules). At the same time DRM ensures the real-time transfer of geological and technical parameters, collected in the wells’ construction process.

It should be noted that this was the first instance that such a solution was used in Russia, when Rosneft developed the Horizon software package for geosteering (geological support) of horizontal wells (HW) and sidetracks (HS) drilling in 2007. This software was unique because no commercial software in the market, at that time, solved the problem of targeting and drilling into the pay zone. Until recently this task had only been solved with help provided by the major service companies.

Geosteering of horizontal wells and side-tracking The primary objective of geosteering and side tracking is to achieve the maximum well bore profile targeting the most productive zone of the formation, accounting for geological peculiarities and technical limitations. As a result the maximum possible production of recoverable oil reserves, at a maximum production rate, will be ensured.

A horizontal section of well bore’s effective length is the total length of the well bore that has contact with the reservoir based on the logging results. In this case the efficiency of well (sidetrack) geosteering is estimated as a ratio - Lef/Ltot - is the total length of a horizontal leg over the length from production casing seat (or liner cement collar) to the bottom hole. In order to achieve maximum efficiency one should account for the following factors, which may be divided into two groups.

1. Geological features of formations in the drilling area:» formation discontinuity and non-uniformity of its properties related to area and cross-section» uncertainty of gas/water and oil/water contact positions » recovery of reserves and phase displacement» initial and current formation pressure.

2. Technical limitations applied to a specific well:» maximum wellbore inclination» maximum possible total depth of a well» the effects of drilling fluids on the formation» possible failures, breaks and wearing of the drilling equipment, tools and instruments affecting directional accuracy and control.

Successful (from geological and technical viewpoints) construction of a horizontal wellbore is only possible when

DRILLING

1. Геологические особенности пласта в зоне бурения скважины: » непрерывность пласта и неоднородность его свойств по площади и разрезу» неопределенность положения газо- и водонефтяного контактов» выработка запасов и продвижение фронта вытеснения » начальное и текущее пластовые давления.

2. Технические ограничения в условиях конкретной скважины: » предельно допустимая интенсивность искривления ствола скважины» максимально возможная глубина забоя скважины» влияние бурового раствора на состояние призабойной зоны пласта » возможные поломки, отказы и износ бурового оборудования, инструмента и приборов, влияющие на точность проводки и возможность управления траекторией скважины.

Успешное с геологической и технической точек зрения строительство горизонтального ствола возможно только при выполнении следующих условий: » наличие четко выстроенной системы взаимодействия заинтересованных служб и схемы принятия решений » прогноз характера залегания пласта на основе

the following conditions are met:» availability of a strictly developed interaction system for the departments involved, and a clear decision making plan» bedding prediction using the uncertainty analysis prior to and in the process of HW drilling» consideration of geological irregularities and technical limitations for each field.

Horizon - the primary geosteering tool The efficient horizontal wellbore geosteering is primarily influenced by two geometric factors:» uncertainty of the reservoir’s position between the wells» uncertainty of the wellbore’s measurements during drilling The actual configuration of the formation may differ significantly from the existing idea of the formations structure even when detailed 3D geological models are available. There may be several reasons for this: deviations in the wellbore inclination measurements, extension or compression of the logging curves resulting from the configuration of intersecting formations or inaccuracies in the correlations of the borehole profile.

For low-angle wells, the inclination angle, if throughout the entire length of the well it does not exceed 90°, a regular correlation method may be used to identify the current position of the bottom hole in the profile.

48 ROGTEC

БУРЕНИЕ


анализа всех неопределенностей до начала и в процессе бурения ГС» учет геологических особенностей каждого объекта разработки и технических ограничений.

«Горизонт» – основной инструмент для геонавигации Основное влияние на эффективность проводки горизонтального ствола скважины оказывают два геометрических фактора: » неопределенность залегания пласта в межскважинном пространстве. » неопределенность замеров траектории ствола скважины при бурении.

Геометрия кровли пласта в реальности может значительно отличаться от текущего представления о строении пласта даже при наличии детальной трехмерной геологической модели. Это может быть обусловлено несколькими причинами: погрешностью замеров инклинометрии скважин, растяжением или сжатием кривых каротажа в результате геометрии пластопересечений, неточностью корреляции разреза.

Для пологих скважин, зенитный угол которых на всем протяжении ствола не превышает 90°, допускается использование обычного способа корреляции пластов для определения текущего местонахождения забоя скважины в разрезе. При геологическом сопровождении бурения ГС и БГС с момента, как только произошел первый перегиб горизонтального участка с увеличением зенитного угла более 90°, использования обычной методики внутрипластовой корреляции разреза по вертикали недостаточно.

При бурении наклонно направленных скважин погрешность замеров инклинометрии 3-5 м по вертикали практически не влияет на принятие решения о вскрытии того или иного интервала пласта и, следовательно, на выработку запасов и контроль разработки пласта. При бурении ГС, особенно в пластах небольшой эффективной толщины и в зонах повышенной неоднородности, ошибка замера инклинометрии 1-2 м по вертикали может отрицательно повлиять на эффективность вскрытия целевой части разреза горизонтальным стволом и, следовательно, на выработку запасов.

Неопределенность замеров инклинометрии связана с: » погрешностью измерений зенитного и азимутального углов (точностью прибора); » погрешностью измерений глубины (мера труб); » неточностью привязки к северу.

Указанные погрешности возникают вследствие намагничивания труб и магнитного окружения, дрифта гироскопа, зависящего от вращения Земли и широты, влияния положения прибора в скважине. Для устранения неопределенностей, обусловленных

In the case of geosteering of HW and HS drilling, when the inclination angle exceeds 90°, it is not sufficient to apply a regular vertical layer-by-layer correlation.

When drilling directional wells, vertical incline deviations of 3-5m do not really influence the decision on whether to open up certain formation intervals and consequently, on reserve recovery and management. During HW drilling, especially in the areas with small net pay and in the zones of increased non-uniformity, a 1-2m vertical mistake in inclination measurements may adversely affect the way the target section is opened up with the horizontal leg and, consequently, will affect ultimate reserve recovery.

The uncertainty in the inclination measurements are related to:» deviations of inclination and horizontal angles measurements (instrument accuracy)» deviations of depth measurements (pipes tally)» inaccurate north reference.

These deviations arise as a result of magnetized pipes and an overall magnetic environment, gyroscope drifting which depends on the Earth rotation and latitude, and the influence of the tool position in the wellbore.

In order to eliminate uncertainties related to the geometry of the formation and inclination measurements, one has to use methods that allow you to identify the current bottom-hole location related to the target formation, i.e. the intrawell correlation requires taking into account the formation dip and wellbore inclination.

Currently, during real-time geosteering, the most efficient method is a 2D synthetic seismic model (2D SSM) implemented by the “Horizon” software. This method is based on the creation of synthetic geophysical log along a side track, and its set up for actual logging recorded during drilling by matching the target formation dip and top relative to the horizontal wellbore. Therefore, the problem of identifying the sidetrack position in the profile, based on actual logging and inclination measurement is resolved.

Main assumptions of 2D SSM method:» 2D task is solved, i.e. it is assumed that a target formation is laterally continuous and homogenous» The logging data of the pilot or neighboring wells is used while it was recorded, without adjustment to the geometry of the formation intersection with the target interval» The measurements of the horizontal leg inclination are assumed to be correct and all calculations are made based on the interpretation of inclination measuring as presented by contractor» The apparent dip of the formation position in terms of the direction of drilling is to be identified.

49ROGTECROGTEC

DRILLING


геометрией пласта и замерами инклинометрии, необходимо использовать методы, позволяющие определить текущее местоположение забоя скважины относительно разреза пласта, т.е. необходимо проводить внутрипластовую корреляцию с учетом геометрии пересечения ствола скважины и структуры пласта.

В настоящее время при геонавигации в режиме реального времени наиболее эффективным является метод двухмерного синтетического каротажа (ДСК), реализованный в ПО «Горизонт». Данный метод основан на создании синтетического каротажа вдоль горизонтального ствола и его настройке на фактический каротаж, записанный при бурении, путем подбора положения кровли пласта и всего геологического разреза (абсолютная глубина и угол залегания) относительно горизонтального ствола. Таким образом, решается обратная задача по определению положения горизонтального ствола в разрезе на основе фактического каротажа и инклинометрии.

Основные допущения метода ДСК: » решается двухмерная задача, т.е. разрез пласта выдержан по латерали и не изменяется

» каротаж пилотного ствола или соседней скважины используется в том виде, в котором он записан, без корректировки на геометрию пластопересечения с целевым интервалом

» инклинометрия горизонтального ствола скважины принимается за истинную, все расчеты ведутся исходя из интерпретации замеров инклинометрии, предоставленной подрядчиком

» определяется кажущийся угол залегания пласта в направлении бурения горизонтального ствола.

Задачей геонавигации в целом и метода ДСК в частности не является точная геометризация целевого пласта. Главная цель – определить относительное положение кровли (и всего разреза) по отношению к стволу ГС (БГС) на основе данных замеров инклинометрии и каротажа горизонтального ствола и опорной скважины (пилотного ствола) с учетом описанных допущений.

Главным преимуществом ПО «Горизонт», реализующего данный подход, является возможность оперативно принимать решения по корректировке траектории в процессе бурения при минимуме исходных данных.

Заключение Объемы бурения новых скважин и боковых стволов на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» с 2006 по 2010 г. увеличились соответственно более чем в 2 и 7 раз, многократно возросло число горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (в 2005 г. пробурена одна горизонтальная скважина, в 2010 г. – 176).

The task of geosteering, and the 2D SSM method in particular, is not an accurate determination of the target formation geometry. The main objective is to identify the relative position of the formation in relation to the HW (HS) based on the inclination data, the logging results and the data produced from the pilot or surrounding wells, all accounting for the above assumptions.

The primary advantage of implementing the “Horizon” software in this approach is the ability to make real time decisions on trajectory adjustment during drilling, with minimum source data being available.

ConclusionThe number of new wells and sidetracks, drilled at Rosneft’s fields in 2006-2010, had increased by more than a factor of 2 and 7 respectively. The number of horizontal wells and side tracked wells increased significantly (in 2005 one horizontal well was drilled, in 2010 – 176 wells were drilled).

Considering the constantly increasing and changing scope of drilling, the efficient implementation of new technologies, while ensuring the high reliability of the drilling program is impossible without the latest IT technologies. In order to solve this, and other operational tasks, the company pays a lot of attention to the research and development of specialized IT systems. Currently, Rosneft uses modern software and information systems, including those of its own development, in the process of drilling program planning, implementation and monitoring.

The article was published in the Rosneft Scientific and Technical Newsletter (nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.2, 2011, pp.16-19; ISSN 2074-2339. Printed with permission from the Editorial Board.

В условиях постоянно увеличивающихся объемов бурения эффективное внедрение новых технологий и обеспечение высокой надежности программы бурения невозможны без применения информационных технологий. Для решения этой и других производственных задач в компании большое внимание уделяется созданию и развитию специализированных информационных систем. В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» в процессе планирования, реализации и мониторинга программы бурения использует современное программное обеспечение и информационные системы, в том числе собственной разработки.

Статья была опубликована в научно-техническом вестнике ОАО “НК “Роснефть”, №2, 2011, стр. 16-19; ISSN 2074-2339. Перепечатано с разрешения Редакционной коллегии.

50

ne of the key fields in Uvat, Ust-Teguss is now in its first stage of commercial development, which involves

large scope of development drilling in the field. As the J2 formation has very good reservoir properties (permeability of 150 mD, porosity of 0.19, gross thickness of 17 m, pay thickness of 10 m, good continuity, no wedgingout or shaling-out zones), horizontal drilling technology is widely used in Ust-Teguss. As of January 1, 2012, 23 horizontal wells were drilled in the field with the average initial flow rate of 350 tpd and the average length of horizontal section of about 600 m.

Initially, horizontal development wells in Pads #1 and #2 were drilled using conventional technology, with a pilot hole of 220 mm in diameter (Fig. 1), because of the high uncertainty about estimated structural surface, net pay thicknesses and reservoir properties of the J2 formation,

сть-Тегусское месторождение – одно из ключевых месторождений Уватской группы

– находится в первой стадии промышленной разработки: в данный момент здесь ведется интенсивное эксплуатационное бурение. В связи с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пласта Ю2 (коэффициент проницаемости – 150 мД, пористость – 0,19, мощность пласта – 17 м, нефтенасыщенная мощность – 10 м, пласт имеет непрерывное распространение, отсутствуют зоны выклинивания и глинизации) здесь активно применяется технология горизонтального бурения скважин. По данным на 1 января 2012 года, на месторождении пробурены 23 горизонтальные скважины со средним начальным дебитом 350 т в сутки и средней длиной горизонтального участка около 600 м.

ROGTEC

БУРЕНИЕ


ООО «ТНК-Уват» совершенствует технологии бурения горизонтальных скважин на Усть-Тегусском месторождении

TNK-Uvat Introduces Cutting-Edge Horizontal Drilling Technology in Ust-Teguss

С целью увеличения экономической эффективности и сокращения времени бурения горизонтальных скважин специалисты ООО «ТНК-Уват» испытали на Усть-Тегусском месторождении технологию бурения с мини-пилотом. В результате срок строительства скважин уменьшился на треть – с 46 до 30 суток.

TNK-Uvat tested a mini-pilot hole drilling technology in its Ust-Teguss field to improve economic efficiency and reduce horizontal well drilling time. As a result, well construction time has been cut by 30 percent – from 46 days to 30 days.

Руслан Шариповзаместитель начальника отдела

геологии, ООО «ТНК-Уват»

Ruslan SharipovDeputy Head, Geology Section,

TNK-Uvat

Дмитрий Гаренскихначальник отдела геологии,

ООО «ТНК-Уват»

Dmitry GarenskikhGeology Section Head, TNK-Uvat

Владимир Волторнистглавный специалист, отдел

инжиниринга, Департамент бурения,


Vladimir VoltornistChief Specialist, Engineering Section,

Drilling Dept., TNK-Uvat

Константин Яковлевведущий специалист, отдел

инжиниринга, Департамент бурения,


Konstantin YakovlevSenior Specialist, Engineering Section,

Drilling Dept., TNK-Uvat

У O

51ROGTEC

На начальном этапе эксплуатационного бурения на Усть-Тегусском месторождении (кусты №1 и №2) в связи с высокими рисками неподтверждения структурной поверхности, эффективных нефтенасыщенных толщин и коллекторских свойств основного продуктивного пласта Ю2 Тюменской свиты горизонтальные скважины бурились по стандартной технологии с пилотным стволом диаметром 220 мм (Рис. 1). По результатам уточнения геологии проектного пласта Ю2 с помощью пилота горизонтальный участок проводился по лучшему коллектору с минимальными рисками. Данная технология полностью себя оправдывала, но сроки строительства горизонтальной скважины с пилотным стволом составляли не менее 45 суток, а затраты на бурение одной такой скважины были сопоставимы с затратами на строительство двух наклонно-направленных скважин.

С точки зрения технологии бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом все технологические операции, параметры и режимы бурения были подобраны максимально эффективно, поэтому добиться существенного ускорения бурения и снижения стоимости скважин не представлялось возможным. Однако нацеленность команды ООО «ТНК-Уват» на увеличение эффективности бурения горизонтальных скважин в части сокращения сроков строительства и более раннего ввода скважин позволила испытать и внедрить в 2011 году технологию бурения горизонтальных скважин с мини-пилотом малого диаметра (152,4 мм). Она позволяет исключить бурение основного пилота, установку ликвидационного и технологического мостов, «срезку» и бурение транспортного ствола.

Бурение мини-пилотаТехнология бурения с мини-пилотом эффективна и проста: сначала бурится транспортный ствол диаметром 220,7 мм с перекрытием водоносного горизонта Ю1 васюганской свиты, который обсаживается эксплуатационной колонной диаметром 178 мм, не затрагивая продуктивный пласт Ю2, затем продуктивный пласт вскрывается долотом диаметром 152,4 мм с применением каротажа в процессе бурения (logging while drilling, LWD). При этом в начале траектории мини-пилота необходимо предусмотреть наличие «трамплина», или «полки», с которой в дальнейшем можно будет безопасно произвести операцию по срезке на бурение основного

which is the main productive horizon of the Tyumen suite. Verification of J2 subsurface parameters through drilling of a pilot hole allowed for directing the horizontal section through the best reservoir interval thus minimizing risks. This technology proved its worth but it took at least 45 days to drill one horizontal well with a pilot hole while its cost was almost as much as of two directional wells.

In terms of technology, all parameters and characteristics of the horizontal well drilling with a pilot hole were optimal and therefore, it was not possible to significantly reduce drilling time and cost. However, TNK-Uvat was determined to find a way to improve horizontal well drilling efficiency to reduce drilling time and bring forward start-up dates.

In 2011, the team tested horizontal well drilling technology with a minipilot hole (152.4 mm), which goes without drilling of the main pilot hole, setting of abandonment and shut-off bridge plugs, “kicking-off” and drilling of tangent section.

Mini-Pilot Hole DrillingThe mini-pilot hole drilling technology is effective and simple. First, a 220.7-millimeter tangent section is drilled through the water-bearing J1 horizon of the Vasyugan suite down to the productive J2 horizon but not penetrating it, and a 178-millimeter casing string is run in and cemented. After that, the productive target is penetrated with a 152.4-millimeter bit equipped with an LWD (logging-while-drilling) tool. Importantly, a “ledge” is to be made at the beginning of the mini-pilot hole, which can later be used for safe drilling of the main horizontal section and running-in of a 114-millimeter slotted liner (Fig. 2). The minipilot hole logging is used to verify the J2 structure and geology, update the geologic model and design the horizontal section trajectory.

There is also a horizontal well drilling technology with no pilot. However, drilling of a mini-pilot hole helps verify the subsurface structure, pay thickness and heterogeneity of the production target, and so geologists can design an optimal trajectory for the horizontal section: run it through the best reservoir zone and avoid shale and low permeability interlayers in J2 horizon.

Less Time – More ProfitThe main purpose of drilling mini-pilot holes is to significantly reduce well construction time and drilling costs. This technology was for the first time used for drilling Wells #2062G, #2063G, #2080G and #2050G, Pad #3,Ust-

ROGTEC

DRILLING


Бурение мини-пилота позволяет уточнить структурное построение, эффективную мощность и неоднородность продуктивного пласта

Drilling of a mini-pilot hole helps verify the subsurface structure, pay thickness and heterogeneity of the production target

52 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Teguss (Fig. 3). As a result, the average drilling time was reduced by 16 days, or 35 percent, – from 46 days with a pilot hole down to 30 days with a mini-pilot hole (Fig.

горизонтального участка и беспрепятственно спустить фильтр-хвостовик диаметром 114 мм (Рис. 2). Каротажем мини-пилота подтверждаются структура

Рис. 1 Стандартная технология бурения горизонтальных скважин с пилотным стволомFig. 1 Conventional Horizontal Drilling Technology – Pilot Hole

Рис. 2 Технология бурения горизонтальных скважин с мини-пилотомFig. 2 Mini-Pilot Hole Horizontal Well Drilling Technology

53ROGTECROGTEC

DRILLING


4, 5). The four wells were drilled 50 days faster than they would have been drilled with a pilot hole and this success cut TNK-Uvat’s drilling costs for these wells by 153.7 mln rubles. These wells were also put on stream earlier, which generated incremental oil production of about 29,000 t in 2011 only.

To use the mini-pilot technology effectively, the drilling region has to be studied with exploration or development wells verifying the target horizon geology: structural surface, pay thickness and reservoir properties. For that purpose, the pad drilling design shall include at least one directional well, which will helps minimize horizontal section drilling risks.

That is why the availability of exploration wells and the sequence of drilling were considered when developing the 2012-2014 drilling program. In Uvat Eastern Hub, 15

и геология продуктивного пласта Ю2, обновляется геологическая модель, и с учетом этих обновлений планируется траектория горизонтального участка.

Отметим, что существует также технология беспилотного бурения горизонтальных скважин. Однако бурение мини-пилота позволяет уточнить структурное построение, эффективную мощность и неоднородность продуктивного пласта. Благодаря этому специалисты геологической службы могут выбрать оптимальную траекторию горизонтального участка по лучшему коллектору в обход глинистых перемычек и плотных прослоев пласта Ю2.

Меньше времени – больше прибылиОсновная цель бурения горизонтальной скважины с мини-пилотом – существенное сокращение времени

Рис. 3 Куст №3 Усть-Тегусского месторождения: опытный участок внедрения технологии бурения с мини-пилотамиFig. 3 Ust-Teguss Pad #3: Test Area for Mini-Pilot Hole Drilling Technology

строительства и затрат на бурение. Эта технология была впервые применена при бурении скважин №2062G, №2063G, №2080G и №2050G с кустовой площадки №3 Усть-Тегусского месторождения (Рис. 3). В результате время бурения сократилось в среднем

54 ROGTEC

БУРЕНИЕ


mini-pilot hole horizontal wells are planned to be drilled in Ust-Teguss, which will reduce well construction time by a total of 210 days, cut average drilling costs by $1.28 mln per well (a total of $19.2 mln) and ensure incremental oil production of about 180,000 t.

Рис. 4 График бурения горизонтальной скважины №2050G с мини-пилотомFig. 4 Drilling Schedule:Mini-Pilot Hole Horizontal Well #2050G

Рис. 5 График бурения горизонтальной скважины №2050G с мини-пилотомFig. 5 Drilling Schedule:Mini-Pilot Hole Horizontal Well #2050G

DRILLING

The mini-pilot hole horizontal well drilling technology can be used for both horizontal wells and sidetracks in virtually all TNK-BP subsidiaries that operate fields of similar depositional and structural characteristics. It is obvious that it can help reduce drilling time and costs and produce thousands of tons of incremental oil thus raising the value of the Company’s assets.

на 16 суток, или на 35%, – цикл строительства горизонтальной скважины с мини-пилотом составил 30 суток против 46 суток для горизонтальной скважины с пилотным стволом (Рис. 4, 5). За счет достигнутого сокращения цикла строительства четырех горизонтальных скважин в общей сложности на 50 суток ООО «ТНК-Уват» снизило затраты на бурение на 153,7 млн рублей, опережающий ввод скважин в эксплуатацию принес предприятию около 29 тыс. т дополнительной добычи нефти только в 2011 году.

Для применения технологии бурения горизонтальных скважин с мини-пилотом район бурения должен быть подготовлен с помощью разведочных или эксплуатационных скважин, которые позволяют уточнить геологию проектного пласта: структурную поверхность, мощность пласта, ФЕС. Для этого согласно проектной схеме разбуривания куста в районе бурения горизонтальных скважин закладывается хотя бы одна наклонно-направленная скважина, что позволяет минимизировать риски проводки горизонтального участка.

Поэтому при разработке программы бурения на 2012-2014 годы учитывались наличие разведочных скважин и очередность бурения. В рамках реализации

www.abc-compressors.com

ABC COMPRESSORSABC COMPRESSORS

ABC 211 x 141 Russia.indd 1 10/04/12 09:41

проекта «Восточный центр освоения Увата» на Усть-Тегусском месторождении планируется пробурить 15 горизонтальных скважин с мини-пилотом, что позволит уменьшить цикл строительства в общей сложности на 210 суток. Затраты сократятся в среднем на $1,28 млн на одну скважину (в сумме – $19,2 млн), будет дополнительно добыто около 180 тыс. т нефти.

Технология бурения горизонтальных скважин с мини-пилотом может быть применена как при бурении горизонтальных скважин, так и при бурении боковых горизонтальных стволов практически на всех предприятиях ТНК-BP со схожими геологическими условиями образования и залегания пласта. Очевидно, что это может привести к сокращению времени бурения, затрат, позволит добыть дополнительную нефть и повысить прибыль активов Компании.

56 ROGTEC

ДОБЫЧА


Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД), которая занимается разработкой Салымской группы месторождений в Западной Сибири, успешно реализовала проект по утилизации попутного газа. Этот проект является беспрецедентным примером того, как задачи утилизации попутного газа решаются в рамках партнерства трех частных компаний и на основе сотрудничества между коммерческими компаниями и органами государственной власти.

Газ и факелРоссия является одной из ведущих стран мира в области поставок энергоносителей. Более 50% российской нефти добывается в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре. Но каждый год добыча в регионе уменьшается, на зрелых месторождениях иссякают запасы нефти, а для освоения новых запасов (к примеру, в Восточной Сибири или на морском шельфе) требуются громадные инвестиции и самые современные технологии. С другой стороны, мировой спрос на энергоносители постоянно растет, и ожидается, что к 2050г он удвоится. Все это делает необходимым обеспечение эффективного использования существующих источников энергии.

Один из таких источников – попутный нефтяной газ, который извлекается из недр вместе с нефтью. Эти

ЭНЕРГИЯ ТРОЙНОГО ПАРТНЕРСТВАAPG: TRIPLE ENERGY PARTNERSHIP

Salym Petroleum Development N.V. (SPD) developing Salym group of oil fields in Western Siberia has successfully implemented a gas utilization project. This unprecedented example of solving the issue of associated petroleum gas (APG) utilization is based on the mutual partnership between three private companies and on cooperation between business and government.

Gas and FlareRussia is one of the leading energy suppliers in the world. Over 50% of Russian oil is produced in Khanty-Mansi Autonomous Okrug – Yugra. But every year the production in the region is decreasing, mature oil fields run out of oil, and to develop new ones – for example, in Eastern Siberia or on the shelf – huge investments and state-of-the-art technologies are needed. On the contrary, global energy demand permanently increases and it doubles by 2050. Therefore it is very important to efficiently use of existing energy sources.

One of such energy sources is associated petroleum gas, produced along with oil. It is valuable hydrocarbon resource together, and in the course of separation it is traditionally discharged to flares and flared. According to the Ministry of Natural Resources and Ecology of the Russian Federation annually the country produced 55 bln m3 of APG, and only quarter of it is processed. 47% of this gas are used for the

57ROGTEC

два ценных углеводородных продукта добываются вместе, однако после сепарации попутный газ традиционно сжигался на факеле. По данным Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации ежегодно в стране добывается 55 млрд.м3 попутного газа, и лишь четверть этого объема используется для дальнейшей переработки. 47% такого газа используется нефтяными компаниями для собственных нужд или списывается как технологические потери, а 27% сжигается на факеле. В Югре таким образом сжигается 9 млрд. м3 попутного газа ежегодно. Учитывая, что стоимость 100 м3 попутного газа составляет примерно 45 рублей, можно сказать, что только в Югре на факеле сжигается более 4 млрд.рублей. Сжигание попутного газа – это сжигание миллиардов рублей потенциальной прибыли.

