ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

18

Special Focus:

ExplorationOnshore & Offshore Acquisition

Data Storage

Тема номера:

PазведкаНаземная и морская сейсморазведка

Хранение данных

� ROGTEC www.rogtecmagazine.com

: Bentec GmbH Drilling & Oil eld SystemsDeilmannstrasse 148455 Bad BentheimGermany

phone: +49 5922 7280fax: +49 5922 72457E-Mail: [email protected]

Bentec Moscowphone: +7 495 2344238fax: +7 495 2344240E-Mail: [email protected]

www.rogtecmagazine.com

: Bentec GmbH Drilling & Oil eld SystemsDeilmannstrasse 148455 Bad BentheimGermany

phone: +49 5922 7280fax: +49 5922 72457E-Mail: [email protected]

Bentec Moscowphone: +7 495 2344238fax: +7 495 2344240E-Mail: [email protected]

ROGTEC www.rogtecmagazine.com

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ - EDITORIAL

+350 2162 4000 [email protected]

Шеф-редактор Ник Лукан Editorial Director Nick [email protected]

Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырин Editorial Advisory Board Vyacheslav [email protected]

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ - SALES


Директор по продажам Даг Робсон Sales Director Doug [email protected]

ВЕРСТКА И ДИЗАЙН - PRODUCTION / DESIGN


Креативный дизайн Саул Хаслам Creative Design Saul [email protected]

УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ:

ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие

активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса,

как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и

транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и

в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан,

Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в

Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах

мира - €100.

Изменение адреса подписки:

Просим своевременно присылать письменные уведомления об

изменении адреса подписки на

[email protected].

Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из

журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения

от Mobius Group.

ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan. Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year.

No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from the Publishers.

Tel: +350 2162 �000 Fax: +350 2162 �001Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar

6

www.dresser-rand.comwww.dresser-rand.com/ru/

Надежность и качественная техническая поддержка. Поршневые компрессоры Dresser-Rand – это гарантии повышения качества и экономичности компрессорного парка. Вашему вниманию представляется 11 моделей на выбор. Компрессоры проектируются в соответствии с техническими требованиями заказчика и оснащаются современными средствами управления. Производитель оказывает техническое содействие при монтаже и пусконаладочных работах. 34 сервисных центра во всех уголках мира дают возможность проконсультироваться со специалистом в любое время дня и ночи. Мы гарантируем техническое сопровождение в течение всего срока эксплуатации компрессоров.

Современные организационно-технические решения и возможности модернизации, продлевающие срок службы компрессоров марки Dresser-Rand – залог непрерывного роста технико-экономических показателей и конкурентоспособности. Качество поставляемых нами машин гарантировано.

119034 Россия, Москва; Сеченовский пер. 9, офис 16Тел.: 7-495-637-75-16. Факс: 7-495-637-45-76Эл. адрес: [email protected]Территория Европы, тел.: 33-2-35-25-52-25. Факс: 33-2-35-25-53-66.53-67

56174_DR_PrcssRecip_RO&GT_Russ.indd 1 7/10/09 11:22 AM

Cover Image courtesy of ION Geophysical Corporation

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

Как обеспечить надежность и бесперебойность поставок нефти и газа?

Эффективные решения для энергетики.

Какие бы сложные задачи не возникали, Симменс всегда готов прийти на помощь, как надежный партнер.

В условиях резких колебаний спроса на энергоносители в мире, творческий потенциал и доверительные партнерские отношения становятся ключевыми факторами на пути к достижению успеха. Инновационные разработки, эффективные технические решения, повышенная надежность, безусловное соответствие самым строгим нормативам в области промышленной безопасности, охраны здоровья и окружающей среды, а также отраслевым стандартам - вот главные отличительные особенности изделий, систем и услуг фирмы Сименс, предназначенных для нефтегазовой отрасли.www.siemens.com/oil-gas

Посетите наш стенд на международнойнефтегазовой выставке KIOGE 20096-9 октября 2009 г.в г. Алма-Аты, КазахстанАтакентВыставочный центрПавильон 10

Oil_Gas_Portfolio_K7_205x275_Kioga.indd 1 21.08.2009 11:53:45 Uhr

www.rogtecmagazine.com�

Содержание ContentsВыпуск 18 Issue 18

14

ROGTEC

24

14 Pазведка нефтяных месторождений с использованием цифровых технологий!Finding Petroleum in The Digital Oil Field!

18Tехнологии регистрации данных в российской наземной сейсморазведке Cover story: Onshore Seismic Aquisition in Russia

24 Bлияние температур на поверхности на зрелость нефтематеринской породы: Пример из арктической зоны Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: An Example from the Russian Arctic

34Oбщие принципы выполнения сейсморазведочных работCover Story: Offshore Seismic Aquisition

44Cовершенствование технологии одновременно-раздельной закачки для многопластовых месторождений Technology Advances in Dual Injection Systems for Multilayer Fields

18


14

18

Когда Вам нужен электрический привод, Мы предлагаем Вамнадежное, инновационное и гибкое решение от всемирного лидера вданной отрасли.

Выбрав АУМА – Вы можете быть спокойны

■ Проверенная временем, надежная модульная конструкция сбольшим количеством взаимозаменяемых деталей

■ Комплектация – от самой базовой до интеллектуальных приводов срегистрацией операционных данных и управлением по цифровомуинтерфейсу (Modbus, Profibus, Device-Net, Foundations Fieldbus)

■ Общепромышленное и взрывозащищенное исполнение

■ Возможность работы при сверхнизких температурах до – 60 С влюбой комплектации с одной стороны, и сохранениеработоспособности до +170 С (исполнение для АЭС) с другой

■ Управление любым типом арматуры – многооборотная,неполнооборотная, прямоходная, рычажная

■ Приводы для запорной и регулирующей работы

■ 40 летний опыт поставок и обслуживания электроприводов внефтегазовой, химической, атомной, водоперерабатывающей,пищевой и других промышленных секторах

■ Поддержка квалифицированным персоналом по всему миру

■ Поставки за рубли с завода и со склада в России

АUМА – ведущий поставщик средств автоматизацииуправлением трубопроводной арматурой по всему миру

ООО «ПРИВОДЫ АУМА»141400, Московская обл. Химкинский район, пос.Клязьма, ОСК “Мидланд”, офис 6,Адрес для корреспонденции: 124365, г. Москва, а\я 11

Тел: (495) 221-64-28, Факс: (495) 221-64-38,E-mail:[email protected]

www.auma.ru

Уверенность, в которой Вы нуждаетесь

10

Содержание ContentsВыпуск 18 Issue 18

58

ROGTEC

24

58 Cбор и хранение электронных данных в России: ROGTEC обсуждает показательный рост данных по добыче и разведке с лидерами промышленностиData Storage and Retrieval in Russia;ROGTEC Discusses Exponential E&P Data Growth with the Industry Leaders

74Tуркменский газ стратегия экспорта и транскаспийские возможности Turkmen Gas Export Strategy and Trans-Caspian Opportunities

84 НовостиNews

98The ROGTEC Interview

74www.rogtecmagazine.com

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

58

74 www.tenaris.com/tenarishydril

Wedge Series 500™

ten013_rogtec_wedge_0417.indd 1 4/17/09 2:04:43 PM

12 ROGTEC

КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРАУважаемые читатели,

Из всех последних лет этот год оказался, пожалуй, самым неудачным: каждый день приносил всё новые испытания или весть об очередном бакнротстве. В своем последнем сообщении я уже обращал ваше внимание на то, что наша общая лодка, в которой по воле судьбы оказались мы все, понемногу прекращает раскачиваться, и вливания денег правительствами в экономику своих стран помогают стабилизировать ситуацию. Похоже, в конце туннеля показался свет. Два экономических гиганта Еврозоны, которые также являются традиционно крупными инвесторами России, - Франция и Германия - начинают постепенно выходить из рецессии. Спад, отмечающийся на рынке в целом, не обошел стороной и нефтяную отрасль. В такие времена из бюджета в первую очередь спешат вычеркнуть те статьи, которые относятся к расходам на маркетинг. Хотя, как правило, в период экономического спада стоимость создания маркетингового образа через продвижение и рекламу, достигает рекордно низкого уровня. Это происходит от того, что компании, наиболее пострадавшие от рецессии, стараются любым способом сократить свои расходы. И именно в такие моменты другие компании имеют возможность завоевать значительные маркетинговые преимущества, оставив позади своих конкурентов. Мне бы хотелось выразить благодарность нашим рекламодателям за их непрекращающуюся поддержку в это тяжелое время. Я лично знаю издательства, которым приходится сокращать количество запланированных номеров либо же объединять материалы нескольких изданий в одно с целью экономии. С моей точки зрения, этот путь – неверный. Нам как работникам маркетинговой сферы следует внимательнее прислушиваться к своей собственной философии и обеспечивать высокое качество наших собственных продуктов и стандартов, а также строго соблюдать периодичность. Учитывая сказанное, я рад объявить о наших планах на год 2010. Мы намереваемся запустить новое издание под новым заголовком для вашего региона, где особое внимание будет уделено уже оправдавшей себя совместной работе над информационным наполнением с региональными операторами, а также адресной рассылке корпоративному руководству и ответственному за принятие решений техническому персоналу. Всё это найдет отражение в хорошо продуманной независимой публикации. Более подробную информацию можно найти на сайте www.rogtecmagazine.com.