Рациональное использование попутного газа является важнейшей частью эффективной политики в области энергетики и серьезным показателем уровня промышленного развития страны. «Утилизация столь ценного углеводородного сырья вместо его сжигания на факеле является абсолютной необходимостью, актуальность которой уже давно назрела, не только в Югре или России, но и во всем мире», – рассказывает инженер СПД по вводу в эксплуатацию Ватце Тигкелаар. Попутный газ является сырьем для электроэнергетики и химической промышленности. Он обладает высокой теплотворной способностью. В нем содержатся этан и метан, являющиеся сырьем для производства пластмасс и каучуков. Тяжелые фракции газа используются в производстве ароматических углеводородов, высокооктановых присадок и сжиженного пропана и бутана, которые применяются в качестве топлива в жилых домах и на промышленных предприятиях.

Кроме того, сжигание газа на факеле означает не только миллионы рублей потерянной прибыли, но и выбросы в окружающую среду. Только в России в результате этого процесса в атмосферу выбрасывается почти 100 млн.тонн CO

2. Сжигание

попутного газа приводит к выбросу углекислого газа и сажи. Кроме того, в атмосферу попадает и метан, который является гораздо более активным газом с точки зрения создания парникового эффекта, чем углекислый газ. Объем выбросов в результате сжигания попутного газа составляет примерно 0,5 млн.тонн в год. Сжигание газа сопровождается термическим воздействием на окружающую среду: в районе факела термическое разложение почвы наблюдается в радиусе 10-25 метров, а растительности в пределах 50-150 метров. В атмосферу попадают продукты сгорания попутного газа, включая оксиды азота, серный ангидрид, окись углерода и различные несгоревшие углеводороды. Проблема утилизации попутного газа особенно актуальна для Югры,

needs of oilfields or written down as technological losses and 27% are flared. Yugra flares 9 bln m3 of APG each year. 100 m3 of APG cost about 45 rubles, i.e. only in Yugra over 4 bln rubles are flared annually. Flaring APG is like burning billions of lost profit.

Rational use of APG is essential part of efficient energy policy, and at once it is also important indicator of industrial development level of the country. “Utilisation of the valuable hydrocarbon resources rather than flaring is an absolute must and has been long overdue, not only in the region of Yugra or Russia, but globally’’, told SPD Commissioning Operations Engineer Watze Tigchelaar. APG is resource for the power and chemical industry. It has high calorific value. It contains ethane and methane that are used to produce plastics and caoutchouc. Heavier fractions in gas are used in production of aromatic hydrocarbons, high-octane additives and liquefied propane and butane that are used as a fuel and for domestic and industrial needs.

Moreover, flaring is not only millions rubles of lost profits, it is also millions of emissions in the air, almost 100 mln tons of CO

2 only in Russia. APG flaring results in

emissions of carbon dioxide and active soot. Besides, methane, which is a much more active greenhouse gas in comparison with the carbon dioxide, is emitted into the atmosphere. The volume of emissions during APG flaring stands at approximately 0.5 mln ton per year. APG flaring is accompanied by heat pollution of the environment: around the flare the radius of thermal decomposition of soil is within 10-25 meters and decomposition of vegetation is from 50 to 150 meters. This is followed by atmospheric emissions of APG combustion products, including nitrogen oxide, sulphurous anhydride, carbon monoxide and various unburnt hydrocarbons. The problem of APG utilization is particularly relevant for Yugra since the region territory covers the area of south, middle and northern taiga where prevailing forest trees are coniferous – particularly sensitive to pollutions, including atmospheric pollutions.

Flares can be switched off, and the gas can be supplied to gas processing plant. Such project was realized in Salym group of oilfields. This project is a result of unprecedented mutual partnership between Yugra regional government and three private companies: SPD, Blue Line, and Russneft.

Unique ProjectThe gas processing system historically established in Russia consists of large gas processing facilities (with capacity of over 1 bln m3 per year). The main disadvantage of this system is in being bound to gas pipeline system. The Salym fields as well as Shapsha fields are located far from major gas pipelines; therefore it is not economically feasible to establish a large gas processing facility within their territory.

ROGTEC

PRODUCTION


58 ROGTEC

ДОБЫЧА


The uniqueness of SPD gas utilization project is in uniting the efforts of three parties and establishing a small capacity, block-modular type LPG plant. Implementation of the associated gas utilization project in Salym fields is an unprecedented example of efficient collaboration between three companies, and a genuine demonstration of the WIN-WIN principle. Furthermore, due to the triple collaboration in the course of executing this project, the region also becomes a triple winner without investing its funds into this program.

“Since the start of 2012 all oil companies should ensure the associated petroleum gas utilization level

reaches 95%. SPD also obliged to do that because it is good for the environment and it is good for the community. For SPD, a relatively small company, this issue presented a major challenge and so we looked at a number of ways to utilize gas” said Simon Durkin, SPD CEO.

Since the very start of the Salym project SPD paid a key attention to gas utilization issue and developed an extensive gas utilisation program. This project covers two projects: 1) construction and start-up of a gas turbine power plant (PGP) which since 2008 has used around 1/3 of the AGP to generate electric power, and 2) construction of liquefied petroleum gas (LPG) plant within the fields to bring utilization gas up to 95%.

поскольку ее территория простирается в зоне южной, средней и северной тайги, где леса состоят, в основном, из деревьев хвойных пород, которые особенно чувствительны к загрязнению воздуха.

Однако факел можно погасить, а газ направить на переработку. Именно такой проект реализован на Салымской группе месторождений. Этот проект стал результатом беспрецедентного партнерства между правительством Югры и тремя частными компаниями СПД, Blue Line и «Русснефть».

Уникальный проектИсторически система переработки газа в России состоит из крупных газоперерабатывающих предприятий мощностью свыше 1 млрд. м3 в год. Основной недостаток этой системы в том, что она привязана к сети магистральных газопроводов. Салымские месторождения и Шапшинские месторождения компании «Русснефть» находятся в удалении от основных газопроводов; поэтому строительство крупного газоперерабатывающего завода в этом районе экономически нецелесообразно.

Уникальность проекта по утилизации попутного газа СПД заключается в том, что совместными усилиями трех участников проекта построена небольшая блочно-модульная установка по производству сжиженных углеводородов. Реализация этого проекта – пример эффективного сотрудничества трех компаний в интересах каждой из сторон. Это тройное сотрудничество также создает дополнительные рабочие места, налоговые поступления, и обеспечивает улучшение экологической ситуации для региона – и эти преимущества достигаются без каких-либо государственных инвестиций.

«С начала 2012 года все компании должны обеспечить утилизацию 95% попутного газа, – говорит Генеральный директор СПД Саймон Дюркин. – И СПД должна выполнять это требование, поскольку решение этой задачи обеспечивает защиту окружающей среды и служит интересам местного населения. Для СПД как сравнительно небольшой компании эта задача представляла серьезную сложность, нами было проработано множество вариантов утилизации попутного газа».

С самого начала реализации Салымского проекта СПД уделяла пристальное внимание вопросам утилизации газа, для этой цели была разработана детальная программа. Она включает в себя два проекта: 1) строительство и пуск в эксплуатацию в 2008 году газотурбинной электростанции (ГТЭС), где примерно 1/3 добываемого компанией попутного

59ROGTECROGTEC

PRODUCTION


In January 2008, SPD has completed the construction of a PGP with the capacity of 45 megawatts, and in 2010 it has increased its capacity to 60 megawatts. Concurrently with the PGP construction and start-up, SPD has signed a tripartite memorandum of understanding on APG utilization with Russneft and Blue Line. The companies have declared their intent to build, using the resources of Blue Line, a LPG plant within Salym fields, which would process associated gas from both Salym and Shapsha group of fields, the latter being developed by Russneft. Blue Line will sell liquefied propane and butane produced by LPG plant, whilst the lean gas will return to SPD and Russneft fields as fuel for the existing power plants.

Blue Line has undertaken to build a LPG plant on the West Salym field, a gas piston power (GPP) plant on Shapsha fields (similar to SPD’s PGP), as well as pipelines and power lines. One third of the project was funded from Blue Line’s own funds; two thirds were to be provided by investment banks. In spite of the global economy recession that has broken out in the second half of 2008, the companies have actively commenced the fulfilment of the obligations undertaken for project execution. Up to the summer of 2010, Blue Line had to invest its own funds into the project, since the majority of investment banks scared by the global economy crisis were either experiencing financial problems or not in a hurry to grant loans. With its funds, Blue Line has built two pipelines with a total length of 76 km as well as purchased LPG plant equipment. Blue Line has signed LPG plant equipment delivery contracts with Thermo Design Engineering, a leading Canadian company in the area of oil and gas processing systems, as well as a GPP plant equipment delivery contract with GE Jenbacher (Austria). First six engines were installed on the Shapsha field. In addition to this, Blue Line has signed a design contract with Russian design company Giprong-Ekon. The companies have selected the location for the LPG and GPP plants, and commenced land allocation process. An intermediate result of the gas program implementation was the start-up of the gas piston power plant on Shapsha fields in February 2010.

In July 2010, a statement was made on the agreement with the European Bank for Reconstruction and Development, which has provided investment in the amount of $120 mln. LPG plant construction work on Salym fields was in full swing. As part of the LPG plant construction, in May 2011 SPD has built a booster compressor station as well as a gas pipeline from Central Processing Facility to the LPG plant construction site. In addition to this, SPD has assisted Blue Line in every way to execute LPG plant construction project and its commissioning on schedule. In the middle of December 2011 SPD ensured gas utilization level at 95%. The task was delivered on time.

Watze Tigchelaar recalled: “The most challenging was winter start-ups, particularly when it’s not allowed to use methanol to prevent freezing up and you rely on the

газа используется для производства электроэнергии и 2) строительство на месторождении завода по производству сжиженных углеводородов (СУГ), который должен был довести утилизацию попутного газа до 95%.

В январе 2008 года СПД завершила строительство ГТЭС мощностью 45 мегаватт, а в 2010 году электростанция расширена до 60 мегаватт. Параллельно со строительством и пуском в эксплуатацию ГТЭС был подписан трехсторонний меморандум о взаимопонимании с компаниями «Русснефть» и Blue Line. В нем стороны выразили

свое намерение построить, используя ресурсы Blue Line, завод по сжижению газа на территории Салымских месторождений для производства жидкой фракции из газа Салымских и Шапшинских месторождений. Согласно условиям соглашения Blue Line будет продавать производимый на заводе жидкий бутан и пропан, а сухой газ будет возвращаться СПД и «Русснефть» для выработки электроэнергии на их станциях.

Blue Line взяла на себя обязательства по строительству завода по производству СУГ на Западно-Салымском месторождении, газопоршневой электростанции (ГПЭС) на Шапшинских месторождениях, а также необходимых

60 ROGTEC

ДОБЫЧА


process variables still enabling a safe and sustainable start-up. Obviously it has been interesting to see how the Russian commitment to achieve the start-up before the end of 2011. It certainly has been a remarkable achievement under no easy circumstances”.

Safety FirstDuring all phases of this project implementation – from design to commissioning & operations – priority attention was given to safety and environmental issues. LPG plant has a block-modular construction. This block-modular design is characterized not only by low operational costs but by high reliability, and a possibility to increase power easily. Also a multimodal scheme of transportation of liquefied hydrocarbon gases (LHG) is applied using tank-containers. This provides for zero losses during transportation, preservation of the quality of the product, lack of need in loading/unloading racks and LHG storage farms, and decreased risk of man-made disasters.

SPD is one of the leaders in area of HSSE in the region and Russian one whole. The company has developed a balanced HSSE management system. This system is based on the statutory Russian requirements and international practice. It consists of clear-cut corporate principles, standards, rules and arrangements designed to ensure a safe work place and to reduce to a minimum the risks to a person’s health and safety, and to the environment. SPD also employs best-in-class technologies and equipment to ensure safety to people and the environment. During the plant construction and start-up one of the most challenging tasks was promoting SPD safety culture to Blueline and its contractors. SPD the company helped its partner to develop and implement safety principles and procedures to ensure safe operations of the LPG plant.

The gas processing plant is equipped with the modern fire extinguishing system; most stringent international industrial safety standards of SPD. Companies have been complied with in terms of operation of process plants and transportation of finished products. The use of multimodal scheme of transportation of liquefied hydrocarbon gases using tank-containers made it possible to eliminate the need in construction and operation of loading/unloading racks which, in turn, decreased the production induced risks and risks during transportation caused by product transfer and direct contact with the environment. Blue Line Emercom service operates on SPD basis. SPD has provided advice and assistance to Blue Line in the area of medical support as well. Genuine cooperation of the partners and key attention to safety enabled to realize the project safely.

Companies ensured a high level of safety by using also advanced technologies and recent developments corresponding to all requirements of the present high environmental standards; low energy consumption; high

трубопроводов и линий электропередачи. Треть стоимости проекта профинансировано из собственных средств Blue Line; две трети должны были поступить от инвестиционных банков. Несмотря на глобальный экономический кризис, который разразился во второй половине 2008 года, компании начали активно выполнять свои обязательства в рамках проекта. До лета 2010 года компании Blue Line приходилось обходиться собственными средствами при реализации проекта, поскольку в условиях глобального экономического кризиса банки либо сами испытывали финансовые трудности, либо опасались выдавать кредиты. В результате за свой счет Blue Line построены два трубопровода общей протяженностью 76 км и закуплено оборудование для завода. Контракт на поставку оборудования для завода был подписан с компанией Thermo Design Engineering, ведущей канадской компанией в области систем переработки нефти и газа, а контракт на поставку оборудования для ГПЭС подписан с австрийской фирмой GE Jenbacher. Первые шесть газопоршневых двигателей были установлены на Шапшинских месторождениях. Кроме того, был подписан договор на проектные работы с российским проектным институтом «Гипронг-Экон». Компаниями выбрано место для строительства завода по сжижению газа и ГПЭС, и начаты работы по получению землеотводов. Газопоршневая электростанция на Шапшинских месторождениях пущена в эксплуатацию в феврале 2010 г.

В июле 2010 г. Blue Line заключила соглашение с Европейским банком реконструкции и развития, в рамках которого под проект выделен кредит в размере 120 млн.долл. Тем временем работы по строительству завода по сжижению газа на территории Салымских месторождений шли полным ходом. Для завода в мае 2011 г. СПД построена дожимная компрессорная станция, а также проложен газопровод от установки подготовки нефти до места строительства завода. Кроме того, СПД оказала компании Blue Line помощь в ходе строительных работ для обеспечения своевременной сдачи объекта в эксплуатацию. В середине декабря 2011 г. СПД вышла на утилизацию 95% попутного газа. Задача была выполнена в срок.

«Самое сложное – пуск объектов в эксплуатацию в зимнее время, – вспоминает Ватце Тигкелаар. – Особенно если для предотвращения образования ледяных пробок нельзя использовать метанол. В результате приходилось искать другие способы для безопасного и надежного пуска этих объектов. Я восхищаюсь целеустремленностью российских коллег, которыми сделано все возможное для пуска объекта до конца 2011г. Это, безусловно, выдающееся достижение, учитывая сложные условия работы».

61ROGTECROGTEC

PRODUCTION


level of automation and safety; reliability of consumer supply. Besides, the state-of-the-art process equipment of Thermo Design Engineering Ltd. and GE Jenbacher was used during construction along with the experience and reputation of grantors of license and suppliers of major process equipment.

Triple EffectThe success of the efficient and fruitful collaboration between the companies lies first and foremost in their ability to listen to and hear each other. The parties conduct monthly meeting at the level of management teams, whilst both companies’ project custodians arrange for working meetings on weekly basis. Three small companies execute a project which becomes an excellent catalyst for a further

socio-economic development of the region in three directions. The synergy of three companies yields a triple effect by creating new jobs, reducing the amount of emissions, and increasing tax revenue of the regional budget.

The gas utilization program is also in line with Russian federal program of energy efficiency. SPD gas utilization project enables to set up a new market of gas liquids that could be used for fueling cars on gas, heating, air conditioning and BBQ as well.

“It is an interesting story that required 4 parties to play a key role to bring it all together: Yugra government in terms of facilitating it and helping the parties to come together, Russneft, SPD and Blue Line that built and now operates the LPG plant”, summarized Simon Durkin.

During the project implementation local companies were actively contracted to perform different types of work and provide relevant services and equipment. Local companies SibKomplektMontazh and Megiontruboprovodmontazh were responsible for plant assembly, and the regional one called UralKhimmash produced and delivered tank containers. Overall over 30 regional contractors and suppliers of equipment and materials participated in the project realization.

The project enables the region to solve energy generation issue. Implementation of the project reduces the volume of polluting emissions and improving the ecological situation in the region. Reduction of emission is over 460,000 ton per year (in СО

2 equivalent).

This project on gas utilization in Salym fields is a genuine example of cooperation of three small private companies, the project that enables big changes in the social and economic development of the region.

Безопасность прежде всегоНа всех стадиях реализации проекта – от проектирования до пуско-наладки и ввода в эксплуатацию – приоритет отдается вопросам охраны труда и экологической безопасности. Завод по сжижению газа имеет модульную конструкцию. Такая конструкция не только экономит затраты, но и отличается высокой надежностью и возможностью увеличения мощности при возникновении такой необходимости. Для транспортировки сжиженных углеводородных газов (СУГ) применяется мультимодульная схема с использованием цистерн-контейнеров. Такая схема позволяет избежать потерь во время транспортировки и сохранить качество продукции. Кроме того, нет необходимости

в строительстве погрузочно-разгрузочных эстакад и резервуарных парков СУГ. Такой подход также позволяет снизить риск возникновения антропогенных катастроф.

СПД является одним из лидеров в области охраны труда как в регионе, так и по России в целом. В компании разработана сбалансированная система управления вопросами ОЗОТОБОС. Эта система основывается на российских нормативно-правовых требованиях и международных стандартах. Она состоит из четких принципов, стандартов, правил и регламентов, обеспечивающих безопасность на рабочих местах, что сводит к минимуму риски для здоровья и безопасности людей и окружающей среды. СПД также используются первоклассные технологии и оборудование для охраны здоровья работников и защиты окружающей среды. На этапе строительства завода и его пуско-наладки одна из

62 ROGTEC

ДОБЫЧА


LPG plant is situated at the distance of 65 kilometres from the nearest railway station Salym. Its capacity is 360 mln m3 per year. At the plant APG is separated into the following components: dry gas (220 mln m3), natural gasoline (up to 30,000 ton) and propane-butane (up to 110 000 ton). Technology of production and utilization of APG is based on separation of the gas at low temperatures to light (dry gas) and heavy (gasoline, propane, butane) fractions. During gas separation three process solutions are used: APG compression; APG drying and gas fractionation. APG of Shapsha field leaves the gas treatment facility under the pressure of 30 kPa. At the booster compression station it is compressed to 110 kPA to be transported to LPG plant. At theplant the gas is mixed with the Salym field APG supplied to LPG plant under the pressure of 4-5.6 kPa. Gas mixture under the pressure of 50 kPa goes through additional low-pressure compression and up to 4 000 kPa in the system of high-pressure compression. Temperature of the mixture at this moment is 44°С. At the APG drying process water, liquid admixtures and solid particles are removed from the gas mixture by means of filtration and passing through molecular sieves. Centrifuging technology is used in the process. The technology requires the use of parallel columns, one of which is operating in the cleaning mode and another in the regeneration mode. Lean gas is heated to 285°С and used for regeneration of molecular sieves. Gas fractionation process has several stages. At low temperature separation module gas mixture is cooled to -26°C. Hydrocarbon liquid is separated from gas by the condensation method. At absorber/deethanizer (113°C at the bottom, -13°C at the top) liquid hydrocarbons go to the bottom of the column and gas is collected at the top. The function of the column is to separate C1/C2 fractions from the flow of liquid hydrocarbons and C3 fractions from the flow of gas. LG gathers at the top of the column. At the bottom of the column there is absorbent. Then there is a column of saturated absorbent (1270 kPA, 252°C at the bottom). The function of the column is to obtain a high purity mixture of С3+ fractions at the bottom of the column and its use for the subsequent product fractionation. And in the end of the process chain there is product fractionation with depropanizer (1400 kPa, 104°C at the bottom, 44°C at the top). Propane gathers at the top of the column. At the bottom of the column there is a mixture of С4+ fractions which is sent to debutanizer. Debutanizer (525 kPa, 112°C at the bottom, 57°C at the top). Butane gathers at the top of the column. At the bottom of the column there is a mixture of С5+ fractions.

важнейших задач состояла в том, чтобы обеспечить следование сотрудниками Blue Line и ее подрядных организаций принятой в СПД культуре безопасного проведения работ. СПД оказала помощь своему партнеру в разработке и реализации принципов и правил безопасности для обеспечения безопасной эксплуатации объекта.

Газоперерабатывающий завод оснащен самой современной системой пожаротушения; работы осуществляются в соответствии с самыми строгими международными правилами промышленной безопасности. Компания Blue Line выполняет все требования, предъявляемые к эксплуатации промышленных установок и транспортировке конечной продукции. Использование мультимодальной схемы транспортировки сжиженных углеводородных газов с использованием цистерн-контейнеров позволило отказаться от строительства и эксплуатации погрузочно-разгрузочных эстакад, что, в свою очередь, снизило производственные и транспортные риски, связанные с перегрузкой продукции и ее прямым контактом с окружающей средой. Служба экстренной помощи Blue Line использует существующие мощности СПД. СПД также оказывает поддержку Blue Line в области медицинской помощи. Реальное сотрудничество между партнерами и приоритетное внимание вопросам охраны труда позволили реализовать проект безопасным образом.

Благодаря использованию передовых технологий и подходов компаниями выполняются все требования, предъявляемые к вопросам охраны труда и окружающей среды; энергопотребления; высокому уровню автоматизации; и надежности поставок. Кроме того, при строительстве использовано самое современное оборудование фирм Thermo Design Engineering Ltd. и GE Jenbacher, также использован опыт владельцев лицензий и поставщиков основного технологического оборудования.

Тройной эффектСекрет эффективности и продуктивности сотрудничества между тремя компаниями заложен в их способности слушать и слышать друг друга. Стороны встречаются ежемесячно на уровне групп по управлению проектом, а рабочие встречи кураторов проекта с обеих сторон проходят каждую неделю. Три небольшие компании реализуют проект, который является катализатором развития социально-экономической сферы региона. Для региона проект имеет тройной эффект: это создание рабочих мест, сокращение выбросов в атмосферу и увеличение налоговых поступлений в региональный бюджет.

63ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Программа утилизации газа также решает задачи, поставленные в федеральной программе России по повышению эффективности использования энергии. Кроме того, проект по утилизации газа СПД стимулирует развитие рынка сжиженных углеводородов, которые могут использоваться как топливо для автомашин, систем обогрева и кондиционирования воздуха и для бытовых нужд. «Это интересный проект, для реализации которого потребовалось участие четырех сторон: это правительство Югры, которое оказало поддержку проекту и свело всех его участников вместе, СПД, «Русснефть» и Blue Line, которая построила и сейчас эксплуатирует комплекс по переработке газа», – подводит итог Саймон Дюркин.

Для выполнения различных работ по проекту и поставок оборудования привлекались местные компании. В частности, строительно-монтажные работы осуществляли местные компании «СибКомплектМонтаж» и «Мегионтрубопроводмонтаж», а региональная компания «УралХимМаш» изготовляет и поставляет

цистерны-контейнеры. Всего в реализации проекта приняло участие более 30 региональных подрядчиков и поставщиков материалов и оборудования.

Проект также помогает региону в решении задач выработки энергии. В результате реализации проекта сокращен уровень выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и улучшена экологическая ситуация. Сокращение выбросов составляет 460 000 тонн в год (в эквиваленте СО

2).

Этот проект по утилизации газа на Салымских месторождениях является прекрасным примером сотрудничества трех небольших частных компаний, это проект, который внес значительный вклад в социально-экономическое развитие региона.

64 ROGTEC

ДОБЫЧА


Завод по сжижению газа расположен на расстоянии 65 км от ближайшей железнодорожной станции в поселке Салым. Его мощность составляет 360 млн.м3 в год. На заводе попутный газ разделяется на следующие компоненты: сухой газ (220 млн.м3), газовый бензин (до 30 000 тонн) и пропан-бутан (до 110 000 тонн). Технология производства и утилизации попутного газа основывается на сепарации газа при низких температурах на легкую (сухой газ) и тяжелую (бензин, пропан, бутан) фракции. При сепарации газа используются три технологических процесса: комприрование попутного газа; осушка газа и его фракционирование. С Шапшинских месторождений попутный газ выходит из установки подготовки газа под давлением в 30 КПа. Далее он поступает в дожимную компрессорную станцию, где его давление повышается до 110 КПа и направляется на завод по сжижению газа. На заводе этот газ смешивается с газом из Салымских месторождений, который поступает на завод под давлением в 4-5,6 КПа. Затем газовая смесь под давлением в 50 КПа проходит стадию комприрования низкого давления и высокого давления, где оно повышается до 4 000 КПа. Температура газовой смеси в этот момент составляет 44°С. На стадии осушки газовая смесь пропускается через систему фильтров и молекулярных сит, где из нее удаляются технологическая вода, жидкие примеси и твердые частицы. В этом процессе используется центробежная

технология. Технологически необходимо использовать параллельные колонны – одна находится в работе и осуществляет очистку газа, а вторая в режиме регенерации. Сухой газ подогревается до температуры в 285°С и используется для регенерации молекулярных сит. Процесс фракционирования газа имеет несколько этапов. В модуле низкотемпературной сепарации газовая смесь охлаждается до -26°C, и жидкие углеводороды выделяются из газа методом конденсации. На адсорбере/деэтанизаторе (113°C в низу колонны и -13°C на верху) жидкие углеводороды поступают в низ колонны, а газ собирается на верху. Функция колонны заключается в том, чтобы сепарировать фракции C1/C2 из потока жидких углеводородов и фракцию C3 из потока газа. Сжиженный газ собирается в верху колонны. В низу колонны находится адсорбент. Далее идет колонна насыщенного адсорбента (1270 КПа, 252°C в низу колонны). Функция колонны заключается в том, чтобы получить смесь фракций С3+ высокой чистоты в низу колонны для дальнейшего фракционирования. В конце процесса происходит фракционирование продукта, сначала в установке депропанизации (1400 КПа, 104°C в низу колонны, 44°C на верху колонны). Пропан собирается на верху колонны. В низу колонны остается смесь фракций С4+, которая направляется в дебутанизатор. В дебутанизаторе (525 КПа, 112°C в низу колонны, 57°C на верху колонны) бутан собирается на верху колонны. В низу колонны остается смесь фракций С5+.

ЦПППCPF

CPFCompressor Station Compressor

Station

ПГ/APG

ПГAPG

ПГ/APG

ПГ/APGГТЭС СПДSPD PGP

ГПЗGPP

ГПЭС/GPPP

СУХОЙ ГАЗ/LEAN GAS

СУХОЙ ГАЗLEAN GAS

ПРОПАНБУТАНPROPANEBUTANE

Russneft Shapsha Oil Fields

Шапшинские нефтяные месторождения компании "Русснефть"

SalymPetroleumOil FieldsРЫНОК СПГ

LPG MARKET

Общие инвестиции: свыше 10 млрд. руб.Total investment: over bln. RUR

ЦППП

Компрессорная станция

Компрессорная станция

Нефтяные месторождения "Салым Петролеум"

МонолитMonolit




65ROGTECROGTEC

PRODUCTION





66

The Russian government views the southern shelf region as a crucial area of hydrocarbon reserves which should be developed in the near future. The offshore production will offset the production decline in the traditional oil and gas producing regions in Western Siberia and the Volga-Urals. However, the development of the new offshore fields has not been as dynamic as projected. Many projects have proven to be unviable at the exploration stage while others have fallen behind schedule due to insufficient funding or technological difficulties. Never the less, considerable headway has been made.

The situation surrounding the development of offshore fields in the Caspian Sea, the Black Sea and the Sea of Azov in southern Russia was reviewed in detail in the first volume of the study “Oil And Gas Production in the Shelf of Russia and the CIS Nations – The Outlook for the Industry Until 2020” prepared by RPI in the spring of 2012.

The basis of the study is focused on the hydrocarbon reserves and resources in the various state sectors and projects in the previously mentioned seas. The information was acquired and processed by RPI experts

Шельф, прилегающий к материковой части Российской Федерации, рассматривается Правительством страны как важнейший резерв углеводородных запасов, который должен быть введен в разработку в ближайшие годы. Оффшорная добыча нефти и газа способна компенсировать падение добычи на истощающихся месторождениях в традиционных нефтегазодобывающих регионах страны – Западной Сибири и Волго-Урале.

Однако ситуация с разработкой новых морских месторождений развивается не так динамично, как того хотелось бы. Многие проекты оказываются бесперспективными уже на этапе геологоразведки, другие реализуются с опозданием из-за недостаточного финансирования или технологических трудностей. И все же подвижки есть, и немалые. Ситуация, сложившаяся вокруг освоения оффшорных месторождений в южных российских морях – Каспийском, Черном и Азовском - подробно описана в первом томе исследования «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года», подготовленном компанией RPI весной текущего года.

ROGTEC

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ


Шельфовые проекты в Каспийском, Черном и Азовском морях: проблемы и решенияProblems and Solutions for Shelf Projects in the Caspian Sea, Black Sea and Sea of Azov

67ROGTECROGTEC

OFFSHORE


over a period of many years. The report contains a detailed base of factual knowledge about individual offshore projects including those closed down in recent years.

Based on the data published by the companies and governments and the experience of RPI, the report lists hydrocarbon production projections for the individual state sectors of the Caspian Sea, Black Sea and Sea of Azov for 2012-2020 along with projected drilling activity and the demand for drilling rigs over that period. The report also lists companies that are capable of manufacturing the required offshore equipment tailored for use in offshore maritime projects or those which are already producing it.

Projected Risks and ScenariosThe report takes into account the following risks which arise from:» the failure to prove projected reserves (resources) at a licensed area (geological risks)» unsettled issues regarding the delimitation of maritime borders (political risks)» the shortage of funding for implementing projects.

The analysis done does not cover the offshore projects in Iran’s sector of the Caspian Sea. The forecasts made on the basis of the available inputs are built around the three scenarios outlined below. Scenario 1 (base scenario) assumes that the following fields will be commercially developed in 2012-2020:» fields that are fully prepared for development, i.e. fields in Russia’s northern block of the Caspian Sea » fields currently under development, i.e., the Azeri- Chirag-Gyuneshly field in Azerbaijan» fields at which exploration has been successfully completed.

Scenario 2 assumes that the fields where exploration drilling has been completed with positive results, as well as the fields that are slated for exploration drilling in the next two or three years that will be developed along with the fields referred to in Scenario 1. It was also assumed that exploration drilling will continue at the new fields with a view to proving commercial hydrocarbon reserves.

Scenario 3 (optimistic scenario) further assumes that in addition to the assumptions under Scenario 2, that the issue of delimiting maritime borders and use and/or joint use of subsoil resources will be settled between 2015-2017 despite the fact that the authors were aware the timeframe they used is arbitrary. The entire previous experience indicates that the negotiations that got under way at some point in the past i.e., between Russia and Ukraine or Ukraine and Romania, have repeatedly been rolled back for various reasons.

В основу исследования легла накопленная за многие годы и систематизированная специалистами RPI информация о запасах и ресурсах углеводородов по отдельным государственным секторам и проектам в Каспийском, Черном и Азовском морях. В отчете подробно описана фактология, связанная с отдельными оффшорными проектами, в том числе закрытыми в течение последних лет.

На основе данных, обнародованных компаниями или государственными органами, и с учетом накопленного RPI опыта авторы работы представили прогноз добычи углеводородов по отдельным государственным секторам Каспийского, Черного и Азовского морей на период 2012-2020 годов, привели прогнозы объемов буровых работ и потребности в буровых платформах на тот же временной период.

В отчете содержится также перечень предприятий, которые могут произвести или уже выпускают необходимую номенклатуру оффшорного технологического оборудования, предназначенного для использования в морских проектах.

Риски и сценарии прогнозовВ работе учтены риски:» неподтверждения прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке (геологические риски) » неурегулированности вопросов делимитации морских границ (политические риски)» дефицита финансовых ресурсов для реализации проектов.

При анализе остались за скобками оффшорные проекты в иранском секторе Каспийского моря. Прогнозы, которые были сформированы на основе имеющейся информации, основаны на трех сценариях.

При формировании сценария 1 (базового сценария) принимались следующие допущения. Полагалось, что в стадии промышленной разработки в период 2012-2020 годов будут находиться:» полностью подготовленные к освоению месторождения (например, месторождения, расположенные в пределах российского Северного блока Каспия) » уже разрабатываемые месторождения (например, Азери-Чираг-Гюнешли а Азербайджане)» успешно разведанные месторождения.

В рамках сценария 2 (высокого сценария) предполагалось, что в процесс разработки, помимо месторождений, уже учтенных в сценарии 1, будут вовлекаться те месторождения, на которых уже проводится разведочное бурение,

68 ROGTEC



The Caspian SeaProjectThe following major projects in the Caspian Sea are at the more advanced commercial stages:» The Azeri-Chirag-Gyuneshly fields (Azerbaijan’s sector)» The Shah-Deniz field (Azerbaijan) » The North-Caspian project, and above all the Kashagan field in Kazakhstan» The Y.Korchagin, V. Filanovsky , Sarmatskoye, Rakushechnoye, and trans-border Khvalynskoye fields of the Russian North Caspian block, all developed by LUKOIL» The Chelekenfield (Turkmenistan)» Block 1 fields (Turkmenistan).

The following Caspian projects were either suspended or closed down in 2009-2011 after reserves had not been proven:» Inam (Azerbaijan)» Yalam-Samur (Azerbaijan)» Tyun-Karagan (Kazakhstan)» Atash (Kazakhstan)» Kurmangazy (Kazakhstan).

There is another group of projects which started to be developed in 2010-2011. It includes the Umid and Apsheron fields in Azerbaijan, the licensed sections of Abai, Isatai, Shagal and Djarkhan in Kazakhstan, Block 21 in Turkmenistan and the Tyuleny Block in Russia. The largest production projects in the Caspian Sea listed above are of greatest interest in terms of drilling.

BP Azerbaijan, a subsidiary of BP, holds the license for the exploration and development of the Azeri-Chirag-Gyuneshly fields. The project is operated by BP. As of the beginning of 2012, 57 production, 27 injection wells, had been drilled at the field. Under the project development plan that total will rise to 312. The Azerbaijan International Operating Company (AIOC) is planning to go ahead with Phase 4 for development of the Azeri-Chirag-Gyuneshly fields to cover the productive Balakhany stratum across the entire contract area.

In 2011, the U.S. company KBR signed an agreement with BP on implementing the new production project Chirag as part of the development of the Azeri-Chirag-Gyuneshly fields. KBR will design a new rig that will be installed at the block of fields. The new project, Chirag oil project (COP), will take off in 2013. The COP rig will be installed at a water depth of about 170 m. A second rig will also be built. The first rig is scheduled for completion in 2013 and will be used to drill 28 production and 17 injection wells. Oil production is scheduled to begin in Q3 of 2013. To expedite the project plans were made to do pre-drilling from the Dede-Gorgud floating rig.

не давшее отрицательных результатов, а также те месторождения, где разведочное бурение планируется начать в ближайшие три-четыре года. Кроме того, делалось допущение, что на новых месторождениях продолжится разведочное бурение, которое подтвердит наличие промышленных запасов углеводородов.

В сценарии 3 (оптимистичном сценарий) делалось еще одно допущение – в дополнение к сценарию 2-, что вопросы делимитации морских границ и/или совместного использования ресурсов недр будут урегулированы к 2015-2017 году. Хотя авторы и понимали, что данное тезис имеет высокий временной риск. Упомянутый срок весьма условен, так как весь предыдущий опыт показывает, что даже начавшиеся переговоры (например, России и Украины, Украины и Румынии) неоднократно по разным причинам затягивались.

Каспийское море ПроектыВ настоящее время в акватории Каспийском море наиболее продвинутыми и крупными добычными проектами являются:» месторождения Азери-Чираг-Гюнешли (азербайджанский сектор)» месторождение Шах-Дениз (Азербайджан)» Северо-Каспийский проект (в первую очередь месторождение Кашаган, Казахстан)» месторождения российского Северного блока – им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского, Сарматское, Ракушечное, трансграничное Хвалынское (все – «ЛУКОЙЛ»)» месторождение Челекен (туркменский сектор)» месторождения блока 1 (также Туркменистан).

В то же время в 2009-2011 годах на Каспии по причине неподтверждения запасов приостановлены или закрыты следующие проекты:» Инам (Азербайджан)» Яламо-Самур (Азербайджан)» Тюб-Караган (Казахстан)» Аташ (Казахстан)» Курмангазы (Казахстан).

Существует еще одна группа проектов, работа над которыми только началась в 2010-2011 годах. Это месторождения Умид и Апшерон в Азербайджане, лицензионные участки Абай, Исатай, Шагала и Дархан в Казахстане, блок 21 в Туркменистане и блок Тюлений в России.

Наибольший интерес с точки зрения наибольших объемов бурения представляют перечисленные выше крупнейшие добычные проекты на Каспийском море.

70 ROGTEC



The Shah-Deniz Project is also operated by BP. Phase 1 (started in 2009-2010) will yield 11 bcma of gas, and Phase 2 (starts in 2012-2013), 16 bcma. That scope of production is expected to be maintained at least until 2020.

Phase 2 provides for building two new rigs and drilling 30 more wells. At least 10 bcm of the gas produced during Phase 2 is expected to be supplied to Europe. All operations are to be completed in 2016-2017 and the investment will total $23 billion.

The North-Caspian Project is being implemented by the international investor consortium NCOC (North Caspian Operating Company, formerly known as Agip KCO). Eni is the integrated operator. The Kashagan field is the largest and best prepared for commercial development under this project. Work will proceed in two phases. Phase 1 is more than 90% complete. Phase 2 operations are still to be approved.

Twenty one wells had been prepared for oil production at the Kashagan field by 2011.

Twenty appraisal and 21 production wells, 41 in all, have been drilled so far. A total of 53 wells will be drilled at Kashagan when the project enters the pilot industrial phase. Plans have been made to drill a total of 281 wells; 234 production wells and 47 injection wells (to maintain pore pressure).

The 2011 plan provided for producing first oil at the end of 2012, but later parties to the project decided to postpone the start of development by five months until the first half of 2013.

In Russia’s sector of the Caspian Sea the fields located within the confines of the licensed block Severny and developed by LUKOIL are closest to the commercial phase of development. Production at the Y. Korchagin field began in 2010.

As of the beginning of 2012 the commissioning schedule at the other fields of the block was as follows: Y. Korchagin (Phase 2) – 2015, V. Filanovsky – 2015, Sarmatskoye – 2017, Rakushechnoye – 2020, Khvalynskoye – after 2020.

In October 2011 LUKOIL placed an order for the construction of two infrastructure facilities at the V. Filanovsky oil and gas field: riser unit platforms and the accommodation module platforms with crossover walkways. These facilities will be manufactured at the Krasnye Barrikady shipyard in Astrakhan. The platforms will be installed at sea, in 2013-2014. Contracts were signed in November 2011 with United Shipbuilding Corporation (USC) and Globalstroi-Engineering. USC

Лицензия на разведку и добычу месторождений Азери-Чираг-Гюнешли принадлежит BP Азербайджан (дочернее предприятие компании BP). Оператором проекта выступает BP. По состоянию на начало 2012 года на месторождениях было пробурено 84 скважины (57 добывающих и 27 нагнетательных). Согласно новым планам разработки проекта, количество скважин будет доведено до 312 единиц. Азербайджанская международная операционная компания (АМОК) планирует реализацию новой, четвертой, фазы освоения блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. Речь идет о разработке продуктивного пласта «Балаханы» по всей контрактной площади.

В 2011 году американская компания KBR заключила соглашение с BP о реализации нового добывающего проекта Чираг в рамках разработки месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. KBR спроектирует новую платформу, которая будет установлена на блоке месторождений. Новый проект под названием Chiragoilproject (COP) планируется начать в 2013 году. Платформа COP планируется установить при глубине воды около 170 м. Предусмотрено строительство второй платформы. С первой платформы, строительство которой предполагается завершить в 2013 году, будет пробурено 28 добывающих и 17 нагнетательных скважин. Добыча первой нефти начнется в третьем квартале 2013 года. Для ускорения производства работ проекта планируется вести опережающее бурение с плавучей буровой установки «Деде Горгуд».

Оператором проекта Шах-Дениз является также компания BP. Первая его стадия (начало в 2009-2010 годах) предусматривает объем добычи в 11 млрд куб. м газа , вторая стадия (начнется в 2012-2013 годах) — 16 млрд куб. м в год. Этот объем добычи планируется сохранять по крайней мере до 2020 года.

Вторая стадия предусматривает строительство двух новых платформ и бурение 30 подводных скважин. Предполагается, что по крайней мере 10 млрд куб. м газа, добытого в рамках второй стадии, будет поставляться в Европу. Все работы должна быть полностью закончены в 2016-2017 годах. Инвестиции составят $23 млрд.

Северо-Каспийский проект реализует консорциум международных инвесторов NCOC (North Caspian Operating Company, старое название Agip KCO). Единым оператором этого проекта является Eni. Наиболее крупное и подготовленное к промышленной разработке месторождение в этом проекте – Кашаганское. Работы по освоению Кашагана разделены на две фазы. Фаза I выполнена

71ROGTECROGTEC

OFFSHORE


will develop detailed design documentation, procure the equipment and materials, and build and start up the ice-resistant stationary platform No.1. Globalstroi-Engineering will build the central platform and a crossover bridge between the ice-resistant platform No. 1 and the central platform by May 2015.

Dragon Oil is the operator of the Cheleken Project in Turkmenistan’s sector. At the beginning of 2011, 62 production wells operated at the field from 12 platforms. In 2008, the company drilled 9 wells, in 2009, 8 wells, in 2010, 11 wells, and in 2011, 12 wells, using the Iran Khazar drilling rig and its own Rig-40. There are plans that a total of 40 wells will be drilled in 2011-2013. Orders were placed in 2011 for one production and one riser platform for the Djilagybek field. At present, only production of oil is moving ahead as part of the project, while there is no commercial production of gas since the gas sale issue has not been resolved. According to RPI projections, gas production here will not get under way until 2013.

Petronas Charigali, a subsidiary of Petronas Malaysia, holds the license to explore and develop hydrocarbons

более чем на 90%. Работы по фазе II еще не прошли согласования.

К 2011 году на месторождении Кашаган 21 скважина подготовлена к добыче нефти.

Всего с начала буровых работ на нем пробурена 41 скважина - 20 оценочных и 21 эксплуатационная. На этапе опытно-промышленной разработки на Кашагане планируют ввести в эксплуатацию 53 скважины. В целом, в соответствии с планом освоения месторождения, планируется пробурить 281 скважину, из которых 234 добывающие и 47 нагнетательные (для поддержания внутрипластового давления).

Согласно планам образца 2011 года первую нефть планировалось добыть в конце 2012 года, однако позднее участники проекта объявили, что срок ввода в разработку месторождения будет отложен примерно на пять месяцев, то есть на первую половину 2013 года.

В российском секторе Каспийского моря наиболее близкими к стадии промышленной разработки

72 ROGTEC



at Block 1 (Turkmenistan). Commercial production as part of the project began in August 2011. Last year the monthly average production of condensate was running at 30,000 tons. Twenty exploration and production wells have been drilled here. Gas production at the field is expected to reach 10 bcma by 2014. Petronas has not been forthcoming about the numbers of wells it needs to drill to reach hydrocarbon production targets. The company has two mobile production rigs enabling it to drill 5-6 offshore wells a year.

Hydrocarbon production projections The report estimates that as part Scenario 1, Azerbaijan’s sector of the Caspian Sea will be yielding 49 Mt of oil and condensate, and 24 bcma of gas in 2020 from Azeri-Chirag-Gyuneshly and the Shah-Deniz fields. Scenario 2 provides for starting up hydrocarbon production at the Apsheron field. As a result of this factor, oil and condensate production will go up to 51 Mta, while the scope of gas production will rise to 41 bcma. Scenario 3 for production in Azerbaijan’s sector makes no sense.

Production will amount to 56 Mt of oil (all oil coming from Kashagan) in Kazakhstan’s sector of the Caspian Sea under Scenario 1 by 2020. Under Scenario 2 it will grow to 76 Mta of oil as production at Kashagan will be added to output at Block N and production under the Zhemchuzhny project. Scenario 3 for Kazakhstan has not been considered either.

The report estimates that Russia’s sector of the Caspian Sea will be yielding 9.5 Mt of oil and condensate and 10 bcma gas by 2020. All production will be located at the Y.Korchagin, V. Filanovsky and Sarmatskoye fields (all operated by LUKOIL). If Scenario 2 goes ahead, added to these scopes will be hydrocarbons produced at the Central block, Lagansky and, Northern-Caspian areas and the trans-border Khvalynskoye field. In this case the scope of oil production is likely to grow to 19.5 Mt and that of gas to 26 bcma. This estimate should be viewed as the upper limit for potential oil and gas production. Scenario 3 in Russia’s sector makes no sense.

Under Scenario 1 Turkmenistan’s sector of the Caspian Sea will be yielding 23 Mt of oil and 22 bcma of gas by 2020. The entire scope of production will come from Cheleken (Dragon Oil) and Block 1 (Petronas). Scenario 2 has not been considered as it was assumed that production at other fields on the Turkmenian shelf may begin only after 2020. Scenario 3 for production in that sector coincides with Scenario 1.

Drilling projections and rig demand Under Scenario 1 for the Caspian Sea the largest relative shares in total exploration drilling will fall to the sectors

являются месторождения, расположенные в пределах лицензионного блока Северный и разрабатываемые компанией «ЛУКОЙЛ». При этом на одном из них – им. Ю. Корчагина - добыча началась в 2010 году.

По состоянию на начало 2012 года сроки пуска остальных месторождений блока были следующими: им. Ю.Корчагина (вторая фаза) – 2015 год, им. В. Филановского – 2015 год, Сарматское – 2017 год, Ракушечное – 2020 год, Хвалынское – после 2020 года.

В октябре 2011 года «ЛУКОЙЛ» разместил заказ на строительство двух объектов обустройства нефтегазового месторождения имени В.Филановского: платформы райзерного блока и платформы жилого модуля с переходными мостами. Их построят на судостроительном заводе «Красные Баррикады» в Астрахани. Установка платформ в море запланирована на 2013-2014 годы. В ноябре 2011 года были подписаны договоры с ОАО «Объединенная судостроительная корпорация» (ОСК) и ОАО «Глобалстрой-Инжиниринг». ОСК будет вести разработку рабочей документации, закупку оборудования и материалов, строительство и пуско-наладку ледостойкой стационарной платформы №1. «Глобалстрой-Инжиниринг» должна реализовывать подряд на строительство центральной технологической платформы и переходного моста между ЛСП-1 и ЦТП. Срок завершения работ — май 2015 года.

Оператором проекта Челекен в туркменском секторе является компания Dragon Oil. В начале 2011 года на месторождении действовали 62 эксплуатационные скважины на 12 платформах. В 2008 году компания пробурила 9 скважин, в 2009 году пробурено 8 скважин, в 2010 году – 11 скважин, в 2011 году — 12 скважин, с помощью буровой установки «Иран Хазар» и собственного бурового оборудования – Rig-40. В период 2011-2013 годов в общей сложности планируется пробурить 40 скважин. В 2011 году размещены заказы на одну добывающую и одну райзерную платформу для месторождения Джилагыбек. В настоящее время в рамках проекта добывается только нефть, а добыча коммерческого газа не ведется, так как не решены проблемы с его сбытом. Согласно анализу RPI, добыча газа может начаться не ранее 2013 года.

Лицензией на разведку и добычу углеводородов на блоке 1 (Туркменистан) обладает компания Petronas Charigali (дочерняя компания малазийской Petronas). Промышленная добыча в рамках проекта началась в августе 2011 года. В течение прошлого года ежемесячная добыча конденсата была равна 30 тыс.

73ROGTECROGTEC

OFFSHORE


74 ROGTEC



of Kazakhstan (47%) and Russia (28%). The largest scopes of exploration drilling in Kazakhstan’s sector are expected to be localized at the Zhambay, Zhambyl and Satpayev fields. Only seismic exploration is possible at the Abai, Isatai, Shagal and Djarkhan blocks over the next few years. In the Russian sector, the largest contribution to the overall scope of exploration drilling will come from the Central and Tyuleny blocks.

Under Scenario 1 the largest proportion of production drilling (46% of the entire production drilling scope in the Caspian Sea will fall to Kazakhstan’s sector (Kashagan).

Production drilling in the Russian sector will be concentrated on the Y.Korchagin, В.V. Filanovsky and Sarmatskoye fields of the Northern Block.

Turkmenistan’s 17% share will be determined by Cheleken and Block 1.

Under Scenario 1 for the Caspian Sea in 2012-2020 the total amount of exploration drilling will amount to 172,000-180,000 meters, and 2.3-2.5 million meters for production drilling.

The report claims that under Scenario 2 there will be no increment of exploration drilling in the Caspian Sea as compared to Scenario 1 in 2012-2020, since exploration drilling results will need to be analyzed and, consequently, the scope of exploration drilling will be limited.

т. Здесь уже пробурено 20 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Объем добычи газа на месторождении к 2014 году может быть доведен до 10 млрд куб м в год. Petronas не раскрывает планов в отношении количества новых скважин, которые должны обеспечить выход на планируемые уровни добычи углеводородов. Наличие у компании двух передвижных эксплуатационных установок позволяет ей бурить 5-6 морских скважин в год.

Прогноз добычи углеводородовВ отчете прогнозируется, что в азербайджанском секторе Каспийского моря в рамках сценария 1 объем добычи нефти и конденсата в 2020 году достигнет уровня в 49 млн т в год, газа — 24 млрд куб. м в год. Причем все углеводороды будут добываться на месторождениях Азери-Чираг-Гюнешли и Шах-Дениз. Сценарий 2 отличается тем, что в его рамках начинается добыча углеводородов на месторождении Апшерон. Вследствие действия этого фактора объем добычи нефти и конденсата возрастет до 51 млн т в год, объем добычи газа увеличится до 41 млрд куб. м в год. Сценарий 3 в сфере добычи для азербайджанского сектора смысла не имеет.

В казахстанском секторе Каспийского моря объем добычи к 2020 году по сценарию 1 равен 56 млн

76 ROGTEC



The growth of exploration drilling scopes under Scenario 2 as compared to Scenario 1 is contingent upon the commissioning of:» The Khvalynskoye field in Russia’s sector;» The Central field, Lagansky block and Northern-Caspian area in Russia’s sector» The fields of the Zhemchuziny project’s Block N in Kazakhstan’s sector» The Apsheron field in Azerbaijan.

Under Scenario 2 the scope of exploration drilling in the Caspian Sea in 2012-2020 will amount to 172,000-180,000 meters just as under Scenario 1, while production drilling will amount to 3.0-3.2 million meters.

Scenario 3 differs from Scenario 2 in that it assumes the start of exploration drilling on the Araz-Alov-Sharg block in Azerbaijan and Blocks 27-31 and the Serdar field in Turkmenistan.

Rig demand until 2020 is estimated at 71-87. The value of the rig market in this case could amount to $22-26 billion.

Since the prospects for using self-raising and semi-submerged drilling rigs for exploration drilling are unclear because negative results have often been obtained in the past it would be reasonable to assume that their number in the area will grow by one or two at most. Possibly one or two new rigs capable of operating at depths of down to 5 meters will be built. The construction of one such rig is already underway.