Приятно было отметить, что на недавно прошедшей международной выставке в Москве, посвященной нефтегазовой

промышленности, собралось достаточно большое количество компаний со всего мира, которые смогли продемонстрировать свои технические решения для нефтегазового сектора в СНГ. Выставка также явилась большим успехом для журнала ROGTEC. Было распространено более 6000 экземпляров, и мы гордимся тем, что наш журнал стал единственной региональной публикацией, включенной в информационные пакеты участников как выставки, так и конференции. Мы и далее планируем свое участие в подобных мероприятиях. Впереди у нас намечено участие в KIOGE - крупнейшем выставочно-конференционном событии в Казахстане и странах Прикаспийского региона по теме нефтегаз, в международной конференции и выставке по тематике освоения континентального шельфа RAO Offshore, а также в других подобных мероприятиях на Сахалине и в Мангистау, и в конференциях, проводимых организациями «ЕАГЕ Геомодель», AAPG (Американская ассоциация геологов-нефтяников) и «НЕВА».

Активность в регионе постепенно набирает обороты. Компании «РОСНЕФТЬ» и «ТНК BP» вновь вышли с тендерными предложениями. Кстати, «ТНК ВР» объявила о росте своих финансовых показателей за первые два квартала текущего года. Хотя множество проектов было отложено до следующего года, компании, тем не менее, накапливают силы для значительного подъема в 2010 году. Журнал ROGTEC будет и далее освещать события и вопросы, печатать технические статьи к вниманию инженеров с описанием новых продуктов, а также корпоративные заметки в помощь руководству предприятий и тем, кто принимает решения.

Экономический спад больно ударил по многим компаниям. Тем не менее, главным остается то, как вы умеете преодолевать возникшие проблемы. Кризис только сплотил коллектив журнала ROGTEC. А как он отразился на вашей организации? Как боритесь с ним вы? Какие выводы сделаны на случай, если он повторится? Станете ли вы сильнее, когда кризис пойдет на убыль? Буду рад получить ваши идеи и соображения по этому поводу на адрес электронной почты [email protected].

Ник ЛуканШеф-редактор издания

[email protected]


Please contact +350 2162 4000 or [email protected] for more information, or visit: www.rogtecmagazine.com

How do you reach 99% of your target audience in the FSU?

By advertising in ROGTEC Magazine!

�артнерство на нефтяных промыслахPartnership in the Oilfield

�нижение уровня жидкости в газовых скважинахProgressing cavity pumps for gas well deliquification

�осетите наш стенд на выставке KIOGE 2009 в Алмате , �авл.11! Visit us at the Oil&Gas show KIOGE 2009 in Almaty, hall 11!

Albania . Austria . Azerbaijan . Belarus . Brazil . Canada . China . Croatia . Egypt . France . Germany . Indonesia

Italy . Kazakhstan . Kyrgyzstan . Libya . Netherlands . Romania . Russia . Sudan . Syria

Czech Republic . Turkey . Turkmenistan . Ukraine

�обыча и транспорт высоковязкой нефтиProduction and Transport of light and heavy crude oil

NETZSCH Oilfield Products�обыча нефти & погружные насосыUpstream & Downhole

� регионе – для региона

�аши партнеры для контактов - �интовые насосы (��)

NETZSCH Oilfield Products GmbHGebrüder-Netzsch-Straße 19 . 95100 Selb/Germany�елефон: +49 (0) 9287 75 424 . �акс: +49 (0) 9287 75 427Mail: [email protected] . www.netzsch.com


Dear Readers,What a year so far; it has been unprecedented in recent times and there seemed not be a day that went by without another doom and gloom story. In my last note I wrote of the collective ship being steadied by goverments around the world pumping stimulus money into their various economies. At last green shoots are beginning to appear; two of the Eurozones biggest economies and historically large investors in Russia, France and Germany, have dragged themselves out recession.