The Black SeaThe prospects for implementing offshore projects in the Black Sea are far more complex compared to the Caspian Sea. Hydrocarbon production in the near term may only begin in the Ukrainian sector. Efforts in the Russian sector will at best be confined to seismic exploration. No practical efforts are under way in the Georgian and Abkhazian sectors.

ProjectsThere are several license areas in Russia’s sector of the Black Sea where no progress has been made beyond seismic exploration. In 2010 Rosneft concluded an agreement with Eххоn Mobil to set up a joint venture to conduct exploration in the Tuapse area and, possibly, southern Black Sea area. Rosneft signed a similar agreement with Chevron in 2010 to explore the western Black Sea area. The foreign party to those agreements later withdrew and a new agreement was signed with Eni in April 2012.

This situation involving Russian projects in the Black Sea is attributable to the fact that the depth range of the sea in the Russian sector is between 1,000 and 2,300 meters, whereas the depth of the Caspian Sea

т нефти (вся нефть добывается на Кашагане), по сценарию 2 — 76 млн т в год нефти (к добыче на Кашагане добавляется добыча на блоке Н и в рамках проекта «Жемчужины»). Сценарий 3 для Казахстана также не рассматривается.

Авторы исследования полагают, что в российском секторе Каспийского моря к 2020 году по сценарию 1 будет добываться 9,5 млн т нефти и конденсата и 10 млрд куб. м газа в год. Вся добыча будет производиться на месторождениях им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского и Сарматском месторождении (все – «ЛУКОЙЛ»). При реализации сценария 2 к этим объемам добавятся углеводороды, получаемые на Центральном блоке, Лаганском и Северо-Каспийском участках, а также трансграничном Хвалынском месторождении. В этом случае вероятно увеличение объема добычи нефти до 19,5 млн т и газа до 26 млрд куб. м в год. Данную оценку следует рассматривать как верхний предел возможных объемов добычи нефти и газа. Сценарий 3 для российского сектора не имеет смысла.

В туркменском секторе Каспийского моря согласно сценарию 1 к 2020 году объем добычи нефти достигнет 23 млн т, газа – 22 млрд куб. м в год. Весь объем будет добываться на Челекене (Dragon Oil) и Блоке-1 (Petronas). Сценарий 2 не рассматривается, так как полагается, что добыча на других месторождениях на шельфе Туркменистане может начаться только после 2020 года. Сценарий 3 для сектора в сфере добычи совпадает со сценарием 1.

Прогноз бурения и потребности в платформахДля Каспийского моря при реализации сценария 1 наибольшие относительные доли в общем объеме разведочного бурения на Каспийском море будут иметь казахстанский (47%) и российский сектора (28%). В пределах казахстанского сектора разведочное бурение станет производиться в наибольшем объеме на Жамбае, Жамбыле и Сатпаеве. На блоках Абай, Исатай, Шагала и Дархан в ближайшие годы возможны только сейсморазведочные работы. В российском секторе максимальный вклад в общий объем разведочного бурения внесут Центральный блок и блок Тюлений.

Наибольшая удельная доля эксплуатационного бурения в сценарии 1 (46% от всего эксплуатационного бурения в акватории Каспийского моря) соответствует казахстанскому сектору (бурению на Кашагане).

В России все эксплуатационное бурение сосредоточится на месторождениях Северного блока: им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского и Сарматском.

77ROGTECROGTEC

OFFSHORE


78 ROGTEC



does not exceed 300 meters, an the Sea of Azov is 12 meters at the deepest location. Russian companies do not possess the technology for deep-water drilling and have to contract foreign partners that have the required equipment and experience in operating at great depths.

The only two new projects that have reached the commercial commissioning stage (all Ukrainian) are:» the Odessa and Bezymyannoye gas fields » the Subbotinskoye oil field.

The drilling of production wells at the Odessa and Bezymyannoye fields has been completed. The scope of production by 2012 there will reach 1 bcma (up to 2 bcma in the longer term). Six production wells have been drilled at these fields. The new pipeline built will move gas from the Odessa field to the Glebovskoye underground gas storage and then on to the Crimea. The Tavrida drilling rig owned by Chernomorneftegaz of Ukraine was used to drill production wells. The work was performed by the company’s drilling division.

Chernomorneftegaz is planning to produce 1 Mta of oil at the Subbotinskoye field when production peaks. Up to 100 production wells need to be drilled at depths down to 90 meters to commercially commission the fields. In the past, drilling was done by the Sivash drilling rig owned by Chernomorneftegaz. In 2011Chernomorneftegaz purchased a drilling rig capable of operating at depths exceeding 90 meters. It began to operate in Q1of 2012 at the Subbotinskoye field. The Ukrainian company intends to acquire another rig during 2012.

In 2010 the Ukrainian government approved a memorandum on setting up a joint venture (50% -Ukrainian state joint stock company Chernomorneftegaz, 50% LUKOIL) to develop the Odessa, Bezymyannoye and Subbotinskoye fields. Chernomorneftegaz will contribute a geological and economic appraisal of the reserves of oil, gas and associated components in these fields. The agreement to establish the venture was approved early in February 2012 by the Ukrainian Ministry of Energy and Coal Industry.

Hydrocarbon production projectionsThe report concludes that hydrocarbon production will not start in the Russian, Abkhazian or Georgian sectors of the Black Sea by 2020 under any scenario.

Under any of the three scenarios the Ukrainian sector of the Black Sea will be yielding 1.4 Mt of oil and 2.6 bcm of gas by 2020. These scopes will be produced by Chernomorneftegaz at the already developed Odessa and Bezymyannoye fields and within the Subbotinskaya area.

Drilling projections and rig demand As far as drilling is concerned Scenarios 1 and 2 for the

Доля Туркменистана в 17% определяется Челекеном и Блоком-1.

В целом в Каспийском море по сценарию 1 в 2012-2020 годах объем проходки в разведочном бурении составит 172-180 тыс. м, а в эксплуатационном бурении – 2,3-2,5 млн м.

В исследовании утверждается. что в рамках сценария 2 прироста объемов разведочного бурения в 2012-2020 годах в акватории Каспийского моря, по сравнению со сценарием 1, ожидать не следует, так как поисково-разведочное бурение станет сочетаться с периодами анализа его результатов, что естественным образом сдержит его объемы.

Прирост объемов эксплуатационного бурения в сценарии 2 по сравнению со сценарием 1 обусловлен вводом в эксплуатацию:» Хвалынского месторождения в российском секторе» месторождений Центрального, Лаганского блока и Северо-Каспийского участка (все – российский сектор)» месторождений проекта «Жемчужины» и блока Н (казахстанский сектор)» вводом в разработку месторождения Апшерон (Азербайджан).

По сценарию 2 объем разведочного бурения в акватории Каспийского моря в 2012-2020 года составит так же, как и в сценарии 1 172-180 тыс. м. а проходка в эксплуатационном бурении достигнет 3,0-3,2 млн м.

Сценарий 3 отличается от сценария 2 тем, что в нем предполагается начало поисково-разведочного бурения на блоке Араз-Алов-Шарг в Азербайджане, блоках 27-31 и месторождении Сердар в Туркменистане.

Для Каспийского моря потребность в платформах в период до 2020 года в целом оценивается в диапазоне 71-87 единиц. Емкость рынка платформ в таком случае может составить $22-26 млрд.

Так как перспективы применения самоподъемных и полупогружных буровых установок (СПБУ и ППБУ) для разведочного бурения, из-за частых случаев получения отрицательных результатов весьма неопределенны, то разумно предположить, что современный состав их на акватории, скорее всего, пополнится не более чем одной-двумя установками. Возможно, что будут построены одна-две новые установки, способные работать при глубинах до 5 м (одна из них уже строится).

Черное мореСитуация в Черном море с точки зрения реализации оффшорных проектов намного более сложная по сравнению с Каспием. О добыче углеводородов или о ближайших перспективах ее начала можно говорить

79ROGTECROGTEC

OFFSHORE


Black Sea coincide. Under Scenario 1 the entire scope of exploration drilling in the Black Sea will be contributed by the Russian projects of Rosneft and Chernomorneftegaz (Russia). All production drilling will be done in the Ukrainian sector by Chernomorneftegaz (Ukraine). Exploration on the Ukrainian shelf will be confined to seismic exploration in the Prikerchensky area. A total of 28,000-32,000 meters of exploration wells and 443-450 meters of production wells will be drilled in 2012-2020 in the Russian, Ukrainian, Georgian and Abkhazian sectors.

Scenario 3 assumes that as border disputes are settled exploration drilling will get under way on the Georgian and Abkhazian shelf and within the confines of the Ukrainian part of the Pallas structure. In that case, as compared to Scenario, 1 the scope of exploration drilling will grow to 42,000-48,000 meters, while the scope of production drilling will remain the same.

The two new drilling rigs purchased by Chernomorneftegaz (Ukraine) in 2011-2012 and the Sivash and Tavrida rigs will meet the demand for drilling down to depths of 120 meters in the Russian and Ukrainian sectors of the Black Sea and the Sea of Azov.

One or two drilling rigs capable of operating within the depth of 200 meters are needed to develop the Pallas structure. They could be leased by Chernomorneftegaz (Ukraine).

In the longer term, the commercial commissioning of fields under the Temryuk-Akhtar project (Russia) and Subbotinskoye (Ukraine) will require 3-4 rigs, and the development of the Pallas structure, 1-2 rigs (beyond 2020). Overall, the demand for rigs in these two seas will not be more than five.

The Azov SeaThe Azov Sea is not as difficult in terms of exploration and drilling as the Black Sea. Its maximum depth is 12 meters in the area of the Kerch Strait. But there are no significant reserves of hydrocarbons projected in it either. As a result it will be in the shadow of the Black sea over the next eight years.

ProjectsThe Temryuk-Akhtar Project undertaken by LUKOIL and Rosneft is the largest in the Sea of Azov from the perspective of future production scopes. The project is operated by Priazovneft incorporated by LUKOIL (42.5%), Rosneft (42.5%) and the Krasnodar regional administration (15%). In January 2012 the Krasnodar regional administration sold its equity stake to Rosneft. Priazovneft is now owned by Rosneft (57.5%) and LUKOIL (42.5%). 2D seismic exploration has been done (1,044 meters), further 2D seismic exploration (640 meters) is underway along with 3D seismic exploration of 185 sq.km.

лишь применительно к украинскому сектору. В российском секторе в лучшем случае продолжается только сейсморазведка. В грузинском и абхазском секторе всякая практическая деятельность по существу заглохла.

ПроектыВ российском секторе Черного моря имеются несколько лицензионных участков, работы на которых не вышли из стадии сейсморазведочных работ. Так в 2010 году «Роснефть» заключила договор с EххоnMobil о создании совместного предприятия, которое будет заниматься разведкой в пределах Туапсинского и, возможно, Южно-Черноморского участка. Аналогичное соглашение в 2010 году по Западно-Черноморскому участку «Роснефть» подписала с Chevron. Однако в дальнейшем иностранный партнер отказался от сотрудничества, и в апреле 2012 года новое соглашение было заключено с Eni.

Такое состояние с реализацией проектов в России имеет объяснение. Глубины моря в российском секторе Черного моря находятся в диапазоне от 1000 м до 2300 м, в отличие от глубин на Каспии (до 300 м) или Азовском море (12 м в самом глубоком месте). Российские компании не имеют технологий для глубоководного бурения и вынуждены заключать соглашения с иностранными партнерами, располагающими соответствующим оборудованием и имеющими опыт работ на больших глубинах.

Единственными новыми проектами, которые достигли стадии ввода в промышленную эксплуатацию, в Черном море являются следующие украинские месторождения:» Одесское и Безымянное газовые месторождения» Субботинское нефтяное месторождение.

На Одесском и Безымянном месторождениях уже закончено бурение эксплуатационных скважин. В 2012 году объем добычи на них достигнет 1 млрд куб. м в год (в более отдаленной перспективе до 2 млрд куб. м). На месторождениях пробурено 6 эксплуатационных скважин. С Одесского месторождения газ по вновь построенному газопроводу будет доставляться в Глебовское подземное хранилище газа (ПХГ), а затем – в Крым. Для бурения эксплуатационных скважин использовалась принадлежащая украинскому «Черноморнефтегазу» СПБУ «Таврида». Их бурение ведется силами буровых подразделений «Черноморнефтегаза».

На Субботинском месторождении на пике добычи «Черноморнефтегаз» планирует добывать около 1 млн т нефти в год. Для ввода в месторождения в промышленную эксплуатацию требуется пробурить до 100 эксплуатационных скважин при глубине моря

80 ROGTEC



Three exploration wells have been drilled. The Novoye field has been discovered. Production is expected to peak at 2.5-3 Mta after 2015.

Six gas fields, i.e. the Strelkovoye, Morskoye, North-Kerchenskoye, Eastern-Kazantipskoye, Northern-Kazantipskoye and Northern-Bulganskoye have been discovered in the Ukrainian sector. The exploration success factor is rated at 0.5. The Strelkovoye, Eastern-Kazantipskoye and Northern-Bulganskoye fields are being developed. Exploration has been completed at the North-Kerchenskoye, Northern-Kazantipskoye and Morskoye fields. They have been mothballed due to a lack of funding. The main player in the Ukrainian sector of the Sea of Azov is Chernomorneftegaz. The commissioning of the Northern-Kerchenskoye, Northern-Kazantipskoye and Morskoye fields may be expected no earlier than 2020 owing to the lack of funding. Work will be resumed actively after drilling has been completed on the Black Sea shelf.

Hydrocarbon production projectionsAs far as production is concerned Scenarios 1 and 2 coincide for the Sea of Azov. The report concludes that the scope of production from the fields of the Temryuk-Akhtar Project in the Russian sector of the Sea of Azov will reach 3 Mta of oil by 2020.

The Ukrainian sector of the Azov Sea will at best retain the current scope of gas production, which is about 900 mcma.

Drilling projections The report contains projections for the Sea of Azov under Scenarios 1 and 2. Scenario 3 was not considered as there are no disputed trans-border fields in that sea. Nor are there any promising structures. Under Scenarios 1 and 2 the scope of production drilling in 2012-2020 across the Sea of Azov will amount to 60,000 meters. The scope of exploration drilling will not be above 16,000 meters under Scenario 1 and it will be 2-24,000 meters under Scenario 2.

ConclusionThe facts set forth in the study clearly indicate that the development of the Russian shelf presents considerable difficulty unless state support is provided and a large number of Russian companies become involved, including those owned privately. Therefore, the plans made for the adoption of an exploration program on the continental shelf of the Russian Federation for 2012 – 2030 are well-timed, given that they provide for the broad involvement of national companies in offshore production.

To get additional information on RPI report “Oil And Gas Production in the Shelf of Russia and the CIS Nations – The Outlook for the Industry Until 2020”, please contact Svetlana Muradova by phone at: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 or by email: [email protected]

в пределах 90 м. Их бурение ранее производилось СПБУ «Сиваш», принадлежащей «Черноморнефтегазу». В 2011 году «Черноморнефтегаз» 2011 году приобрел буровую установку, способную работать при глубинах моря в 90 м и более. В первом квартале 2012 года она начала работать на Субботинском месторождении. Еще одну буровую установку украинская компания приобретет в течение 2012 года.

В 2010 году Правительство Украины одобрило меморандум о равнодолевом совместном предприятии (50% -украинское ГАО «Черноморнефтегаз», 50% - «ЛУКОЙЛ»), которое займется освоением Одесского, Безымянного и Субботинских месторождений. Вкладом «Черноморнефтегаза» при совместной деятельности должна стать геолого-экономическая оценка запасов нефти, природного газа и сопутствующих компонентов указанных месторождений. В начале февраля 2012 года договор о создании предприятии согласовали в Министерстве энергетики и угольной промышленности Украины.

Прогноз добычи углеводородовВ исследовании сделано заключение, что в российском, абхазском и грузинском секторах Черного моря добыча углеводородов к 2020 году не начнется при любом сценарии.

В украинском секторе Черного моря к 2020 году по любому из трех сценариев станет добываться около 1,4 млн т нефти и примерно 2,6 млрд куб. м газа. Эти объемы будут добываться на уже освоенных месторождениях ГАО «Черноморнефтегаз» (Украина) — Одесском и Безымянном месторождениях, а также в пределах Субботинской площади.

Прогноз бурения и потребности в платформахДля Черного моря в сфере бурения сценарий 1 и 2 совпадают. В рамках сценария 1 предполагается, что весь объем поисково-разведочного бурения на Черном море придется на российские проекты «Роснефти» и ЗАО «Черноморнефтегаз» (Россия). При этом все эксплуатационное бурение станет производить в украинском секторе ГАО «Черноморнефтегаз» (Украина). Разведочные работы на украинском шельфе ограничатся сейсморазведкой на Прикерченском участке. При этом во всей российской, украинской, грузинской и абхазской акваториях в 2012-2020 годах пробурят примерно 28-32 тыс. м поисково-разведочных и 443-450 тыс. м эксплуатационных скважин.

В сценарии 3 предполагается, что в результате урегулирования пограничных споров начнется поисково-разведочное бурение на грузинском, абхазском шельфе, а также в границах украинской части структуры Палласа. В этом случае по сравнению со сценарием 1 объем поисково-разведочного

81ROGTECROGTEC

OFFSHORE


бурения увеличивается до 42-48 тыс. м, а объем эксплуатационного бурения остается прежним.

Для Черного и Азовского морей уже закупленные «Черноморнефтегазом» (Украина) в 2011-2012 годах две новые буровые установки в сумме с принадлежащими ей же установками «Сиваш» и «Таврида» способны полностью удовлетворить потребности в бурении в российском и украинском секторах Черного и Азовского морей при глубинах моря до 120 м.

Для освоения структуры Палласа необходимы 1-2 буровые установки, способные работать при глубинах до 200 м. Они могут быть арендованы украинским «Черноморнефтегазом».

В дальнейшем для введения в промышленную разработку месторождений в рамках Темрюкско-Ахтарского проекта (Россия) и Субботинской площади (Украина) потребуются 3-4 платформы, для разработки структуры Палласа — 1-2 платформы (уже за пределами 2020 года). Таким образом общая потребность в платформах на этих двух морях не превысит 5 единиц.

Азовское мореАзовское море – не такое сложное, как Черное море, с точки зрения проведения геолого-разведочных и буровых работ. Его максимальная глубина в районе Керченского пролива не превышает 12 м. Однако и больших запасов углеводородов в его акватории не прогнозируется. В результате в течение предстоящих восьми лет оно останется в тени Черного моря.

ПроектыНаиболее крупным, с точки зрения последующих объемов добычи, в российском секторе Азовского моря является Темрюкско-Ахтарский проект, реализующийся «ЛУКОЙЛом» и «Роснефтью». Оператором проекта является ОАО НК «Приазовнефть». Она учреждена компаниями «ЛУКОЙЛ» (42,5%), «Роснефть» (42,5%), а также администрацией Краснодарского края (15%). В январе 2012 года администрация Краснодарского края продала свой пакет акций «Роснефти». Таким образом состав акционеров «Приазовнефти» стал следующим: «Роснефть» - 57,5% акций, «ЛУКОЙЛ» - 42,5%. В ходе реализации проекта сделана сейсморазведка 2D в объеме 1 044 пог. км, выполняется программа сейсморазведочных работ 2D в объеме 640 пог. км и сейсморазведочных работ 3D в объеме 185 кв. км. Пробурены три разведочных скважины. Открыто месторождение Новое. После 2015 года возможна добыча с пиком в 2,5-3 млн т в год.

В пределах украинского сектора открыто 6 газовых месторождений: Стрелковое, Морское, Северо-Керченское, Северо-Казантипское, Восточно-Казантипское и Северо-Булганакское. Коэффициент

успешности поисковых работ составляет 0,5. В разработке находится три месторождения - Стрелковое. Восточно-Казантипское и Северо-Булганакское. Северо-Керченское, Северо-Казантипское и Морское месторождения разведаны и законсервированы из-за недостатка финансовых средств. Основным игроком в акватории украинского сектора Азовского моря является ГАО «Черноморнефтегаз». Ввод в промышленную разработку Северо-Керченского, Северо-Казантипского и Морского месторождений можно ожидать не ранее 2020 года из-за недостатка финансовых средств. Работы предполагается активизировать только после окончания бурения на шельфе Черного моря.

Прогноз добычи углеводородовВ сфере добычи сценарии 1 и 2 для Азовского моря совпадают. В исследовании утверждается, что в российском секторе Азовского моря к 2020 году объем добычи будет равен около 3,0 млн т нефти в год- он станет добываться на месторождениях, входящих в Темрюкско-Ахтарский проект.В украинском секторе Азовского моря в лучшем случае удастся сохранить нынешний объем добычи газа – около 900 млн куб. м в год.

Прогноз бурения Для Азовского моря в отчете сформированы прогнозы, соответствующие сценарию 1 и сценарию 2. Сценарий 3 не рассматривался, так как в акватории Азовского моря нет спорных трансграничных месторождений или перспективных структур. По сценариям 1 и 2 в 2012-2020 годах объем эксплуатационного бурения во всей акватории составит 60 тыс. м. В то же время по сценарию 1 объем поисково-разведочного не превысит 16 тыс. м, а по сценарию 2- 24 тыс. м. ЗаключениеПриведенные в исследовании факты наглядно показывают, что освоение российского шельфа крайне затруднительно без государственной поддержки и широкого привлечения российских компаний, в том числе с участием частного капитала. Поэтому весьма своевременным представляется планируемое принятие Программы разведки континентального шельфа Российской Федерации на период с 2012 по 2030 годы, предусматривающей привлечение к работам на море национальных компаний.

Дополнительную информацию о публикации RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития до 2020 года» Вы можете получить, связавшись с Ольгой Елкановой по телефонам: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 или по электронной почте: [email protected]

82

II.4.1 NeocomianNeocomian reservoirs are the main oil producers in the West Siberian Basin. Owing to the nature of associated source rocks, they are mainly oil-bearing in the central part of the WSB (Middle Ob region), but are largely gas-bearing in the Northern WSB.

II.4.1.1 ReservoirsThe Neocomian section varies in thickness from around 800 m in the Southern WSB to more than 1500 m in the north. At least thirty productive sandstone and siltstonehorizons, separated by claystone or shale units, have been designated. Attempts to correlate these horizons across the basin during the early years of exploration and production activity gave rise to numerous inconsistencies, as it became clear that sandstone beds which appeared to correlate on a “layer-cake” model of deposition, counting up from the underlying Bazhenov Suite, differed significantly in age.Recognition of productive beds led to the designation of horizons B1 to B22 within the Valanginian to Hauterivian section, and horizons A1 to A12 in the late Hauterivian to Barremian section. However, high-resolution biostratigraphic analyses showed that most reservoir beds tended to shale out from east to west. The proportion of sandstone within the Neocomian succession reaches 60% or more on the eastern side of

II.4.1 НеокомОсновные нефтеносные пласты Западно-Сибирского бассейна относятся к неокомскому времени. В связи с характеристиками связанных с этими пластами материнских пород, коллекторы неокомского возраста преимущественно нефтеносны в центральной части ЗСБ (Среднеобская область), и преимущественно газоносны в северной части бассейна.

II.4.1.1 Пласты-коллекторы Неокомский разрез отличается переменной мощностью от 800 м на юге ЗСБ до свыше 1500 м на севере бассейна. Определено по меньшей мере тридцать продуктивных песчаных и алевролитовых горизонтов, разделенных глинами или глинистыми сланцами. Попытки найти связи между такими горизонтами на всей территории бассейна на ранних этапах разведки и добычи в этом районе привели к возникновению многочисленных противоречий, поскольку со временем стало ясно, что пласты песчаников, изначально казавшиеся связанными по корреляционной модели “слоеный пирог”, начиная от отложений Баженовской свиты, расположенных ниже, значительно отличаются по возрасту. Опознание продуктивных пластов привело к разграничению горизонтов B1 - B22 в интервале от валанжинского

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Blackbourn Reports: Petroleum Geology of the West Siberian Basin: The Creataceous Period

Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

Отчеты Блэкберн: Геология нефти и газа западно-сибирского бассейна: меловой период

83ROGTECROGTEC

EXPLORATION


the basin, 25-40% in the Middle Ob region, and less than 10% in the west of the basin.

Examination of good-quality seismic data available over the past 10-20 years has made it clear that most of the Neocomian succession within the WSB comprises prograding clinoforms, which ultimately filled virtually the entire basin (Fig. II.4.1). This model was first suggested by Naumov (1977), but was not widely recognised until nearly 20 years later (Karagodin, 1994; e.g. Fig. II.4.1). The direction of progradation was broadly from the ESE, the source of most of the sediment, with some minor progradation of a sedimentary wedge from the Urals towards the east. Progradation was interrupted on a number of occasions by rises in sea level which caused a blanket of marine shale to be deposited over the progradational surface, before progradation commenced again.

The topset of each progradational unit was deposited in a variety of environments from continental (including red beds), through fluvio-deltaic to littoral and shallow-shelf environments. The slope led down into deeper water, although as described below there was quite a substantial accumulation of base-of-slope sands (Achimov Suite), probably deposited as distinct basin-floor fans (Ukhlova et al., 2004) forming separate mappable sand-mounds (Salmin, 2006). A scarcity of core has limited the scope for detailed sedimentological examination of the clinoformal deposits; Ershov et al. (2001) have perhaps provided one of the best core-based descriptions to date.

The Neocomian clinoformal succession has been described from a sequence stratigraphic standpoint by Pinous et al. (2001).

The sand-rich clinoformal structures, sealed up-dip both stratigraphically and by transgressive shales, and “dipping their toes” in the rich Bazhenov Suite source rocks, obviously represent very prospective exploration targets, and have been prolific producers.

Because of the complexity of the sand-body geometry, the earlier attempt to create a basin-wide stratigraphy for the Neocomian was largely abandoned, with separate systems for designating productive beds being established for individual areas or fields. Fig. II.4.2 provides an example of the reservoir stratigraphies established for the Surgut and Nizhnevartovsk arch areas respectively (the main area of production from Neocomian reservoirs). Note that the division into upper Neocomian “A” units and lower Neocomian “B” units has been retained in both areas, but that the bed designations are otherwise quite distinct from one another.

Quite thick, generally good-quality sands found in wells in many parts of the WSB low in the Neocomian, a little above the Bazhenov Suite, were originally named the Achimov

до готеривского яруса, и горизонтов A1 - A12 в интервале от поздних отложений готеривского яруса до пород барремского яруса. Кроме того, результаты высокочувствительного биостратиграфического анализа показали, что большинство пластов-коллекторов имеют тенденцию к замещению проницаемых пород непроницаемыми в восточно-западном направлении. Доля песчаников в неокомской последовательности достигает 60% и более в восточной части бассейна, 25-40% в Среднеобской области и менее 10% на западе бассейна.

Исследования имеющихся высококачественных сейсморазведочных данных за последние 10-20 лет установили, что большая часть неокомских пород в пределах ЗСБ состоит из размытых клиноформ, заполнявших почти всю территорию бассейна (Рис. II.4.1). Такая модель впервые была предложена Наумовым (1977), но получила широкое признание только почти 20 лет спустя. Наступление береговой линии, в основном, шло в направлении В-Ю-В, т.е. от источников большинства отложений, а от Урала в восточном направлении наблюдалось незначительное наступление осадочного выклинения. Наступление береговой линии прерывалось несколькими случаями поднятия уровня моря, что привело к отложению пласта морских глинистых сланцев на поверхность проградации до нового наступления береговой линии.

Формирование покрывающих отложений каждой проградационной структуры происходило в различных условиях внешней среды, от континентальных (включая красноцветные отложения), дельтово-речных и литоральных до условий мелководного шельфа. Склон берега опускался глубже в море, хотя, как будет объясняться ниже, подошва материкового склона была сложена значительными скоплениями песчаника (Ачимовская свита), вероятно, сформировавшими четкие конусы выноса на дне бассейна (Ухлова и др., 2004), и принимавшими форму отдельных картируемых песчаных возвышенностей (Салмин, 2006). Нехватка кернового материала ограничила возможности детального седиментологического изучения клиноформных отложений; возможно, одно из лучших имеющихся на сегодняшний день основанных на данных керна описаний составлено Ершовым и др. (2001).

Клиноформная последовательность неокомских пород была описана с точки зрения стратиграфического чередования Пинусом и др. (2001).

Богатые песчаником клиноформные структуры, покрытые по восстанию пласта как стратиграфически, так и трансгрессивными глинистыми песчаниками, и “опустившие корни” в богатые материнские породы Баженовской свиты, несомненно, представляют собой большой интерес как перспективные целевые

84 ROGTEC

РАЗВЕДКА


TazO b

N a dym

NADYM

o70 N

o70 N

o70 Eo60 E

o70 E

O b

Irtysh

Taz

Pu

r

o80 E

o80 E

o65 N

o65 N

o60 N

o55 N

o60 N

Ob

NOV.VASYUGAN

O b

O b

UST’-TYM

Ob

I rty

sh

TYUMEN

БАРЕНЦЕВО МОРЕBARENTS SEA

ЗАПАДНО-СИБИРСКИЙ БАССЕЙН

WEST SIBERIAN BASIN

A

BC

A

B

C

2000

2100

2200

Time (millisec)

Время (миллисек)

m000630

Nizhnevartovsk ArchНижневартовский свод

1800

1900

2000

2300

2400

2500

0 12000 36000 48000 60000 72000 84000 96000 108000 120000 132000 148000m

0 12000 36000 48000 60000 72000 84000 96000 108000 120000 132000 148000m

LEDYANSKAYA SADDLE KOLTOGORSK TROUGH ALEKSANDROV ARCHЛЕДЯНСКАЯ МЕЗОСЕДЛОВИНА КОЛТОГОРСКИЙ ПРОГИБ АЛЕКСАНДРОВСКИЙ СВОД

7812011702113 2ChkalovЧкаловскаяPolonskayaNorth SutyginskMedvezh’e Ledovoe

ПолонскаяСеверо-СутыгинскоеМедвежье Ледовое

5245908621262505155211

KAIMYSOV ARCH NYUROL’ BASIN CENTRAL VASYUGAN UPLIFTКАЙМЫСОВСКИЙ СВОД НЮРОЛЬСКИЙ БАССЕЙН

ЦЕНТРАЛЬНО-ВАСЮГАНСКИЙ МЕГАВАЛ

Pogranichnoe Dal’nyaya Shakhmatnoe Kel’vatskoe Aipolovskoe VychiIgaiskВычи-Игайское

Azyach’ya

Южно-ПионерскоеSouth Pioner Glukharinaya Pyglal’ymsk

Пограничное Дальняя Шахматное Кельватское Айполовское Азачья Грухариная Пыглальимское

Центрально-НюрольскоеCentral Nyurol’sk

1700

1800

1900

2000

2100

2200

After Kontorovich, V. A., 2002По Конторовичу В.А., 2002

III

IIIIV

VVVI

VII

J

K 1

aII

III III

IVVV

VI

VII

J

K 1

aII

Location map showing lines of seismic sections

Схема расположения сейсмических профилей

Geological Services Ltd

Blackbourn

Time (millisec)


Time (millisec)


Рис. II.4.1: Примеры сейсмических профилей по неокомским клиноформам

Figure II.4.1: Examples of the seismic sections showing Neocomian clinoforms

85ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Suite. It was later recognised that these sands comprise a series of base-of-slope sands formed at the foot of successive clinoforms, and that they do not form a single continuous sand sheet. Commonly being in communication with the Bazhenov Suite source rock, they comprise a significant exploration target, although in some cases any oil has passed through them into up-dip sands. The Achimov sands are usually given reservoir-bed designations beginning “Ach” – e.g. Ach1 (Fig. II.4.2). The Achimov beds are of course generally laterally equivalent to reservoir beds deposited on the shelf or top-of-slope, in shallower water. E.g., Fig. II.4.2 makes it clear that base-of-slope bed Ach4 in the Surgut Arch area is the lateral equivalent of bed BV13, deposited on the shelf in the Nizhnevartovsk Arch area.

Although individual sand beds have limited lateral continuity, the shale beds deposited during periods of elevated sea level, draping the clinoformal structures, are of far greaterextent, and some can be recognised over much of the basin. Each of these major transgressive shale beds has an individual horizon name (“Sarmonov”, “Cheuska”, “Pokachev” etc.). They form useful marker horizons between individual hydrocarbon areas (Fig. II.4.2).

Figure II.4.3 is an attempt based on numerous well sections and seismic data to construct two realistic cross sections through the Neocomian clinoforms in the central WSB area(over the northern flank of the Surgut Arch). Although various authors have attempted to count and “pin down” the individual clinoformal structures (11 or 12 are commonlyenumerated), it is evident from Figure II.4.3 that each so called clinoform is itself a package of clinoformal units, and that there is a great deal of objectivity involved in distinguishing one from another. Comparison of the internal structure of individual clinoformal packages between the two sections, which vary along their length from around 30 to 100 km apart, makes it clear that there is considerable variation along strike within each package. Most of the clinoformal packages are defined at the top by one ofthe transgressive shale units, although some of the packages contain several such shale units. It is common to name each clinoformal package according to the name of the associated blanketing shale bed.

Although this approach, of naming around 11 or 12 individual Neocomian clinoforms across the entire WSB, has tended to play down the considerable complexity of theclinoformal system, it does provide a useful basis for considering the development of the system in simple terms. Enclosure 7 (based on a map by Surkov et al., 2001) attempts to map out the clinoformal packages across the basin, distinguishing those prograding toward the WNW from those prograding towards the east. The line designating each clinoformal package marks the position of the top of the slope at the time it was buried below its blanketing shale. The position of this shelf-break is not

объекты разведки и уже давно являются богатыми нефтегазоносными структурами.

В связи со сложной геометрией песчаных горизонтов, предпринимаемые ранее попытки создать стратиграфическую картину неокомского периода для всей территории бассейна были по большей части оставлены в пользу определения продуктивных пластов для отдельных месторождений или нефтегазоносных районов. На рис. II.4.2 приведен пример стратиграфической ситуации пластов-коллекторов в районе Сургутского и Нижневартовского сводов, соответственно (это районы наибольшей продуктивности пластов неокома). Стоит заметить, что разделение на верхние неокомские структуры “А” и нижние структуры “В” сохранилось в обоих районах, в то время как обозначения отдельных горизонтов сильно различаются.

Достаточно плотные и в целом высококачественные песчаники, вскрытые бурением во многих районах по всему ЗСБ в нижней части неокома, чуть выше Баженовской свиты, изначально получили название Ачимовской свиты. Впоследствии было признано, что эти песчаные горизонты представляют собой серию песчаников подошвы материкового склона, сформировавшихся в подножье клиноформ сукцессий, и не формируют единый протяженный песчаный пласт. Зачастую находясь в связи с материнскими породами Баженовской свиты, они представляют интерес для разведки, хотя в некоторых случаях нефть уже прошла сквозь эти горизонты по восстанию пласта в другие песчаные пласты. Песчаники Ачимовской свиты обычно получают названия коллекторов с префиксом “Ach” – напр. Ach1 (Рис. II.4.2). Конечно, в общем Ачимовские толщи идентичны пластам-коллекторам, сформировавшимся на шельфе или в верхней части склона, на мелководье. Напр., рис. II.4.2 хорошо демонстрирует, что пласт Ach4 у подошвы склона в районе Сургутского свода горизонтально идентичен пласту BV13, отложенному на шельфе в районе Нижневартовского свода.

Хотя отдельные песчаные коллекторы слабо выдержанны горизонтально, пласты глинистых сланцев, отложенные во время периодов наступления моря и покрывающие клиноформные структуры, отличаются много большей протяженностью, и некоторые из них прослеживаются на большей территории бассейна. Каждый из таких крупных пластов глинистых сланцев, сформировавшихся в период трансгрессии, имеет отдельное название горизонта (Сармонов, Чеуска, Покачев и т.д.). Они формируют полезные маркирующие горизонты между отдельными нефтегазовыми областями (рис. II.4.2).

На рис. II.4.3 предпринята попытка построения на основе сейсморазведочных данных и многочисленных

86 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Geological Services Ltd

Blackbourn

SURGUT ARCH NIZHNEVARTOVSK ARCHСУРГУТСКИЙ СВОД НИЖНЕВАРТОВСКИЙ СВОД

Ярус

Sta

ge

Свит

а Su

ite

Свит

а Su

ite

Под

свит

аSu

b-Su

ite

Apt

ian

Апт

ский

Hau

teriv

ian-

Barr

emia

nГо

тери

вски

й-ба

ррем

ский

Sang

opai

Санг

опай

ская

Ust

’-Bal

ykУс

ть-Б

алы

кска

я

Berr

iasi

an-V

alan

gini

anБе

рриа

сски

й-ва

ланж

инск

ий

Баженовская свита Bazhenov Suite

Sort

ymСо

рты

мск

ая

Vand

eiВа

ндей

ская

Верх

няя

Upp

erLo

wer

Ниж

няя

Meg

ion

Мег

ионс

кая

Alym SuiteAV 1

AV 2

BS 0 AV 3

AV 6Sarmanov Horizon BS 7

AV 4

AV 5

AV 7

AV 8

0BV 1

1BV 1

BV 2

BV 3

BV 4

BV 5

BV 6

BV 7

BV 8

BV 9

BV 10

BV 11

BV 12

BV 13

1BV 10

0BV 9

0BV 8

Asomka Horizon

Ur’ev Horizon

Samotlor Horizon

Ach 1

Ach 2

AS 4

AS 5

AS 6

AS 7

AS 8

Bystrinsk Horizon

AS 9

AS 10

AS 11

AS 12

Pim HorizonBS 1

BS 4

BS 5

BS 6

BS 8

BS 9

BS 10

BS 13

BS 14

BS 11

1BS 12

2BS 12

BS 2-3

Cheuska Horizon

Pokachev Horizon

Ach 1

Ach 2

Ach 3

Ach 4

По материалам Потрясова и др, 2005

After Potryasov et al., 2005

Рис. II.4.2: Обобщенная стратиграфия коллекторов неокомского возраста для Сургутского и Нижневартовского свода центральной части Приобской области

Figure II.4.2: Generalised reservoir stratigraphy for the Neocomian of the Surgut and Nizhnevartovsk arches of the

Central Pre-Ob region

87ROGTECROGTEC

EXPLORATION


always well-defined, as is clear from Figure II.4.3, but nonetheless the general pattern of progradation through time is evident.

During the Barremian there was a fall in sea level which exposed much of the shelf, leading to continental and red-bed deposition, although marine progradation may havecontinued within the deeper-water parts of the basin in the area of the Khanty-Mansi Trough. This was succeeded in the later Aptian by a significant transgression, depositing the thick shales of the Alym Suite, which blanketed most of the basin apart from the southeastern shelf, and marked the end of the progradational phase of basin filling. The Alym Suite also forms a regional seal to the Bazhenov-Neocomian hydrocarbon system within the West Siberian Basin.

Hydrocarbons occur within the reservoirs associated with the Neocomian clinoforms in two main horizons. The first comprises the beds on the shelf as far as the shelf-break,including equivalent fluvio-deltaic deposits to the east. The shelfal area has a reliable seal and a large number of structural traps. The beds here contain generally the mostareally extensive and potentially the most productive oil accumulations. The second main reservoir horizon comprises the permeable parts of the Achimov base-of-slope beds. The Achimov section is generally composed of a large number of lenticular permeable beds, and commonly lacks any single reliable seal. The Achimov Suite is therefore much more commonly associated with combined structural-stratigraphic and purely stratigraphictraps. In a few areas, small oil accumulations have also been discovered within lenticular sands and silts on the slope below the shelf-break.

Primary migration of oil from the Bazhenov Suite into the Neocomian clinoforms was assisted by the presence of so-called “anomalous” Bazhenov Suite sections, recognisedboth on seismic sections and in wells. In these sections the bituminous beds are broken up, deformed and intermingled with permeable beds of the Achimov succession. Thisprobably resulted where the Achimov was deposited in a series of high-energy massflows (turbidites, and possibly secondary slumps and slides), which ripped up theunconsolidated Bazhenov claystones that constituted the basin floor. As a result, the area where the bituminous rocks are in direct contact with the permeable beds was increased, greatly improving the drainage of the fluids generated.

Oil migration was assisted by the slope of the permeable beds towards the oil-generating source rocks. Furthermore, distinct “channels” with improved reservoir quality wereformed with an approximately east-west orientation, associated with the transport of clastic material from the east. These channels assisted the oil to migrate up-dip towards more elevated structural elements. There is evidence for relatively long-distance migration of oil from

разрезов по скважинам двух реалистичных разрезов клиноформ неокомского возраста в центральной части ЗСБ (выше северного фланга Сургутского свода). Хотя различными авторами и предпринимались попытки посчитать и определить отдельные клиноформные структуры (зачастую приводятся 11-12 таких структур), но, как видно на рис. II.4.3, каждая из так называемых клиноформ представляет собой пачку клиноформ и различение таких клиноформ требует серьезной объективности. Сравнение внутренней структуры отдельных пачек клиноформ по двум разрезам демонстрирует различия в их протяженности примерно от 30 до 100 км, и выявляет существование очевидных значимых различий по простиранию внутри каждого из комплексов. Большинство пачек клиноформ определяемы по их верхней части присутствием одного из трансгрессивных комплексов глинистых сланцев, хотя некоторые клиноформные комплексы содержат несколько пачек таких глинистых сланцев. Существует установившаяся практика называть каждый из таких клиноформных комплексов по названию соответствующего ему покрывающего пласта глинистых сланцев.

Хотя использование такого подхода (определение 11-12 отдельных неокомских клиноформ на всею территорию ЗСБ) и задало тенденцию к преуменьшению значительной сложности клиноформной системы, но этот подход можно полезно использовать как основу для описания системы простыми терминами. В Приложении 7 (на основе карты Суркова и др., 2001) показаны попытки картирования клиноформных пачек по всему бассейну, при разделении наступления береговой линии в направлении ЗВЗ и в восточном направлении. Линия, определяющая каждую из клиноформных пачек указывает положение начала уклона в то время, когда она была покрыта слоем глинистых сланцев. Расположение такой бровки шельфа не всегда отчетливо, как видно на рис. II.4.3, но, тем не менее, общая картина продвижения береговой линии с течением времени ясно видна.

Во время формирования пород барремского яруса, уровень моря упал, что привело к обнажению большей части шельфа и последующему формированию континентальных и красноцветных отложений, хотя наступление моря могло продолжаться в более глубоких районах бассейна близ Ханты-Мансийской впадины. За этим последовал период значительного наступления моря (аптский ярус), когда сформировались плотные глинистые песчаники Алымской свиты, покрывшей большую часть бассейна за исключением юго-восточного шельфа, и это ознаменовало конец проградационного этапа заполнения бассейна. Кроме того, Алымская свита сформировала региональную покрышку баженовско-

88 ROGTEC

РАЗВЕДКА


the Bazhenov Suite, over distances of several tens of kilometres. The Neocomian reservoir sandstones in the Middle Ob region are composed of 25-40% quartz, 30-55% feldspar, and 3-6% mica, and are typically very fine to fine-grained sands. To the north (in the Urengoi and Gubkin fields), equivalent sands contain 25-50% quartz, 30-50% feldspar, and 3-10% mica, with a similar grain-size range.

Porosity and permeability generally increase upwards in individual reservoir horizons, because of lower clay content and better sorting within the shallower and shelfal positions.

II.4.1.2 SealsShale (clay) units of both marine and non-marine origin and of both regional and local extent are common within and overlying the Neocomian section. Most widespread arethe marine shale units deposited during significant transgressions which interrupted deposition of the progradation units, as described above (Fig. II.4.2). Regional sealing of the Neocomian sandstone complex was completed by deposition of the thick transgressive marine shale of the Alym Suite.

неокомской углеводородной системы на территории Западно-Сибирского бассейна.

Углеводороды встречаются в коллекторах, связанных с неокомскими клиноформами на двух основных горизонтах. Первый представляет собой отложения на шельфе до перегиба шельфа, включая эквивалентные дельтово-речные отложения к востоку. Шельфовая область имеет надежную покрышку и большое количество структурных ловушек. Пласты-коллекторы в этой области содержат самые широко распространенные по площади и потенциально самые продуктивные скопления нефти. Второй основной горизонт коллекторов представляет собой проницаемые ачимовские отложения подошвы склона. Ачимовская толща, в основном, сложена большим количеством линзовидных проницаемых пластов, обычно не обладающих ни одной надежной породой-покрышкой. Поэтому Ачимовскую свиту гораздо чаще связывают с комбинированными структурно-стратиграфическими и чисто стратиграфическими ловушками. В некоторых областях, небольшие

Рис. II.4.3: Представительные профили неокомской клиноформного комплекса в северном крыле Сургутского свода, на основании данных скважин и сейсморазведочных данных

Figure II.4.3: Representative cross sections of the Neocomian clinoformal succession on the north flank of the Surgut

Arch, constructed from well and seismic data

BS Клиноформа Clinoform8-9


ClinoformBS Клиноформа clinoform11

BS Клиноформа clinoform10 m

BS Клиноформа clinoform1-7


BS clinoform1-7AS Клиноформа clinoform10-12

BS Клиноформа clinoform12




BV Клиноформа clinoform6

BV Клиноформа clinoform3-5

BS clinoform12


0 10 20

Километры Kilometres

0 10 20


2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

2300

2400

2500

2600

2700

2800

Metres

2200

2300

2400

2500

МетрыMetres

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~ ~~

~~

~

~ ~~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~ ~

~

435392325413338440118875113944152123113114221/4416487124217995083796602901721021914103670431311301384058575652455590049846

I’ЮЗSE

IСЗ

СЗ

NW ksninoT htroNСеверо-Тонинское

ksnotnaTТантонское

ksnikotsoVВостокинское

ksnihkelA .SС. Алехинское

ksnymaKКамынское

miP-iAАй-Пимское

ksnymaK .NН.Камынское

eonhcotoPПоточное

vehcakoP htuoSЮжно-Покачевское

ks’lagviNНивгальское

kstugouSСуогутское

vokindoRРодниковское

ksvorodeFФедоровское

6111417161612045512510515218418528216213518557548055844835473395302344103637233243253227137177159135175167178637132622802212122 21 65 289 292 294 291

roltugoMМогутлорское

ksnagE-’taVВать-Еганское

ayanhzurDДружная

ksnugaYЯгунское

ksmilagoKКогалымское

ksmyroS tseWЗападно-Сорымское

roltinoKКонитлорское

ksrolgIИглорское

ksnihkelA tseWЗападно-Алехинское

ksmytroS rewoLНижне-Сортымское

II

NW

II’SE

Источник: переделано на основе материалов Салмина М.В., 2004

Source: modi�ed from Salmin, M. B., 2004Geological Services Ltd

Blackbourn

Северно-ПоточнаяNorth Potochnaya

VatinskВатинское

Pim Clay Horizon

Pravdinsk

S armanov C lay H orizon

Cheuska Cheuska Clay Horizon

SavuiSavui Clay Horizon Savui BV 3

BV 42BV 4

BV 5

BV 6

Bazhenov

Vasyugan

Unconformity between Megionskaya Formation and Vartov FormationНесогласие между мегионской и вартовской структурами

SandstoneПесчаники

Глинистые отложенияArgillaceous deposits

Bazhenov SuiteБаженовская свита

Presumed base of clinoformПредполагаемый фундамент клиноформы

Suite

Свит

а

Uni

tЭл

емен

т

ВартовскаяVartov

Meg

ion

Мег

ионс

кая

AS 7

AS 10

AS 11

AS 12

BS 1

BS 4

BazhenovБаженовская

AS 7

AS 3

AS 10

AS 11

2AS 11

Ach

imov

Ачи

мов

ская

Suite

Свит

а

Uni

tЭл

емен

т


Meg

ion

Мег

ионс

кая


Ach

imov

Ачи

мов

ская

Meg

ion

BV 8

BV 6

BV 5

Vartov

Suite

Uni

t

Pre-ObПриобский Savui Clay Horizon

ka C laus yeh HC orizonnzorioHylaCvnoSar ma

nozrioPr y Hav cl adinsknzorioHyalCmiP

noziroHyalCksnitrB ys

noziroP Hre y- aO lb C Asomka (=R odnikov?)C lay H oriz no

H orizoy nlaCveU r’

Линии разреза указаны в Приложении 7 Lines of section shown on Enclosure 7

Свит

а

Элем

ент

Вартовская

Мег

ионс

кая


Ach

imov

Ачи

мов

ская

Быстринский глинистый горизонт

Приобский глинистый горизонт

Пимский глинистый горизонтПимский глинистый горизонт

Правдинский глинистый горизонт

Сармановский глинистый горизонт

Глинистый горизонт ЧеускаГлинистый горизонт Савуй

глинистый горизонт Асомка (Родниковский) Урьевский глинистый горизонт

МетрыMetres

Meg

ion

Vartov

Suite

Uni

t

Свит

а

Элем

ент


Мег

ионс

кая

Ach

imov

Ачи

мов

ская

Пимский глинистый горизонт



Глинистый горизонт Чеуска

Глинистый горизонт Савуй

89ROGTECROGTEC

EXPLORATION


II.4.1.3 TrapsAlmost all hydrocarbon accumulations in Neocomian rocks found to date have been on structural anticlines or arches, many of them inherited from older basement uplifts. However, few of the reservoir units are laterally continuous over long distances; they tend to be highly irregular in thickness, extent, grain size, and clay content within a givenhorizon. A strong stratigraphic trapping element is therefore present in most fields, and many traps are located on the flanks of structures in addition to the crests. In the area ofthe Surgut Arch, Mamleyev (1976) has recognized 19 stratigraphic accumulations containing three giant, two large, and one medium-sized accumulation. 23% of thereserves on the Surgut Arch are estimated to lie within such stratigraphic traps. At least twenty productive sand units have been recognised within horizon BV10 on theNizhnevartov Arch (Fig. II.4.2), most of which shale-out over short distances. The thickness of individual sand beds is highly variable, and clay sections occur between thesands. In a single stratigraphic interval within the Surgut Arch region (Horizon BS10; Fig. II.4.2), an extensive zone of potential stratigraphically trapped hydrocarbons has beendelineated in a north-northeast-trending belt that is 30-80 km wide and 300 km long, lying between the Mamontov field in the south and the Muravlenkovsk field in the north. Within this belt there are 16 Early Cretaceous hydrocarbon-bearing zones, in addition to Jurassic zones. The combination of the continuous tectonic growth and

скопления нефти также были обнаружены в линзовидных телах песчаников и алевролитов на склоне ниже бровки шельфа.

Первичной миграции нефти из Баженовской свиты в клиноформы неокома способствовало присутствие т.н. “аномальных” интервалов Баженовской свиты, узнаваемых как на сейсмических профилях, так и по данным скважин. В этих интервалах битуминозные слои разбиты, деформированы и перемешаны с проницаемыми породами Ачимовской толщи. Вероятно, это произошло в процессе отложения ачимовских пород через серию массовых высокоэнергетических потоков (турбидитов, и, возможно, вторичного оседания пород и оползней), разрушавших рыхлые аргиллиты Баженовской свиты, которыеформировали дно бассейна. В результате, увеличилась площадь, где битуминозные породы находились в прямом контакте с проницаемыми пластами, что сильно улучшило дренирование образовавшихся флюидов.

Миграции нефти способствовал склон проницаемых пластов в сторону нефтеобразующих материнских пород. Кроме того, четкие “каналы”, обладающие повышенными коллекторскими свойствами, сформировались в восточно-западном направлении, что связано с переносом обломочных пород с востока.