As with all industries times have been tough in the oil patch and indeed marketing tends to be one of the first cuts to be made out of any budget. However, during a recession, the benefits of market awareness through promotion and advertising are the most effective, and therefore maximize the marketing spend, allowing the brave and bold to highlight their market position.In reality this is the time that companies can gain significant market advantages over their competitors and I would like to thank our advertisers for their continued support through these trying times. I know of some regional publishers who are cutting issues from their program, and indeed combining issues in an attempt to save costs. From my point of view, this is the wrong direction to go and indeed as marketers we need to listen to our own message during these times; ensuring our products, standards and frequency are as high as ever. In light of this I am pleased to announce that in 2010 we will be launching a new title for the region, repeating our success in forging content partnerships with regional operators, targeted circulation with corporate management and technical decision makers in a well balanced independent publication. More of this to follow on www.rogtecmagazine.com.

It was good to see a healthy number of companies from around the world participating at the recent Moscow International Oil and Gas Exhibition; showcasing their technology offerings to improve the oil and gas sector

in the CIS. The show was also a great success for ROGTEC Magazine; over 6000 copies were distributed and we were proud to be the only regional publication to be in both the exhibitor and conference bags. Following on the exhibition road, we have a busy schedule ahead with ROGTEC Magazine making an appearance at KIOGE, RAO Offshore, Sakhalin, EAGE Geomodel, AAPG, NEVA and Mangistau.

Activity in the region also slowly starting to increase. Rosneft and TNK BP have both upped their tender announcements, with the latter announcing strong financial results for the first two quarters of this year. Indeed, with many projects rolled over to next year companies are gearing up for a significant improvement and uplift in 2010. ROGTEC Magazine will continue to cover the fields, case histories, and provide specific technical articles to show engineers which products to use, mixed with corporate strategy articles to enable good decision making in corporate management.

The downturn has been painful for many companies but the key is how you respond to the challenge. At ROGTEC it’s a challenge we have embraced and are becoming stronger as a result. What about your organization? How have you faired and what improvements have you made to ensure success should such a downturn happen again? Are you in the strongest position once the market strengthens? Let me know your thoughts by email.

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

EDITORS NOTE

Увидимся на NEVA и KIOGE

1� ROGTEC


DRILLING SYSTEMS INTERNATIONAL

DSI

АВТОЗАТВОРНЫЕСИСТЕМЫ

ОБХОДАPBL

МНОГОКРАТНОЙАКТИВАЦИИ

www.dsi-pbl.com

« Переводник PBL»

Тел.: +7 912 939 6831

16

uch is made of the fact that the oil & gas resources of our planet will last many more decades: this

is evident if one digs into the most recent BP annual Statistical Review of World Energy(1). It is also true that much of this petroleum still needs to be found, whether in new discoveries or upgrades of existing discoveries or increases in the recovery factor of currently producing fields or even in the resurrection of currently abandoned fields.

Finding Petroleum in the future will take us to tougher areas, more complex geology, more difficult reservoirs and, unless we are very smart, much higher finding Costs. It would be wrong, ironic and a great shame if, as companies increased expenditures coming out of the current downturn, they find less barrels and molecules due to tough problems and rampant oil field service prices!

In currently producing fields, this translates into inventing the most efficient and effective way of finding additional petroleum. After all, there is an old adage which says “the best place to look for petroleum is in a producing field!”. in technical terms, this equates to increasing ultimate recovery factors from where they might be perceived to be today, say 25-30%, to 60 or even 70+%.

In my opinion, for many oil & gas companies the best way to do this will be to simply adopt The Digital Oil Field in all its aspects. For some excellent insights into this concept, I refer you to a presentation(2) by David Latin of BP. You can also find a detailed description of BP’s Field of the Future® concept on the company’s web-site(3).