ClinoformBS Клиноформа clinoform11

BS Клиноформа clinoform10 m



BS clinoform1-7AS Клиноформа clinoform10-12





BV Клиноформа clinoform6


BS clinoform12


0 10 20


0 10 20


2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

2300

2400

2500

2600

2700

2800

Metres

2200

2300

2400

2500

МетрыMetres

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~ ~~

~~

~

~ ~~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~

~ ~

~

435392325413338440118875113944152123113114221/4416487124217995083796602901721021914103670431311301384058575652455590049846

I’ЮЗSE

IСЗ

СЗ

NW ksninoT htroNСеверо-Тонинское

ksnotnaTТантонское

ksnikotsoVВостокинское

ksnihkelA .SС. Алехинское

ksnymaKКамынское

miP-iAАй-Пимское

ksnymaK .NН.Камынское

eonhcotoPПоточное

vehcakoP htuoSЮжно-Покачевское

ks’lagviNНивгальское

kstugouSСуогутское

vokindoRРодниковское

ksvorodeFФедоровское

6111417161612045512510515218418528216213518557548055844835473395302344103637233243253227137177159135175167178637132622802212122 21 65 289 292 294 291

roltugoMМогутлорское

ksnagE-’taVВать-Еганское

ayanhzurDДружная

ksnugaYЯгунское

ksmilagoKКогалымское

ksmyroS tseWЗападно-Сорымское

roltinoKКонитлорское

ksrolgIИглорское

ksnihkelA tseWЗападно-Алехинское

ksmytroS rewoLНижне-Сортымское

II

NW

II’SE

Источник: переделано на основе материалов Салмина М.В., 2004

Source: modi�ed from Salmin, M. B., 2004Geological Services Ltd

Blackbourn

Северно-ПоточнаяNorth Potochnaya

VatinskВатинское

Pim Clay Horizon

Pravdinsk

S armanov C lay H orizon

Cheuska Cheuska Clay Horizon

SavuiSavui Clay Horizon Savui BV 3

BV 42BV 4

BV 5

BV 6

Bazhenov

Vasyugan

Unconformity between Megionskaya Formation and Vartov FormationНесогласие между мегионской и вартовской структурами

SandstoneПесчаники

Глинистые отложенияArgillaceous deposits

Bazhenov SuiteБаженовская свита

Presumed base of clinoformПредполагаемый фундамент клиноформы

Suite

Свит

а

Uni

tЭл

емен

т


Meg

ion

Мег

ионс

кая

AS 7

AS 10

AS 11

AS 12

BS 1

BS 4


AS 7

AS 3

AS 10

AS 11

2AS 11

Ach

imov

Ачи

мов

ская

Suite

Свит

а

Uni

tЭл

емен

т


Meg

ion

Мег

ионс

кая


Ach

imov

Ачи

мов

ская

Meg

ion

BV 8

BV 6

BV 5

Vartov

Suite

Uni

t

Pre-ObПриобский Savui Clay Horizon

ka C laus yeh HC orizonnzorioHylaCvnoSar ma

nozrioPr y Hav cl adinsknzorioHyalCmiP

noziroHyalCksnitrB ys

noziroP Hre y- aO lb C Asomka (=R odnikov?)C lay H oriz no

H orizoy nlaCveU r’

Линии разреза указаны в Приложении 7 Lines of section shown on Enclosure 7

Свит

а

Элем

ент


Мег

ионс

кая


Ach

imov

Ачи

мов

ская

Быстринский глинистый горизонт

Приобский глинистый горизонт

Пимский глинистый горизонтПимский глинистый горизонт



Глинистый горизонт ЧеускаГлинистый горизонт Савуй

глинистый горизонт Асомка (Родниковский) Урьевский глинистый горизонт

МетрыMetres

Meg

ion

Vartov

Suite

Uni

t

Свит

а

Элем

ент


Мег

ионс

кая

Ach

imov

Ачи

мов

ская

Пимский глинистый горизонт



Глинистый горизонт Чеуска

Глинистый горизонт Савуй

90 ROGTEC

РАЗВЕДКА


shifting facies zones which characterised the WSB combine to make stratigraphic traps of particular significance to this basin.

II.4.1.4 Source Rocks and hydrocarbon generation and accumulationThe most important source rock for Neocomian oil accumulations is the Bazhenov Suite of mainly Tithonian age. The upper parts of the Bazhenov Suite are of early Berriasian age, and the suite continues upwards in places into the Valanginian to Hauterivian Tutleim Suite, but the most prolific Bazhenov source rocks occur in the Late Jurassic.

Neocomian claystones and shales are dark-coloured and bituminous, especially in the lower part of the section, over much of the western and central basin areas. Humicorganic material, including coals, is present in variable amounts in the eastern and southern parts of the basin and in parts of the Pre-Ural western margin of the basin. TOC values within shale sections are reported to be higher within the Berriasian and Valanginian section than in the Hauterivian to Barremian, where values reach a little over 1%. Values are also reported to be generally higher in the Northern WSB than the Middle Ob. Yermakov and Skorobogatov (1984) comment as follows on the distribution of organic matter:

Berriasian to Valanginian Western and central regions of WSB (predominantly sapropelic and mixed humicsapropelic kerogen): TOC values of 0.5-2.0% (average 0.66%) in clays; 0.3-0.6% (average 0.5%) in sandstones and siltstones.

Northern WSB (humic components are greater, including coal beds): 1.05% average in clays; 0.65% average in sandstones and siltstones.

Hauterivian to Barremian Middle Ob and Mansi region (mixed sapropelic-humic kerogens, grading to sapropelic): 0.3% in east to 1.0% in west (average 0.49%) in clays; 0.2-0.6% (average 0.35%) insandstones and siltstones.

Northern region: 0.89% average in clays; 0.70% average in sandstones and siltstones.

The timing of hydrocarbon generation and accumulation within the Neocomian reservoirs of the Middle Ob region has been interpreted by Ozeranskaya (1979) and Schepetkin (1980) as follows:

First stage: early Turonian; first phase of hydrocarbon accumulation in the Middle Ob region.

Second stage: oil charge complete by the end of the Mesozoic.

Эти каналы способствовали миграции нефти по восстанию пласта к более поднятым структурным элементам. Существуют видимые доказательства достаточно дальней миграции нефти из Баженовской свиты на расстояния нескольких десятков километров. Песчаники неокомских коллекторов в Среднеобской области содержат 25-40% кварца, 30-55% полевого шпата, и 3-6% слюды и обычно представлены тонкими и тонкозернистыми песчаниками. К северу (в районе Уренгойского и Губкинского месторождений), аналогичные песчаники содержат 25-50% кварца, 30-50% полевого шпата, и 3-10% слюды, при схожем гранулометрическом составе.

Пористость и проницаемость пород, в целом, увеличиваются вверх по разрезу в отдельных коллекторных горизонтах, что связано с пониженным содержанием глин и улучшенной сортировкой в пределах мелководных и шельфовых интервалов залегания.

II.4.1.2 Покрышки Пачки глинистых сланцев (глин) как морского, так и не морского происхождения на региональном и местом уровне часто встречаются в пределах неокомского разреза и над ним. Наибольшее распространение имеют пачки морских глинистых сланцев, отложившиеся во время значительного наступления моря, прерывавшимся отложением проградационных пачек, как описывалось выше (рис. II.4.2). Покрытие комплекса неокомских песчаников на региональном уровне завершилось с отложением мощного слоя морских глинистых сланцев Алымской свиты, вызванным наступлением моря.

II.4.1.3 ЛовушкиПочти все обнаруженные на сегодняшний день скопления углеводородов в неокомских породах залегают на структурных антиклиналях или сводах, многие из которых сформировались ранее при поднятиях фундамента. Однако несколько коллекторных пластов выдержанны по горизонтали на дальние расстояния; зачастую они демонстрируют тенденцию к сильно непостоянным мощностям, распространению, гранулометрическому составу и глинистости в пределах заданного горизонта. Таким образом, для большинства месторождений существует сильный элемент формирования стратиграфических ловушек, а многие ловушки, помимо сводов, расположены также на флангах структур. В районе Сургутского свода, Мамлеевым (1976) определено 19 стратиграфических скоплений, включающих три гигантских, два крупных и одно средних размеров. 23% запасов на территории Сургутского свода, предположительно, содержатся в таких стратиграфических ловушках. По меньшей мере двадцать продуктивных песчаных пластов определено

91ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Third stage: migration of gas-condensate and gas from deeper parts of the basin to the north of the Middle Ob region, related to mid-Tertiary uplift and expulsion of gas from solution in formation waters, resulting in the formation of gas caps.

The combined thickness of coal beds in the Neocomian to Cenomanian sediments in the Northern WSB ranges from 10-15 m along the margins of the basin to 30 m in the central parts. The total mass of organic matter in the Cretaceous section in Western Siberia has been calculated as follows: Berriasian to Valanginian, 6.7 x 1012 million tonnes; Hauterivian to Barremian, 10.0 x 1012 MT; and Aptian to Cenomanian, 48.4 x 1012 million tonnes. Table II.4.1 shows the calculations of Yermakov and Skorobogatov (1984) for the type and distribution of organic matter in the basin.

According to Yermakov and Skorobogatov (1984), maximum temperatures attained by the Neocomian beds were 90-140° C, and the hydrocarbon type was controlled largely by the type of organic matter. From south to north in the central basin area, the kerogen composition changes from 60-90% sapropelic and mixed humic-sapropelic in the Middle Ob area, to 30-40% in the Nadym-Pur and Pur-Taz regions, and 20-30% on the Yamal and Gyda peninsulas, accompanied by a northward change to less marine material. A shift occurs in the same direction in the main hydrocarbon type from predominantly oil in the Middle Ob region, to gas-condensate and oil immediately north of the Middle Ob area, to gas-condensate farther north. Small oil rims are present in gas fields in the Urengoi, Taz, and Yamburg areas.

II.4.2 Aptian to CenomanianHydrocarbons produced from post-Neocomian, reservoirs are almost entirely gas or gascondensate in fields located north of the Middle Ob region, in reservoirs mostly of the Cenomanian Pokur Suite. Approximately 60 gas and gas-condensate fields have been discovered, many of them of giant or supergiant size. The approximate areal

в пределах горизонта BV10 на Нижневартовском своде (рис. II.4.2), большинство из которых замещаются через небольшое расстояние. Мощность отдельных песчаных пластов сильно варьируется, а между песчаниками встречаются глинистые пропластки. В одном отдельном стратиграфическом интервале в районе Сургутского свода (горизонт BS10; рис. II.4.2), была выделена обширная зона потенциально захваченных стратиграфически углеводородов в поясе шириной 30-80 км и протяженностью 300 км, простирающемся в северо-северо-восточном направлении и расположенным между Мамонтовским месторождением к югу и Муравленковским месторождением к северу от этого пояса. В пределах этого пояса обнаружено 16 раннемеловых нефтегазоносных зон, в добавок к зонам юрского времени. Сочетание постоянного роста тектонических структур и зон смещенных фаций, характеризующих ЗСБ в тот период, создает особую значимость стратиграфических ловушек для данного бассейна.

II.4.1.4 Материнские породы, генерация углеводородов и их скопление Наиболее важными материнскими породами для неокомских скоплений нефти является Баженовская свита, преимущественно титонский ярус. Верхние части Баженовской свиты принадлежат к ранне-берриасскому ярусу, а Баженовская свита местами продолжается вверх по разрезу до Тутлеимской свиты валанжинского и готеривского ярусов, но наиболее богатые материнские породы Баженовской свиты встречаются в поздней юре.

Аргиллиты и глинистые сланцы неокома битуминозны и имеют темную окраску, особенно в нижней части секции на большей части территории запада и центра бассейна. Гумусовый органический материал, включая уголь, в разных объемах встречается в восточных и южных районах бассейна и в некоторых районах на границе с Приуральем на западе бассейна.

Нефтегазоносная последовательность Hydrocarbon-bearing succession

Тип керогена Kerogen type

Общее содержание органического вещества (1012 тонн) Total content of organic matter (1012 tonnes)

Предположительный выход углеводородов (1012 тонн) Estimated hydrocarbons generated (1012 tonnes)

Апт Aptian

Метан Methane Битумы Bitumens Итого Total

0.230 0.049 0.279Гумусовый Humic 17.10

Сеноман Cenomanian 0.097 0.307 0.404Сапропелевый Sapropelic 4.27

Неоком Neocomian 0.273 0.063 0.336 Гумусовый Humic 11.22

0.385 1.406 1.791Сапропелевый Sapropelic 11.22

Таблица II.4.1. : Тип и распространение органического вещества в меловых отложениях ЗСБ

Table II.4.1. : Type and distribution of organic matter in the Cretaceous of the WSB

92 ROGTEC

РАЗВЕДКА


extent of the largest are as follows: Urengoi, 200 x 20-30 km; Medvezh’ye, 120 x 25 km; Yamburg, 170 x 45 km; Zapolyar, 50 x 30 km; and Taz, 26 x 15 km. Production is from thick, loosely compacted, friable sandstone and siltstone horizons interbedded with silty clays containing terrestrial plant remains and coals. The combined net thickness of reservoir beds reaches 500-800 m. The sandstone proportion increases from west to east, reaching 60%, and locally up to 80%, over a wide area of the eastern basin. Eighteen main reservoir horizons have been recognized (PK1—PK18) at depths from 500-1800 m. Most of the largest accumulations lie within the massive PK1-PK6 reservoir units in the upper part of the Pokur Suite. The gas column within horizon PK1 can reach over 200 m high.

These Cenomanian reservoirs are massive blanket sandstone deposits laid down during the major Albian to Cenomanian regressive phase of basin development, prior to the Turonian transgression. Around 62% of the known initial reserves of free gas in the WSB were in these reservoirs. The gas composition here differs significantly from that of the Jurassic and Early Cretaceous accumulations, which contain a wide range of heavier hydrocarbons, reaching up to 30% or more of ethane in the Middle Ob region. Gases in the post-Neocomian reservoirs are mostly dry methane with only a small percentage of higher gases: mainly ethane with almost no nitrogen, CO

2,

or H2S. The gases are low in condensate, (e.g. 0.20 g/m3

gas in the Urengoi field and 0.25 g/m3 in the Medvezh’ye field). In contrast, the gases in the Neocomian are very rich in condensate, with proportions ranging from 56 to 610 g/m3.

Neocomian accumulations within the Middle Ob region are almost all of oil or oil-and-gas, and accumulations of dry gas in this area are found only in the Cenomanian reservoirs (e.g. in the Samotlor field). Residual oil within these gas accumulations is interpreted as indicating that the traps were once filled entirely with oil, which was subsequently displaced from the traps by thermal gas resulting from greater subsidence of the source beds, or by gas expelled from solution as a result of Tertiary uplift, erosion, and reduction of formation pressure. There is a general decrease in oil density with depth, with a corresponding decrease in tar and sulphur content, and an increase in wax (Ozeranskaya, 1979). Most stratigraphic traps occur where sand beds pinch-out and are replaced by shales.

According to Yermakov and Skorobogatov (1984), the main factors accounting for the huge reserves of gas in the Northern WSB are as follows:1. High contents of humic kerogen and coal beds within the succession have generated large quantities of gas.2. Large volumes of source and reservoir rocks in which migration capacity was high.3. Large structures with great closure far from the borders of the basin.

Сообщается, что значения ООУ в глинистых сланцах в берриасском и валанжинском ярусах выше, чем в готеривском-барремском ярусах, где его значения достигают лишь чуть более 1%. Также сообщается, что значения ООУ на севере в целом выше, чем в Среднеобской области. Ермаков и Скоробогатов (1984) распространение органического материала комментируют следующим образом:

Бериасский – валанжинский Ярусы на западе и в центре ЗСБ (кероген преимущественно сапропелевого и смешанного гумусо-сапропелевого типа): значения ООУ - 0.5-2.0% (среднее 0.66%) в глинах; 0.3-0.6% (среднее 0.5%) в песчаниках и аргиллитах.

Север ЗСБ (содержание гумусового вещества выше, включая угольные пласты): 1.05% среднее в глинах; 0.65% среднее в песчаниках и аргиллитах.

Готеривский-барремский Ярусы в Среднеобской области и в Мансийском районе (смешанные сапропелево-гумусовые керогены, уравниваемые до сапропелевых): от 0.3% на востоке до 1.0% на западе (среднее 0.49%) в глинах; 0.2-0.6% (среднее 0.35%) в песчаниках и аргиллитах.

Северный район: 0.89% среднее в глинах; 0.70% среднее в песчаниках и аргиллитах.

Время генерации углеводородов и их скопления в неокомских коллекторах в Среднеобской области было интерпретировано Озеранской (1979) и Щепеткиным (1980) таким образом:

Первая стадия: ранне-туронский ярус; первая фаза скопления углеводородов в Среднеобской области.

Вторая стадия: процесс аккумуляции нефти завершен к концу Мезозоя.

Третья стадия: миграция газоконденсата и газа из более глубоких частей бассейна на север Среднеобской области, связанная с поднятием земной коры в середине третичного периода и вытеснение газа из раствора пластовых вод, обусловившее формирование газовых шапок.

Общая мощность угольных пластов между отложениями неокома и сеномана на севере ЗСБ варьируется от 10-15 м вдоль границ бассейна до 30 м в его центральных районах. Общая масса органического вещества в меловом разрезе Западной Сибири была посчитана следующим образом: берриасский-валанжинский ярусы, 6.7 x 1012 миллионов тонн; готеривский-барремский ярусы, 10.0 x 1012 MT; и аптский-сеноманский ярусы, 48.4

93ROGTECROGTEC

EXPLORATION


4. The presence of thick seals.5. The relatively young age of formation of the gas accumulations.

These genetic conditions are best for the Hauterivian to Cenomanian sediments in the central part of the northern region (Urengoi, Yamburg, Taz, and Nadym) and to a lesserextent for the Valanginian sediments of the Nadym-Taz area and also for the Neocomian to Aptian and Albian to Cenomanian sediments in the Yamal and Gyda hydrocarbon regions. The differences in vertical distribution are governed by the presence of seals in the section (Yermakov and Skorobogatov, 1984).

Aptian - Cenomanian source rocks contain mainly humic kerogens, including coals. Calculations show that by the end of the Cenomanian, the high concentrations of coalyorganic matter in the Hauterivian to Cenomanian sediments had begun to generate large volumes of methane. Most of this gas was lost because no seal was yet in place. A second stage of generation began in the Turonian, after the Cenomanian and older reservoirs had been effectively sealed by the overlying regional Turonian clays. Gas did not migrate from deeper horizons at this time because it was sealed by Neocomian and Aptian to Albian clays. Between the Turonian and the mid-Oligocene, gas generation from the humic organic matter continued. This gas was trapped in Cenomanian and older reservoir sands. The lower part of the thick Turonian clays may have generated substantial amounts of biogenic gas which, unable to escape upwards, migrated downwards to contribute to the almost pure methane in the Cenomanian reservoirs. In the mid-Oligocene and Neogene, gas generation essentially ceased because of regional uplift, but redistribution of the earlier trapped gas accumulations occurred. The decrease in pressure accompanying the late Tertiary uplift and erosion led to the release of gas from solution in the formation waters of the Mesozoic sediments, thereby adding yet more gas to that already present in the reservoirs (Littke et al., 1999). The uplift also had the effect of moving water from southern to northern parts of the basin, so enlarging the effective catchment area of the gas field. Further volumes of gas may have been supplied from the formation waters as a result of freezing to great depth during glacial times. As the formation waters became frozen, the gas in solution would have passed into the gas hydrate stage. On subsequent thawing during interglacial time, part of the gas released by melting of the hydrates would remain as free gas to collect in the reservoirs.

Karagodin (2004), considering the factors influencing the filling of the major Cenomanian reservoirs in the north of the West Siberian Basin, reckoned that there was a high probability of a similar very large gas accumulation occurring within the South Kara Sea, to the west of the southern part of the Yamal Peninsula.

x 1012 миллионов тонн. В таблице II.4.1 показаны расчеты Ермакова и Скоробогатова (1984) по типам и распространению органического вещества на территории бассейна.

По мнению Ермакова и Скоробогатова (1984), максимальные температуры для неокомских пластов достигали 90-140° C, а тип углеводородов, по большей части, определялся типом органического вещества. С юга на север в центре бассейна, состав керогена меняется от 60-90% сапропелевого и смешанного гумусово-сапропелевого типа в Среднеобской области до 30-40% в Надым-Пурском и Пур-Тазовском районах, и до 20-30% на территориях п-овов Ямал и Гыданский, что сопровождается переходом к менее морскому материалу в северном направлении. В том же направлении, наблюдается переход основного типа углеводородов от преимущественно нефти в Среднеобской области к газоконденсату и нефти тут же, на севере Среднеобской области и к газоконденсату еще дальше на север. Мелкие нефтяные оторочки встречаются на газовых месторождениях Уренгойской, Тазовской и Ямбургской области.

II.4.2 Аптский-сеноманский ярусы Углеводороды, добываемые из коллекторов пост-неокомского времени, почти полностью газовые или газоконденсатные и добываются на месторождениях Среднеобской области из сеноманских пластов Покурской свиты. Открыто уже около 60 газовых и газоконденсатных месторождений, многие из них гигантские или супергигантские. Приблизительная площадь крупнейших из них составляет: Уренгойское, 200 x 20-30 км; Медвежье, 120 x 25 км; Ямбургское, 170 x 45 км; Заполярное, 50 x 30 км; Тазовское, 26 x 15 км. Добыча осуществляется из мощных рыхло сложенных песчаных и алевролитовых горизонтов, переслаивающихся пылеватыми глинами с останками наземных растений и углей. Общая эффективная мощность пластов-коллекторов достигает 500-800 м. Доля песчаников увеличивается с запада на восток, достигая 60%, а местами до 80%, на широкой территории восточной части бассейна. Выделяют восемнадцать основных коллекторных горизонтов (PK1—PK18) на глубине от 500-1800 м. Большинство крупнейших скоплений расположены в пределах массивных коллекторных горизонтов PK1-PK6 в верхней части Покурской свиты. Высота газовой части залежи в пределах горизонта PK1 может достигать свыше 200 м.

Эти сеноманские коллекторы представляют собой массивные пластовые залежи песчаников, отложившихся во время крупнейшей регрессивной стадии развития бассейна, происходившей между альбом и сеноманом до начала наступления моря в

94 ROGTEC

РАЗВЕДКА


туронском ярусе. Около 62% изначально известных запасов свободного газа в ЗСБ приходились на такие коллекторы. Состав газа здесь значительно отличается от газа в скоплениях юрского и раннемелового периодов, содержащих широкий диапазон тяжелых углеводородов, доля этана в которых достигает 30% и более в Среднеобской области. Газы в коллекторах пост-неокомского времени в основном состоят из сухого метана с лишь небольшой долей более высококалорийных газов: в основном этан, почти без примесей азота, CO

2,

или H2S. Газы мало конденсированы (напр. 0.20 г/

м3 на Уренгойском месторождении и 0.25 г/м3 на Медвежьем). Газы неокомского времени, напротив, очень конденсированы, доля конденсата варьируется от 56 до 610 г/м3.

Неокомские скопления в пределах Среднеобской области почти всегда состоят из нефти или нефти с газом, а скопления сухого газа в этой области встречаются только в сеноманских коллекторах (напр. на Самотлорском месторождении). Остаточная нефть в этих газовых скоплениях интерпретируется как признак того, что изначально ловушки были целиком заполнены нефтью, которая затем была вытеснена из ловушек термическим газом, что было вызвано сильным опусканием материнских пород, либо вытеснением газа из раствора в результате поднятия земной коры, эрозии и сокращения пластового давления в третичный период. По мере углубления, наблюдается общий спад плотности нефти и соответственное снижение содержания смолы и серы и увеличение содержания воска (Озеранская, 1979). Большинство стратиграфических ловушек наблюдаются там, где песчаные пласты выклиниваются и заменяются глинистыми сланцами.

По мнению Ермакова и Скоробогатова (1984), основными факторами, повлиявшими на формирование огромных скоплений газа на севере ЗСБ, были следующие: 1. Высокое содержание гумусового керогена и наличие угольных пластов в пределах толщи привели к генерации больших объемов газа. 2. Большие объемы материнских и коллекторных пород, имеющих высокий потенциал миграции. 3. Крупные, хорошо замкнутые структуры на большом расстоянии от границ бассейна. 4. Наличие мощных покрышек. 5. Сравнительно недавний возраст формирования газовых скоплений.

Такие условия генеза оказались наилучшими для отложений от готеривского яруса до сеномана в центральной части северного района бассейна (Уренгой, Ямбург, Таз и Надым) и в меньшей степени для отложений валанжинского яруса в

Надым-Тазовском районе, а также для интервалов отложений от неокома до апта и от альба до сеномана в Ямальском и Гыданском нефтегазовых районах. Различия в вертикальном распространении были вызваны присутствием покрышек в этом разрезе (Ермаков и Скоробогатов, 1984).

Апто-сеноманские материнские породы содержат кероген преимущественно гумусового типа, включая уголь. Расчеты показывают, что к концу сеномана, высокие концентрации углистого органического материала в отложениях готеривского яруса до сеномана начали генерировать большие объемы метана. Большая часть этого газа была утеряна в связи с отсутствием покрышки на тот момент. Второй этап генерации начался в туронское время, после того, как коллекторы сеноманского времени и старше были эффективно покрыты надлежащими региональными глинами туронского яруса. В это время газ не мигрировал из более глубоких горизонтов, поскольку был заключен под глинистыми покрышками неокомского и апто-альбского времени. Между туронским ярусом и средним олигоценом продолжалась генерация газа из гумусового органического материала. Этот газ был заключен в песчаных пластах сеноманского времени и старше. Нижняя часть мощного слоя туронских глин могла генерировать большие объемы биогаза, который, не имея возможности мигрировать вверх по разрезу, ушел вниз и дополнил залежи почти чистого метана в сеноманских коллекторах. Во время среднего олигоцена и неогена, генерация газа практически прекратилась из-за регионального поднятия земной коры, но произошло перераспределение ранее уловленного газа. Спад давления, приуроченный к поднятию в конце третичного периода, а также эрозия привели к выходу газа из раствора пластовых вод в мезозойских отложениях, таким образом, пополнив уже имеющиеся в коллекторах запасы газа (Литтке и др., 1999). Поднятие также повлияло на перенос воды из южных в северные районы бассейна, увеличив область захвата газового месторождения. Последующие объемы газа, вероятно, появились из пластовых вод в результате глубинного промерзания во время ледниковых периодов. По мере промерзания пластовых вод, газ из раствора гидратировался. Во время последующего таяния в межледниковые периоды, часть газа выходила в результате таяния гидратов и скапливалась в форме свободного газа в коллекторах.

Карагодин (2004), учитывая факторы, повлиявшие на наполнение основных сеноманских коллекторов на севере ЗСБ, предполагал, что существовала высокая вероятность схожего процесса скопления больших объемов газа в пределах южной части Карского моря, к западу от южной части полуострова Ямал.

95ROGTECROGTEC

EXPLORATION


96

he Omorin license block (LB) is located in the Baykit oil-and-gas area in the Leno-Tungus petroleum province

(fig. 1). Two petroleum deposits are found in this area, Omorin and Kamov, with production reservoirs confined to the terrigenous depositions of the Vendian period, in particular, the B-VII reservoir of the Katanga suite and the reservoirs B-VIII and B-IX of the Oskobin suite that formed during the Tyrian and early Danilov periods.

The Vendian terrigenous formations are upcapped with 28 wells in the area. Cased hole formation testing was only conducted in 18 wells. In the remaining wells there was no production which was confirmed with geophysical well logging (GWL) data and the results of open hole testing. One of the peculiarities of this exploration project is that out of 56 wells tested using the cased-hole method, only five (9%) had shown commercial petroleum influx rates. Namely the Om-2 well for the reservoir B-VII at the Omorin deposit had shown a gas influx rate with absolute open flow rate of 624,000 m3/day and 545,000 m3/day for the B-VIII reservoir. The flow rates for the Om-12 well in the B-VIII-1

моринский лицензионный участок (ЛУ) расположен в пределах Байкитской нефтегазоносной

области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рис.1). В пределах его выявлено два месторождения (Оморинское и Камовское), продуктивные коллекторы на которых связаны с терригенными отложениями вендского возраста, в частности, с пластом Б-VII катангской свиты и с пластами Б-VIII, Б-VIII-1 и Б-IХ оскобинской свиты, сформировавшимся в тирское и раннеданиловское время. Отложения терригенного венда здесь вскрыты 28 скважинами. При этом испытания пластов в колонне проведены только в 18 скважинах, а в остальных отсутствие продуктивных коллекторов доказано данными геофизических исследований скважин (ГИС) и результатами испытаний в открытом стволе. Одной из особенностей разведочных работ является то, что из 56 испытанных в колонне объектов здесь только в пяти из них (9 %) были получены промышленные притоки углеводородов. А именно, на Оморинском

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Exploration Planning Principles

for the Omorin License Block

Принципы планирования разведки

залежей терригенных пластов венда на

Оморинском лицензионном участке

Gorlov Ivan Vladimirovich: Head of Field Geology, Geophysics & Estimation of Reserves department, TyumenNIIgiprogazKachinskas Igor Victorovich: Junior Research Fellow, TyumenNIIgiprogazSankova Natalya Vladimirovna: Junior Research Fellow, TyumenNIIgiprogaz

Горлов Иван Владимирович: зав. отделом промысловой геологии, геофизики и подсчета запасов УВ, ООО «ТюменНИИгипрогаз»Качинскас Игорь Викторович: младший научный сотрудник, ООО «ТюменНИИгипрогаз»Санькова Наталья Владимировна: младший научный сотрудник, ООО «ТюменНИИгипрогаз»

O T

97ROGTEC

месторождении в скважине Ом-2 из пласта Б-VII получен приток газа, абсолютно свободный дебит которого составил 624 тыс. м3/сут, а также из пласта Б-VIII – 545 тыс. м3/сут, в скважине Ом-12 из пласта Б-VIII-1 – 109,6 тыс. м3/сут на диафрагме 11 мм и из пласта Б-IХ - 36,9 тыс. м3/сут на диафрагме 5 мм. На Камовском месторождении только в одной скважине (Км-1) из пласта Б-VIII-1 был получен приток нефти дебитом 153,6 м3/сут на штуцере 14 мм. Остальные 51 объект либо не дали притока (48 %), либо дали

reservoir were 1,096,000 m3/day with an 11 mm annulus. The B-IХ reservoir flowed at 369,000 m3/day with a 5 mm annulus. At the Kamov deposit, a single well (Km-1) for the B-VIII-1 reservoir, showed an oil influx rate of 153.6 m3/day with 14 mm flow choke. The remaining 51 wells either had no influx (48 %), or had non-commercial influx rates (25 %), or produced water with non commercial traces of oil (18 %).

The small share of highly productive zones in the listed reservoirs is due to complexity of the reservoir structures and lack of

ROGTEC

EXPLORATION


Байкит Baykit

VanavaraВанавара

КУРЕЙСКАЯ СИНЕКЛИЗА

KUREY SYNECLISE

BAYKIT ANTECLISE

БАЙКИТСКАЯ АНТЕКЛИЗА

ПРИСАЯНО-ЕНИСЕЙСКАЯ СИНЕКЛИЗАPRISAYAN-YENISEY SYNECLISE

Ом-2/Om-2Втх-1/Vth-1 Км-1/Km-1

Км-3/Km-3

Плт-1/Plt-1

Условные обозначения / Legend:

Оморинский лицензионный участокOmorin license block

Области, в которых отложения размыты во время последующего перерываAreas where depositions are ablated during the subsequent perturbation

Прибрежные равнины, временами заливавшиеся моремLittoral plains that occasionally underwent transgression

Море, мелкая часть шельфаSea, smaller part of the shelf

Контур Байкитской антеклизыBaykit anteclise contours

Направление сноса терригенного материалаDirection of terrigenous material ablation

Суша аккумулятивнаяDepositional dry land

Суша с расчлененным рельефомDissected relief dry land

YENISEY RANGEЕНИСЕЙСКИЙ КРЯЖ

BTr-1/?

Cлp-1/?

Рис. 1 Палеогеографическая карта центральных районов Сибирской платформы (тирское время) (по [Шемин, 2007])Fig. 1 Palaeographic map of the central areas of the Siberian platform (Tyrian period) (by [Shemin, 2007]).

98 ROGTEC

РАЗВЕДКА


reliable methods that would help forecast the reservoirs with enhanced porosity and permeability features (PPF). This study will review terrigenous reservoir formation sedimentations and secondary transformation features which should be taken into account during the exploration activities at Omorin LB.

Based on existing ideas about paleography [Shemin, 2007] and the facies environment in the Tyrian period [Borovikova, 2010; Melnikov, Isayev, 2004; Melnikov, Konstantinova, 2006; Moiseyev, Konstantinova, Romanov, 2011; Starikov, 1989], the formation of arenated Vendian reservoirs took place in littoral shallow-water conditions. Thus, one of the works [Borovikova, 2010] notes that the existence of a shoreline stretched all the way across the entire Baykit petroleum area during the Tyrian period (fig.1) which determined the distribution of deltaic, beach and bar type sand packages as well as channel bodies, dejection cones, sand washouts and other sand packages found in littoral areas in the Oskobin and Katanga suites within the Omorin block. Moreover, L.N. Konstantinova, S.A. Moiseyev and M.I. Romanov consider that “…channel and deltaic environments were predominant for the western part of the Baykit anteclise”. [Moiseyev, Konstantinova, Romanov, 2011, p.15].

непромышленные притоки (25 %), либо - притоки воды и воды с плёнкой нефти (18 %).

Такая низкая доля высокопродуктивных объектов в перечисленных выше пластах объясняется высокой сложностью строения залежей и отсутствием надёжных методик прогнозирования зон развития коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В настоящей работе рассматриваются особенности седиментации и вторичного преобразования терригенных пород-коллекторов, которые необходимо учитывать при проведении геологоразведочных работ на Оморинском ЛУ.

В соответствии с существующими в настоящее время представлениями о палеогеографии [Шемин, 2007] и о фациальных обстановках в тирское время [Боровикова, 2010; Мельников, Исаев, 2004; Мельников, Константинова, 2006; Моисеев, Константинова, Романов, 2011; Стариков, 1989], формирование песчаниковых резервуаров венда происходило в условиях прибрежно-морского мелководья. Так в работе [Боровикова, 2010] отмечается, что существование в тирское время протяженной через всю Байкитскую нефтегазоносную область береговой линии (рис. 1) определяет распространение на Оморинском ЛУ в оскобинской и катангской свитах песчаных тел дельтового, пляжевого, барового типов, а также русловые тела, конусы выноса, песчаники промоин и другие типы тел песчаников, встречающихся на рубеже море-суша. Более того, Л. Н. Константинова, С. А. Моисеев и М. И. Романов считают, что «… в западной части Байкитской антеклизы преобладали русловые и дельтовые обстановки» [Моисеев, Константинова, Романов, 2011, с. 15].

Так по результатам интерпретации сейсмических разрезов эффективных коэффициентов отражений, полученных в системе РЕАПАК, на юго-западе Камовского свода выделены русловые песчаники (наиболее глубоко врезанный участок) к западу от скважины Вдр-6 [Мельников, Исаев, 2004].

Русловые отложения, по нашему мнению, фиксируются в геологической летописи не только во врезах вендских отложений в рифейские образования, но и в толще самих вендских терригенных пород. Действительно, по распределению точек на диаграмме Р. Пассега (рис. 2) можно сделать вывод, что большинство образцов из терригенных коллекторов венда отвечают областям мутьевых потоков и градационной суспензии. Согласно диаграмме, поле RQP отвечает осадкам, выпавшим из градационной суспензии, образующейся в нижних частях быстрых потоков, непосредственно у дна. Заметно, что большое количество образцов из скважины Км-1 попадают в эту область. Поле PO, в которое попадает часть образцов из скважины Ом-17, образовано осадками

10 100

MD, мкм

100010

100

1000

Км-2/Km-2

Втх-1/Vth-1

Плт-1/Plt-1

Ом-17/Om-17

Км-1/Km-1

Качение / Rolling

Донная суспензия и качениеBottom suspended matter and rolling

Градационная суспензияGraded suspended matter

Однородная суспензияHomogenous suspended matter

Мутьевые потоки / Mud�ow

M=C

Cu

CS

Cr

O

N

RS

C, м

км

Рис. 2 Диаграмма СМ Р. Пассеги для определения способа переноса осадков в водной среде при формировании пластов оскобинской свитыFig. 2 R. Passega diagram for the determination of sediment transportation in aqueous medium during the formation of the Oskobin suite reservoirs

99ROGTECROGTEC

EXPLORATION


www.eage.orgwww.eage.ru

First International Conference & Exhibition

Информационные технологии для наук о Земле 1-я международная конференция и выставка

20-24 August 2012, Dubna, Russia

Call for PapersОкончание приёма тезисов докладов

Deadline 01 June 2012

15108-ITFG12 advert.indd 1 24-04-12 09:16

100 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Based on the interpretation of seismic cross sections for the effective reflection factors produced by the REAPAK software, in the south-west part of the Kama arch, channel sands (the deepest cut-in area) are found west of the Vdr-6 well [Melnikov, Isayev, 2004].

Channel deposits, in our opinion, do not only make their geological record as partially entrenched barriers of the Vendian depositions into Riphean formations, but also directly in the Vendian terrigenous rock stratum. Indeed, based on the R. Passega diagram point distribution (fig.2), it may be concluded that most samples from the Vendian terrigenous reservoirs correspond to mudflows and graded suspended matter areas. According to the diagram, the RQP field corresponds to sedimentation from graded suspended matter formed in the lower parts of the rapid streams at their very bottom. It is notable that most samples from Km-1 pertain to this area. Part of the samples from Om-17 fall within the PO field, which was formed with sedimentation of mixed origin, partially transferred with rolling movement and partially by sedimentation from the suspended matter. This could also be stream sedimentation, but with the lower dynamics compared to the RQP field.

The differences in sedimentation dynamics for the Vendian terrigenous reservoirs are not only observed in wells, but also within the reservoirs. This fact is not only confirmed with the genetic diagram data but also with the fact that the sorting factor values vary significantly (both horizontally and vertically) within the same reservoir, from well to poorly sorted (table 1). Thus, for the Plt-1 well, the maximum sorting factor for the B-VIII-1 reservoir is 1.78, which is half of the value for Km-1, which is 3.57. Such high sorting factor values are also found for B-VIII and the B-IX reservoirs (well Km-2).

Waste streams have formed channel-shaped sedimentary bodies, or waste stream beds. These depositions are

смешанного происхождения – отчасти перенесенными путем качения, отчасти выпавшими из суспензии. Это могут также быть осадки течений, но с более низкой динамикой среды по сравнению с полем RQP.

Различия в динамике среды осадконакопления терригенных пластов венда наблюдаются не только по скважинам, но и в пределах пластов. На данный факт, помимо генетических диаграмм, указывает и то обстоятельство, что степень сортировки осадков сильно изменяется (как по площади, так и по вертикали) в пределах одного пласта от хорошо сортированных до плохо сортированных (таблица 1). Так в скважине Плт-1 максимальное значение коэффициента сортировки для пласта Б-VIII-1 равно 1,78, что в два раза ниже, чем в скважине Км-1, где он равен 3,57. Такие же высокие значения коэффициента сортировки встречаются и в пластах Б-VIII и Б-IX (скважина Км-2).

Обломочные потоки формировали осадочные тела с канальной формой залегания – русла обломочных потоков. Эти отложения диагностируются и по данным ГИС, по форме кривых микробокового (МБК), бокового (БК) каротажа, по кривым естественной и наведённой радиоактивности пород гамма-каротажа (ГК), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и акустического каротажа (DT).

Рассмотрим это на примере пласта Б-VII в скважине Ом-2 (рис. 3). В целом разрез пласта Б-VII представлен преимущественно терригенными породами, грубость которых вверх по разрезу убывает от гравелитов и грубозернистых песчаников до мелкозернистых песчаников и алевролитов. Он залегает в интервале глубин от 2428,3 до 2434,8 м и может быть разделён на два интервала: нижний, залегающий от 2432,5 до 2434,8 м, и верхний – от 2428,3 до 2432,5 м.

Reservior

B-VIII-1

B-IX

Indicator

Quantity

Average

Minimum Maximum

Quantity

AverageMinimum

Maximum

QuantityAverage

Minimum Maximum

Wells

Km-1 Km-2 Om-11 Plt-1 Plt-2

6 12 2 - -

1.93 2.57 2.09 - -

1.46 1.66 1.71 - -2.89 3.40 2.46 - -

34 3 11 18 26

1.74 2.02 2.30 1.56 1.881.25 1.61 1.68 1.38 1.36

3.57 2.73 3.28 1.78 2.85

- 8 - - 1- 2.33 - - 2.51

- 1.65 - - -- 3.08 - - -

B-VIII

Table 1. Trask sorting factors for sandstones of Oskobin suite

Пласт

Б-VIII-1

Б-IX

Показатель

Количество

Среднее

Минимум Максимум

Количество

Среднее Минимум

Максимум

КоличествоСреднее

Минимум Максимум

Скважины

Км-1 Км-2 Ом-11 Плт-1 Плт-2

6 12 2 - -

1.93 2.57 2.09 - -

1.46 1.66 1.71 - -2.89 3.40 2.46 - -

34 3 11 18 26

1.74 2.02 2.30 1.56 1.881.25 1.61 1.68 1.38 1.36

3.57 2.73 3.28 1.78 2.85

- 8 - - 1- 2.33 - - 2.51

- 1.65 - - -- 3.08 - - -

Б-VIII

Таблица 1. Коэффициенты сортировки Траска для песчаников оскобинской свиты

101ROGTECROGTEC

EXPLORATION


г. Геленджик, Россия, 10-14 сентября 2012 г.

Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: [email protected], website: www.eage.ru

14-я международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов

Окончание приема тезисов докладов20 МАЯ 2012 Г.

15109-GM12 advert.indd 1 23-04-12 16:21

102 ROGTEC

РАЗВЕДКА


diagnosed based on GWL data, shapes of microlaterolog (MLL) and laterolog (LL) survey curves and curves of natural and induced radiation gamma-ray logging (GRL), neutron gamma logging (NGL) and acoustic logging (DT).

Let’s review this on an example of the B-VII reservoir in the Om-2 well (fig. 3). The large section of the B-VII reservoir is predominantly formed with terrigenous rock that is less coarse the further up the section you travel. It changes from gritstone and coarse sandstone to fine sandstone and siltstone. It lies in intervals at a depth between 2428.3m and 2434.8m and can be divided into two intervals: the lower one from 2432.5m to 2434.8m, and the upper one ranging from 2428.3m to 2432.5m.

The lower interval is represented by cavernous fine sandstone with inter-layers of siltstone and fine-grained to coarse-grained sandstone and gritstone, the latter reaching 2.5m in thickness. In the middle of this interval, there is an interlayer of dark-brown argillites. Towards the top of the interval, the grain size increases (GRL and MLL curves decrease towards the top while increasing on DT curve). A distinctive feature of the lower interval based on logging data is that it has minimal indicated values (in comparison with depositions below and above the interval) for the MLL curve and maximum values for the DT curve.

Нижний интервал представлен мелкозернистыми песчаниками, кавернозными с прослоями алевролитов, и песчаниками от мелко- до грубозернистых и гравелитов. Толщина последних достигает 2,5 м. В середине интервала виден прослой аргиллитов темно-коричневых. К кровле интервала размер зерен увеличивается (показания на кривых ГК и МБК к кровле уменьшаются, а на кривой DT увеличиваются). Отличительной особенностью нижнего интервала по каротажу являются минимальные, относительно ниже- и вышележащих отложений, показания на кривой МБК и максимальные – на DT.

Верхний интервал представлен равномерным переслаиванием доломитизированных песчаников мелкозернистых и алевролитов. По каротажной характеристике он отличается от нижнего интервала более высокими значениями МБК и НГК. Качественным каротажным признаком доломитизации пород является разнонаправленное поведение кривых ГК и НГК. А именно, в интервалах развития доломитизированных песчаников кривая ГК имеет тенденцию к снижению своих значений по отношению к выше и ниже лежащим интервалам, а НГК – наоборот, к повышению.

В разрезе рассматриваемого пласта породы имеют в основном красновато-коричневый цвет, что свидетельствует о преобладании в момент формирования пласта окислительного режима осадконакопления, предопределяемого небольшими глубинами бассейна и высокой динамикой водной среды.

Исходя из того, что русловые отложения в разрезе пласта Б-VII скважины Ом-2 по керну фиксируются только в нижней его части, можно сделать вывод имевшей место миграции русел обломочных потоков. Доказательством наличия такой миграции по площади пласта служит то обстоятельство, что на Оморинском месторождении прослои грубозернистых песчаников встречаются только в двух скважинах Ом-2 и Ом-9. В остальных скважинах рассматриваемый пласт представлен либо доломитизированными разнозернистыми песчаниками (Чгб-1, Ом-17, Ом-11 и Ом-12), либо равномерным переслаиванием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов (Ом-10, Ом-7), либо переслаиванием доломитизированных мелкозернистых песчаников и доломитов (Ом-5, Ом-8, Ом-1).

Аналогичным образом можно показать, что отложения русел обломочных потоков имеют место и в других пластах, в частности, в интервале пласта Б-VIII-1 они вскрыты в скважинах Ом-17, Км-1 и отсутствуют во всех остальных скважинах.

Глубина, м Depth, m

ПластReservoir

2420

2430

2440

Б-VII

МБК/MLL

БК/LL GK

NGK DT0.1 Омм/Ohm-m 5001 усл. ед. /conv.units мкс/м mcs/m100 3206

0.1 Омм/Ohm-m 5000 мкР/час mcR/hour 20

Рис. 3 Каротажная характеристика скважины Ом-2Fig. 3 Logging characteristics of the Om-2 well

103ROGTECROGTEC

EXPLORATION


The upper interval is represented with even interlayering of dolomitized, fine-grained sandstone and siltstone. The logging characteristics distinguishing it from the lower interval with higher MLL and NGL values. The different GRL and NGL logging curves prove the dolomitization of the rock. In particular, GRL curves for dolomitized sandstone intervals shows a tendency of decreasing values compared to the intervals above and below, whereas the NGL curve has the opposite tendency of increasing values.

Within this section of the reservoir, most rock is reddish-brown in colour, which signifies the exisitance of oxidized sedimentation regimen and is due to the shallow waters in the basin and the strong dynamics of the aqueous mediums.

Based on the fact that channel deposits in the B-VII reservoir section for the Om-2 well are only confirmed by bottom hole core logging data, the migration of the waste stream beds can be concluded. Proof of such migrations, across the reservoir, is based on the fact that the interlayers of coarse-grained sandstone are only found in two wells, Om-2 and Om-9, at the Omorin field. The other wells in this reservoir are represented by either dolomitized consertal sandstone (Chgb-1, Om-17, Om-11 and Om-12), or by even interlayering of dolomitized fine-grained sandstone and dolomites (Om-5, Om-8, Om-1).

In the same manner, it may be shown that depositions of the waste stream beds are there in other reservoirs; in particular, for the B-VIII-1 reservoir intervals they are uncapped in wells Om-17 and Km-1 and are absent in all other wells.

Experience of forecasting the productive depositions at the Omorin deposit using Pangea’s interpretation software, analogous to [Yaitskiy, 2006] had shown that the development of channel facies in the Vendian formations may be estimated based on 2D seismic data and the conversion of seismic field attributes in the DT and GRL logging curves. Presently this approach is undergoing validation in the geology and geophysical monitoring department of TyumenNIIgiprogaz.

Considering the low thickness of the Vendian terrigenous reservoirs, the objective of prospecting for channel facies will present a difficult challenge, however this is a very important issue, because it is the very channel facies that are related to three of the four mentioned testing programs with commercial influxes of hydrocarbons, i.e. units uncapped by Om-2 and Km-1 wells.

The other principal is related to the fact that the terrigenous reservoirs feature two secondary porosity types, intergranular and fractured. As demonstrated by extensive petrographic studies, the Vendian section (Katagan, Oskobin, Vanavar suites) and the Ryphean sections have complex epigenetic transformation

Опыт прогноза продуктивных отложений на Оморинском месторождении с использованием интерпретационной системы «Пангея», по аналогии с [Яицкий, 2006], показал, что о развитии русловых фаций в отложениях венда можно судить по данным 2D сейсморазведки и на основе конверсии атрибутов сейсмического поля на такие каротажные кривые как DT и ГК. В настоящее время такой подход проходит апробацию в отделе геолого-геофизического мониторинга ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Учитывая малые толщины терригенных пластов венда, задача прогноза русловых фаций будет вызывать затруднения, но это очень важная задача, т. к. именно с русловыми фациями связаны три из вышеуказанных четырех объектов испытания с промышленными притоками углеводородов – это объекты скважин Ом-2 и Км-1.

Другой принцип связан с тем обстоятельством, что коллекторы терригенных пластов характеризуются вторичной пористостью как межзерновой, так и трещинной.

Как показали обширные петрографические исследования разрез венда (катангская, оскобинская, ванаварская свиты) и рифея здесь несёт черты сложных разновозрастных эпигенетических преобразований [Сурков, Коробейников, Крылов, 1996]. В зонах повышенной проницаемости карбонатные и терригенные образования в различной степени гидротермально изменены. Доломиты окварцованы (окремнены), иногда в значительной степени; нередко они ангидритизированы. Алевролиты также заметно окварцованы. В ряде случаев в них отмечаются прожилки гидротермального доломита. Песчаники большей частью окварцованы, реже встречаются участки окварцевания и адуляризации. Развитие адуляра сопряжено с возникновением каверн.

Проведённый нами анализ показал, что пористость песчано-алевритовых разностей пород венда на Оморинском лицензионном участке слабо связана с гранулометрической характеристикой коллекторов. Действительно, как видно из таблицы 2, пористость алевролитов (Кп от 8 до 10 %) резко отличается от пористости песчаников средне-мелкозернистых (Кп от 12 до 20 %) и мелко-среднезернистых (Кп от 14 до 18 %). А вот пористость песчаников мелкозернистых алевритистых и песчаников мелкозернистых алевритовых изменяется во всём диапазоне значений от 8 до 20 %. Другими словами, повышенная вторичная пористость не может сформироваться в изначально низкопористых алевролитах и с большой вероятностью развивается песчаниках с повышенными размерами зёрен.

104 ROGTEC

РАЗВЕДКА


features [Surkov, Korobeynikov, Krylov, 1996]. In zones of increased permeability, carbonaceous and terrigenous formations are hydrothermally altered to various degrees. The dolomites are silicified, sometimes significantly so; they are also often anhydritized. Siltstones are also quite silicified. In a number of instances, they show veinlets of hydrothermal dolomites. The sandstones are mostly silicified, somewhat more rarely there are areas of silicification and adularization. Adular development is confined to immersed caverns.

This analysis demonstrates that the porosity of sandstone-siltstone Vendian rock variations at Omorin license block is little related to the granulometric characteristics of the reservoirs. Indeed, as seen in table 2, the porosity of siltstone (Pf of 8 to 10%) is very different from porosity of medium-grained (Pf of 12 to 20%) and fine-grained sandstone (Pf of 14 to 18%). Whereas porosity of fine-grained silt sandstone and fine-grained silty sandstone varies within the entire range of values from 8 to 20%. In other words, increased secondary porosity could not form within initially low-porosity siltstones and is developed with higher probability within sandstone with larger grain size.

Because larger grained rock forms in channel formations, reservoirs with higher porosity are confined to the latter. This also explains higher flow rates which were observed during the testing in the Om-2 well with the uncapped B-VII and B-VIII channel facies, as was noted earlier.

Fractured voids in the rocks are confirmed by both the field core logging and the laboratory testing data. E.g., field core logs for Om-12 well in the interval between 2642.9 and 2648.0, show reservoir B-VIII-1 characterized by quartzo-feldspetic sandstone, dense, average strength, with alternating massive and bedded structures, there is also a short sub vertical open fracture in the base of the interval. The next layer was characterized by gray and dark-gray dolomitic sandy siltstone, the lower core was cracked in two along the surface of the sub vertical open fracture and was partially broken.

Further down the section for the B-IX reservoir, field core logs noted closed-type fractures. The middle part of the

Поскольку в русловых образованиях формируются наиболее крупнозернистые породы, то с ними и связаны коллекторы с наиболее высокой пористостью. Именно этим можно объяснить высокие дебиты, полученные, как это было отмечено выше, при испытании объектов в скважине Ом-2, вскрывшей пласты Б-VII и Б-VIII в русловых фациях.

Трещинное пустотное пространство в рассматриваемых здесь породах фиксируется как по полевому описанию керна, так и по результатам лабораторных исследований. Например, по описанию керна скважины Ом-12 в интервале от 2642,9 до 2648,0 м пласт Б-VIII-1 представлен кварц-полевошпатовым песчаником, плотным, средней крепости, с чередующейся массивной и слоистой структурой, при этом в основании интервала присутствует короткая субвертикальная трещина открытого типа. Далее, в следующем слое, представленном серым и темно-серым алевролитом доломитовым песчанистым, керн в нижней части оказался расколот пополам вдоль плоскости субвертикальной открытой трещины, частично полуразрушен.

Ещё ниже по разрезу в пласте Б-IХ, в полевых описаниях керна, отмечаются трещины закрытого типа. Так в средней части интервала от 2652,1 до 2653,8 м, представленного тонким переслаиванием аргиллита и песчаника серого мелкозернистого, с тонкослоистыми горизонтально-, косослоистыми и плойчатыми текстурами отмечена субвертикальная трещина закрытого типа длиной 0,5 м, по которой керн фрагментирован. Такие трещины закрытого типа встречаются и в более тонкозернистых разностях. Например, в интервале 2664,0 – 2665,5 м, где пласт Б-IХ представлен алевролитами глинистыми светло-серыми с зеленоватым оттенком, тонкозернистыми, тонко слоистыми, слабо ангидритизированными, в нижней части

Rock variations

SiltstoneFine-grained silt sandstoneFine-grained

silty sandstone

Medium-grained and fine-grained sandstone

Sandstone

Porosity factor (Pf), %8-10 10-12 12-14 14-16 16-18 18-20

+ - - - - -

+ + + + + +

+ + + + + +

- - + + + +

- - + + -

Table 2. Porosity alteration ranges for granular reservoirs at Omorin license block

Таблица 2. Диапазоны изменения пористости гранулярных коллекторов Оморинского лицензионного участка

Разности пород

АлевролитПесчаник

мелкозернистыйалевритовый

Песчаникмелкозернистый

алевритистый

Песчаник средне-

мелкозернистыйCреднезернистый

Коэффициент пористости (Кп), %8-10 10-12 12-14 14-16 16-18 18-20

+ - - - - -

+ + + + + +

+ + + + + +

- - + + + +

- - + + --

105ROGTECROGTEC

EXPLORATION


interval between 2652.1m and 2653.8m, represented by fine laminated inter layering of argillite and fine-grained gray sandstone with thin-bedded horizontal, cross-bedded and crenulated textures, there is a sub vertical closed-type 0.5m long fracture, with the core fragmented along it. These tight fractures are also found in more finely-grained stones. E.g., in the interval between 2664.0m and 2665.5m, where the B-IX reservoir is characterized by fine-grained argillous siltstone, light-gray with a tint of green, thinly laminated and weakly anhydritized; in the lower part of the layer, there is a vertical closed-type fracture with core fragmentation along it. It should be noted that the porosity of samples taken for laboratory testing did not exceed 7%, with predominating values of 2-4%. As per assessment based on GWL data, the porosity in reservoir layers varies from 5 to 8%. Regardless of such low porosity, the interval 2656–2662m produced gas with flow rates of 36.9 thousand m3 with 5 mm annulus. Thus, it is safe to say that the gas influx here is related to the fracturing of the reservoir formations.

Fracturing has a great influence on the filtration properties of terrigenous Vendian reservoirs. This is also evident in

слоя отмечена вертикальная трещина закрытого типа, по которой керн фрагментирован. Отметим, что пористость отобранных для лабораторных исследований образцов не превышала 7 %, с преобладающими значениями от 2 до 4 %. По оценкам, полученным по ГИС, она колеблется в слоях коллекторов от 5 до 8 %. Несмотря на такую низкую пористость, из интервала от 2656 до 2662 м был получен приток газа дебитом 36,9 тыс.м3 на диафрагме 5 мм. Таким образом, можно с уверенностью сказать, что приток газа здесь связан с трещиноватостью пород-коллекторов.

О большом влиянии трещиноватости на фильтрационные свойства терригенных коллекторов венда говорят и результаты лабораторных исследований по определению коэффициента динамической проницаемости (Кпр. дин.) по газу, представляющей собой проницаемость по газу в присутствии остаточной воды.

На рис. 4 приведена точечная диаграмма взаимосвязи коэффициентов динамической проницаемости и открытой пористости для терригенных пород вендского возраста, построенная по результатам анализов, выполненных в лаборатории ЛТД «Экогеос», Москва. Видно, что при пористости образцов более 11% отмечается классическая линейная связь между коэффициентами пористости и логарифмом проницаемости с преобладающим разбросом точек не более чем на полпорядка. И совсем по-другому обстоит дело в интервале пониженных значений пористости, особенно в интервале от 1 до 4 %. Здесь разброс относительно линейной зависимости превышает два порядка. Обращает внимание то обстоятельство, что полноразмерные образцы, на которых визуально отмечались трещины, имея очень низкую пористость (от 1 до 4 %), обладают повышенной динамической проницаемостью. Совершенно очевидно, что такая высокая проницаемость в них предопределена их трещиноватостью. Это подтверждается и тем, что, несмотря на очень низкую пористость, динамическая проницаемость лишь немного ниже абсолютной проницаемости, определённой по сухим образцам, в то время как для большинства образцов с пористостью от 2 до 4 % она катастрофически снижается более чем на порядок.

Широкое распространение трещиноватости в изучаемых пластах является, на наш взгляд, причиной такого большого (почти 50 %, как было указано выше) количества «сухих» объектов при испытании объектов в колонне, ибо отсутствие притоков может быть следствием высокой степени загрязнения призабойной зоны пласта буровым и

1000

100

10

1

0,1

0,01

0,050 0,1 0,15 0,2 0,25

Кпр.

дин

(по

газу

), 10

-3 м

км2

Dyn

amic

per

mea

bilit

y co

e�ci

ent (

by g

as),

10-3

, mcm

2

Коэффициент открытой пористости, д.ед.E�ective porosity coe�cient, unit fraction

Песчаники и алевролиты / Sandstone and siltstoneПолноразмерные образцы / Full-size samplesТрещинноватые образцы / Fractured samples

Рис. 4 Взаимосвязь коэффициентов динамической проницаемости и открытой пористости для терригенных пород вендского возрастаFig. 4 Correlation of dynamical permeability and open effective porosity coefficients for terrigenous rock of Vendian age

106 ROGTEC

РАЗВЕДКА


the lab research on determination of dynamic permeability coefficient (DPC) for the gas. DPC is the permeability of gas in presence of irreducible water.

Fig. 4 is a point diagram showing the correlation of the dynamic permeability coefficient and the open porosity for terrigenous rock of Vendian age; the diagram was made based on the results of the analysis performed in “Ecogeos” Ltd. laboratory in Moscow. Of the samples who’s porosity exceeded 11%, there is a classic linear correlation between the porosity factor and permeability logarithm with predominating scatter points not exceeding half an order of magnitude. A completely different situation is found in the lower porosity values, especially for the interval between 1 and 4%. Here, the spread of values in relation to the linear dependence exceeds two orders of magnitude. Another area for attention is that the full-sized samples with visible fractures, although featuring low porosity (1 to 4%), also featured an increased dynamic permeability. It is very apparent that such permeability is determined by their fracturing. This is also confirmed by the fact that regardless of very low porosity, its dynamic permeability is only slightly below absolute permeability determined in dry samples, whereas for most samples where the porosity was between 2 and 4 % it decreases drastically by more than one order of magnitude.

Wide distribution of fracturing in the reservoirs under review, in our opinion, is the reason for such a large (almost 50% as mentioned earlier) number of “dry” wells detected by cased hole logging, since an absence of influx may be a consequence of considerable contamination of the formation zone with drillings mud and cement slurries, running right through the fractures.

The role of colmatage in the sampling of fractured reservoirs is well observed in the B-VIII-1 reservoir testing in the production string of Km-3. Based on core studies and the drill stem formation testing (DSFT) results, as well as the interpretation of the complex GWL data, the interval between 2390.0 and 2398.7m features two reservoir interbeds totaling 3m in thickness and represented with gray and dark-gray siltstone with interlayers of anhydrites and black argillites. During an open hole formation test using KII2M-146 equipment, pressure drawdown of 9.55 MPa resulted in gas inflow rate of 17.5 thousand m3/day from the interval between 2376 and 2399 m (which is thicker than B-VIII-1 reservoir). After the completion of the well, reservoir testing in the production string was conducted on the interval between 2377 and 2397 m (which was nearly consistent with the interval for open hole formation testing). With that, at the average dynamic level of 1021.5 m, there was a gas influx of 3.3 thousand m3/day with film of liquid hydrocarbons, i.e. the reservoir is underdeveloped.

In our opinion, further well stimulation using hydrofracturing (HF) operations should be done here. Efficiency of HF in fractured reservoirs is proved by data published in the report

цементным раствором, проникающими вглубь пласта по трещинам.

Роль кольматации при опробовании объектов с трещиноватыми коллекторами можно видеть на примере испытания пласта Б-VIII-1 в эксплуатационной колонне скважины Км-3. В ней на основе изучения керна, результатов испытания с помощью испытателя пластов на трубах (ИПТ), а также интерпретации материалов комплекса ГИС, в интервале от 2390,0 до 2398,7 м выделено два прослоя коллекторов суммарной толщиной 3 м, представленных алевролитами серыми и темно-серыми с прослоями ангидритов и аргиллитов чёрных. При испытании в открытом стволе с использованием комплекта испытательного оборудования КИИ2М-146 при создании депрессии в 9,55 МПа из интервала от 2376 до 2399 м (более широкого, чем пласт Б-VIII-1) был получен приток газа дебитом 17,5 тыс. м3/сут. После завершения скважины бурением в ней было проведено испытание в эксплуатационной колонне в интервале от 2377 до 2397 м (практически совпадающего с интервалом испытания в открытом стволе). При этом на среднем динамическом уровне 1021,5 м был получен слабый приток газа 3,3 тыс. м3/сут с пленкой жидких углеводородов, т. е. объект недоосвоен.

На наш взгляд, здесь следовало бы провести дальнейшие работы по интенсификации притоков с применением гидроразрыва пласта (ГРП). Об эффективности ГРП в трещиноватых коллекторах свидетельствуют данные опубликованные в работе [Денк, 1998]. А именно, в ней доказывается, что «…на разведочных площадях с широким развитием коллекторов трещинного и порово-трещинного типов: определение действительной промышленной значимости подобного рода нефтегазоносных отложений (безотносительно к их литологическому составу, фациальной принадлежности, глубине залегания и пр.) невозможно без целенаправленных раскрытия и фиксации в раскрытом виде смыкающихся флюидопроводящих трещин.» [Денк, 1998, с. 232].

Таким образом, для успешной разведки месторождений на Оморинском лицензионном участке надо исходить из следующих двух принципиальных положений:1. Местоположение разведочных скважин должно определяться на основе выделения зон развития русловых фаций.2. При испытании объектов, представленных трещинными и трещинно-поровыми коллекторами, в поисково-оценочных и разведочных скважинах, вскрывающих продуктивные пласты вне русловых фаций, необходимо внедрять технологии гидроразрыва пластов.

107ROGTECROGTEC

EXPLORATION


[Denk, 1998]. Namely, it proves that “… for prospecting areas with wide development of fractured and porous fractured reservoirs, determination of actual commercial significance of such petroleum formations (irrespectively of their lithological composition, facial attributes, deposition depth etc) is impossible without a targeted aperture of fluid-conveying fractures and their fixation in an open state”. [Denk, 1998, p.232].

Therefore, a successful field exploration at the Omorin license block should be based on two main principles: 1. The location of prospecting wells should be determined based on allocation of channel facies development zones. 2. When testing fractured and fractured-porous reservoirs, hydrofracturing technologies should be implemented for prospect evaluation and prospecting holes if they uncap producing reservoirs outside of the channel facies.

Literature1. Borovikova L.V. Prospective oil and gas bearing capacity of Oskobin suite in south-west of Kama arch: Collective works for the VI international scientific congress “GEO- Siberia-2010”. V. II. Part 1/ Subsoil use. Mining. New tendencies and technologies for prospecting, exploration and development of useful minerals. Novosibirsk: SGGA, 2010. P. 54-59.2. Denk S.O. Oil and gas in fractured reservoirs of Permian Prikamye. Perm: Perm State Techn. University, 1998. V. 1. 248 p.3. Melnikov N.V., Isayev A.V. Seismic geological models and prospective oil and gas bearing objects of Vendian complex in Baykit petroleum area. Geology and geophysics. V. 45. Novosibirsk, 2004. P. 134-143.4. Melnikov N.V., Konstantinova L.N. Lythological and facial zoning for lower Vendian of Baykit PA // Geology, Geophysics and development of oil and gas fields. 2006. #7. P. 25-35.5. Moiseyev S.A., Konstantinova L.N., Romanov M.I. Predictive estimate of the quality of terrigenous Vendian reservoirs in south-west part of Baykit petroleum area. // Geology, Geophysics and development of oil and gas fields. 2011. # 8. P. 15-23.6. Starikov L.E. Facial features of sedimentation for Vendian terrigenous depositions of Katan saddle // Geology of oil and gas. 1989. # 11. P. 53-56. 7. Surkov V.S., Korabeynikov V.P., Krylov S.V. Geodynamical and sedimentation conditions of Ryphean petroleum complexes formation on the western outskirts of Siberian palaeocontinent. // Geology of oil and gas. 1996. V. 37. # 8. P. 154-165. 8. Shemin G.G. Geology and prospects of oil and gas bearing capacity for Vendian and lower Cambrian complexes in the central regions of Siberian platform. (Nepsko-Botuobinsk, Baykit anteclises and Katanga saddle). Novosibirsk: SO RAS Publishing, 2007. 467 p.9. Yaitskiy N.N., Kreknin S.G. Forecast for productive capacity of Vasyugan suite depositions and reservoirs PK19-20 within East-Terel LB using “Pangea” software // Mining news. 2006. # 9. P. 52-59.

Литература1. Боровикова Л. В. Перспективы нефтегазоносности оскобинской свиты на юго-западе Камовского свода: Сборник VI международного научного конгресса «ГЕО-Сибирь - 2010». Т. II. Часть 1 / Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки полезных ископаемых. Новосибирск: СГГА, 2010. С. 54-59.2. Денк С. О. Нефть и газ в трещиных коллекторах Пермского Прикамья. Пермь: Перм. гос. техн. ун-т, 1998. Т. 1. 248 с.3. Мельников Н. В., Исаев А. В. Сейсмогеологические модели и перспективные нефтегазоносные объекты вендского комплекса в Байкитской нефтегазоносной области. Геология и геофизика. Т. 45. Новосибирск, 2004. С. 134-143.4. Мельников Н. В., Константинова Л. Н. Литолого- фациальное районирование нижнего венда Байкитской НГО // Геология, Геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. № 7. С. 25-35.5. Моисеев С. А., Константинова Л. Н., Романов М. И. Прогнозная оценка качества терригенных резервуаров венда юго-западной части Байкитской нефтегазоносной области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 8. С. 15-23.6. Стариков Л. Е. Фациальные особенности накопления вендских терригенных отложений Катанской седловины // Геология нефти и газа. 1989. № 11. С. 53-56. 7. Сурков В. С., Коробейников В. П., Крылов С. В. Геодинамические и седиментационные условия формирования рифейских нефтегазоносных комплексов на западной окраине Сибирского палеоконтинента // Геология нефти и газа. 1996. Т. 37. № 8. С. 154-165. 8. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. 467 с.9. Яицкий Н. Н., Крекнин С. Г. Прогноз продуктивности отложений васюганской свиты и пластов ПК19-20 в пределах Восточно-Тэрельского ЛУ с использованием ИС «Пангея» // Горные ведомости. 2006. № 9. С. 52-59.

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC29

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу

+350 2162 4001 или по эл. почте на [email protected]

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

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

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

To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001

or e-mail [email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

visit www.adipec.com/conference for the full list of topics

Technical Topics for the ADIPEC Conference 2012

Field Development Technical Categories

Drilling and Completions Technical Categories

Geoscience Technical Categories

Projects Technical Categories

Under the patronage of the President of the United Arab Emirates H. H. Sheikh Khalifa Bin Zayed Al Nahyan

t h e t o t a l o i l & g a s s h o w

+971 (0) 2 444 4909 [email protected]

web: www.adipec.com/conference

Save The Date11-14 November

The ADIPEC 2012 Conference

For more information on ADIPEC and to register, contact:

Maintenance / Integrity / HSE / Operations Technical Categories

Official PublicationConferenceOrganiserOrganised by

MuseumSponsorStrategic Partner Platinum Sponsors

SilverSponsorGold Sponsors Official Airline Official Hotel

Supported by:

S u s t a i n a b l e E n e r g y G r o w t h :People, Responsibility and Innovation

www.adipec.com/rogtec

110

What is your position in the company and how long have you been held this position?I started working part time with The Mobius Group in 2010, primarily helping in the organization of the many trade shows that the company attends in Russia. After several months of close collaboration, I was rewarded for my hard work and given the full time position of Russian Representative.

How long have you been in business in Russia and the Caspian?ROGTEC Magazine was established in 2004 and is now widely considered to be the leading upstream technology publication in the region. Although the primarily focused on Russia, ROGTEC also covers Caspian area with key focuses on Azerbaijan and Kazakhstan to coincide with the major shows in these locations – the Caspian Oil and Gas exhibition and KIOGE respectively.

What companies have you worked with in the Region?The nature of my work involves direct contact with oil producers and oilfield services companies and the many different advertisers for both of The Mobius Group’s Russian focused publications. One of my main roles is to ensure that all the readers of ROGTEC Magazine receive their copies of the magazine on time, every quarter. I also foster the already great working relationship between ROGTEC and the small, medium and large operating companies in Russia.

What is your most recent success in the market?Recently I have been working on ensuring that the content of ROGTEC keeps getting better by ensuring the continued stream of technology article from the NOC´S and the leading science institutes. In terms of specific successes I would like to point out our recent work with TyumenNIIgiprogaz which is very promising. On top of this we have also attended more conferences and exhibitions

Какова Ваша должность в компании и как долго Вы работаете в этой должности?Я начал работу с неполной занятости в команде The Mobius Group в 2010 году. В первую очередь мои задачи были направлены на помощь в организации большинства отраслевых выставок в России, где компания принимала участие. После нескольких месяцев совместной работы, The Mobius Group приняла меня в штат в качестве официального представителя по России и Каспийскому региону.

Как давно Вы работаете в России и Каспийском регионе?ROGTEC Magazine был основан а 2004 году и, в настоящее время, считается ведущим изданием в upstream секторе России. Хотя основное внимание уделяется России, ROGTEC также охватывает Каспийский регион с основными направлениями в Азербайджане и Казахстане, что совпадает с ключевыми выставками региона - Caspian Oil & Gas и KIOGE.

С какими компаниями Вы работали в этом регионе?Характер моей работы предполагает прямое общение как с добывающими и нефтесервисными компаниями, так и с различными рекламодателями отраслевых изданий The Mobius Group. Одно из основных направлений моей работы заключается в том, чтобы каждый читатель получал свою копию вовремя, раз в квартал. Я так же способствую развитию уже успешных рабочих отношений между ROGTEC и малыми, средними и крупными нефтегазовыми компаниями.

Расскажите о Ваших последних успехах на рынке?В последнее время ключевую позицию в моей работе стало занимать улучшение содержания ROGTEC и обеспечение получения технологических статей от российских нефтеперерабатывающих компаний и ведущих исследовательских институтов.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Александр Пантелеев, Представитель по России и СНГ, The Mobius Group

The ROGTEC Interview: Alexander Panteleev, Russian & CIS Representitive, The Mobius Group

111ROGTEC

Я считаю, что в этом направлении я достиг успеха, своевременно наполняя журнал контентом. В качестве последнего успешного проекта, я хотел бы отдельно выделить начатую и уже многообещающую работу с ТюменНИИгипрогазом. Помимо этого, я горжусь тем, что мы приняли участие в большем количестве выставок и конференций, чем в предыдущие годы.

Ваша любимая музыкальная группа и композиция?Я являюсь поклонником многих стилей и направлений в современной музыке, но отдельно я хотел бы выделить такую группу как Dead by April.

Где в мире Вы хотели бы побывать и почему?Говоря откровенно, я имею огромный список мест, куда бы я хотел поехать. Так же для меня немаловажна компания. Однако, из всего мирового многообразия, я бы выделил Индию, как свою первостепенную цель. Эта страна уже однажды поразила меня своим колоритом, ведь там гармонично сочетаются все виды отдыха. На острове Гоа можно найти великолепные пляжи, на континенте отправится сквозь джунгли и пройти по живым мостам Индии, а если душа не лежит к общению, то посетить уединенные йогические местности и заняться самопознанием.

Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду вы болеете?С детства я увлекался разнообразными видами спорта. Однако тот, которым я занимался и тот за который болел, зачастую рознились. Меня всегда привлекал биатлон, но заниматься им у меня не было возможности. Однако мне по сей день доставляет удовольствие смотреть трансляции соревнований и болеть за наших спортсменов.

Каковы Ваши прогнозы относительно Российского нефтегазового рынка до конца этого года и в будущем?Побывав на основных конференциях последнего полугодия, я сделал вывод, что нефтедобывающие и нефтесервисные компании сделали упор на инновации и внедрение новых технологий в своем секторе. Я полагаю, эта тенденция будет иметь развитие и в дальнейшем. Так как добыча нефти и газа становится сложнее из года в год, новые технологии нужны как никогда и играют основную роль в увеличении эффективности и рентабельности производства. Меня лично заинтересовал вопрос освоения Арктического шельфа. Я считаю, что силы, направленные на разведку, должны полностью оправдать себя в будущем, и Арктика станет одной из ключевых областей для разведки, бурения и добычи углеводородов. И конечно, все это будет рассмотрено в ROGTEC Magazine.

this year than ever before and this is something that I am very proud of.

What is your favorite band and track?I’m a fan of many styles and trends in modern music, but my favorite band is a group called Dead by April.

Where in the world would you most like to visit and why?To be honest, I have a long list of places where I want to visit, but most important is people with whom I travel. Specifically however I would single out India. It seems like a magical place with a great blend of all kinds of activities. You can find perfect beaches in Goa, travel through jungles and practice yoga and find your true self at secluded retreats.

What is your favorite sport, and what team do you support?I have always been fond of a variety of sports; however sports that are played and sports that are supported are often different. I have always been interested in biathlon, but have not had the opportunity to physically practice it. It is always great however to watch this sport on television and support Russian athletes.

What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year and beyond?Having been to many conferences during the course of 2012, I think that companies are focusing on innovation and technology implementation. I believe this trend will continue in the future – oil and gas is getting harder find, produce and transport and technology plays a key role in ensuring this is done as cost effectively and efficiently as possible. I am personally very interested in the development of the Russian arctic. I think that all the recent activity in this area will soon pay off and the Arctic will become one the key areas for hydrocarbon exploration and production. And of course – all of this will be covered right here in ROGTEC Magazine!

ROGTEC

INTERVIEW


Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com112 ROGTEC112 ROGTEC112 ROGTEC

abc-compressors.com fmctechnologies.com

p.53 p.07 & 63

russianoilgas.com

p.43

artenisgroup.co.uk westfalia-separator.com

p.17 p.15

sulzercorp.ru

p.05

adipec.com hardbandingsolutions.com

p.107 p.31

tektech.ru

p.45

hardbanding.com ite-exhibitions.com

p.29 p.71, 73 & 93

tenaris.com

p.27

bentec.ru enercon.ng.ru

p.21 p.67

tendeka.com

p.04

derrickequipment.com nov.com

p.37 p.23

tescocorp.com

p.25

drillmec.ru rpi-conferences.com

p.19 p.69

tmk-group.ru

p.35

dsi-pbl.com sakhalin-iol-gas.com

p.99 p.75

varelintl.com

p.33

eage.ru siemens.com/energy

p.97 & 99 p.11

welltec.com

p.obc

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

ROGTEC has your marketing needs covered

114 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

ОПТИМИЗАЦИЯ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА / ЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ

БЕЗ ОСТАНОВКИ ДОБЫЧИ

ЖЕЛОНИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ НА КАРОТАЖНОМ КАБЕЛЕРазработки Welltec® для очистки позволяют быстро и эффективно восстановить работу скважины. Спускаемые на каротажном кабе-ле, наши устройства не раз доказали свою надежность при восстановлении работоспо-собности скважин в самых различных усло-виях, включая скважины с большим отходом от вертикали и горизонтальные скважины. Достигаемый результат – более безопасная и экономически эффективная разработка залежи.

ПОЛНЫЙ СПЕКТР УСЛУГВсе наши технологические решения осно-ваны на использовании самых передовых технологий в скважинных исследованиях и работах. Мы достигли серьезного объема успешных работ по очистке скважин, в том числе:

• удаление песка и шлама• удаление технологического мусора• удаление солевых отложений• очистка забойных клапанов-отсекателей

WWW.WELLTEC.COM

ДЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ИНФОРМАЦИИ СКАНИРУЙТЕ КОД

Контактная информация: Генеральный директор Сергей Евгеньевич Берющев [email protected] • Welltec Oilfield Services (RUS) LLC • ул. Народного Ополчения, 38/3, Москва, Россия 123298 • Тел. +7 (499) 943 5838/ 5938

ПРИГЛАШАЕМ ВАС ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД № 1002 ВО ВРЕМЯ 19-Й МЕЖДУНАРОДНОЙ

ВЫСТАВКИ «НЕФТЬ И ГАЗ КАСПИЯ» 5-8 ИЮНЯ В БАКУ

Date post:	17-Mar-2016
Category:	Documents
Upload:	rogtec-magazine
View:	254 times
Download:	14 times

ROGTEC Magazine - Issue 29

Documents