However, there is a risk that in the current economic climate, installation of a Digital Oil Field, entailing heavy upfront capital expenditure for long-term operating benefit, may be seen as an expensive luxury. This is an

сходя из того факта, что нефтегазовые ресурсы нашей планеты будут все еще полноценно

действовать на протяжении многих десятилетий вытекает многое: все это становится очевидным, если внимательно изучить самый последний годовой статистический обзор по мировой энергетике компании BP (BP annual Statistical Review of World Energy)(1). Также является справедливым и то, что значительную часть этой нефти пока еще необходимо найти, то ли в результате открытия новых месторождений, то ли в результате усовершенствования существующих открытых месторождений, то ли в результате повышения коэффициента нефтеотдачи эксплуатируемых в настоящее время месторождений, то ли в результате возрождения месторождений, заброшенных в настоящее время.

Поиски нефти приведут нас в более трудные для разработок зоны с более сложной геологией и более проблемными залежами нефти и газа, и - если мы не проявим большую смекалку - со значительно более высокими затратами на поисково-разведочные работы. Это было бы неправильно, и очень обидно, если бы, по мере того, как компании стали бы повышать затраты, стараясь преодолеть сегодняшний спад, они в результате добывали бы меньшие объемы нефти в силу трудноразрешимых проблем и безудержных цен по обслуживанию нефтяных месторождений!

На эксплуатируемых в настоящее время месторождениях данные факты трансформируются в то, чтобы придумать и разработать наиболее эффективные и результативные способы нахождения и получения дополнительной нефти. В конце концов, существует старая поговорка, которая гласит: «Самое лучшее место, где следует искать нефть – это

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Разведка нефтяных месторождений с использованием цифровых технологий!

Finding Petroleum in The Digital Oil Field!

Дэвид Бамфорд - [email protected] David Bamford - [email protected]

И M

Imag

e co

urte

sy o

f IO

N G

eop

hysi

cal C

orp

orat

ion

действующее месторождение!»; с технической точки зрения это подразумевает увеличение коэффициентов конечной нефтеотдачи, с того уровня, который может восприниматься как обычный в настоящее время, скажем - 25-30 %, до 60 или даже 70+ %.

С моей точки зрения, для многих нефтегазовых компаний наилучшим способом достигнуть этого будет простое принятие на вооружение концепции The Digital Oil Field (Разработка нефтяных месторождений с использованием цифровых технологий) во всех ее аспектах. Для целей определенного более глубокого постижения этой концепции я отсылаю Вас к презентации(2) Дэвида Латина из компании BP. Вы можете также найти детальной описание концепции компании BP - Field of the Future® (Месторождение будущего) на веб-сайте компании(3).

Однако, имеется риск того, что при сегодняшнем экономическом климате реализация концепции Digital Oil Field, предполагающая обременительные предварительные капитальные затраты в целях обеспечения долговременных выгод от эксплуатации, может показаться дорогостоящей роскошью. Такая точка зрения понятна, если, более того, не признать ее в полной мере разумной: сегодня мы переживаем «тяжелые времена», не потому, что цены на нефть и газ находятся на безрассудно низком уровне, а потому, что

understandable if not entirely sensible view point: we are in “Hard Times”, not because oil & gas prices are desperately low but because the lesson we have learned from the volatility of the last 12-18 months is that future oil & gas prices are desperately uncertain. Nonetheless, the right question is – how do we dramatically reduce the costs of the Digital Oil Field so that installation makes sense at (almost) any oil or gas price?

Let’s focus on one of those technologies that is especially relevant to the recovery factor question, namely seismic monitoring. How could we ensure that it makes economic sense to shoot 3D seismic – and repeat 3D, also known as 4D – on any producing oil/gas field in Russia and the FSU? Drawing on lessons from the proliferation of 3D seismic technology in the 1990’s, the key seems not to attack prices directly but to focus on significant reductions in cycle-time, that is, the time between planning a survey and obtaining a useful sub-surface interpretation that finds areas of un-swept petroleum. In other words, faster led, and will lead, to cheaper and better.

It seems pretty clear how not to do this. Old-fashioned onshore acquisition techniques, involving cutting swathe after swathe through the tundra or the wheat fields and armies of men lugging vast quantities of cable around, up mountains, across roads and rivers, through swamps, seem like – and should be – a thing of the past, on

EXPLORATION

извлеченным нами из резких колебаний конъюнктуры в последние 12 – 18 месяцев уроком является то, что будущие цены на нефть и газ безрассудно изменчивы. И тем не менее, правильный вопрос звучит так – как нам существенно снизить затраты по Digital Oil Field с тем, чтобы реализация этой концепции имела смысл при (почти) любых ценах на нефть и газ?

Давайте сосредоточим наше внимание на одной из тех технологий, которая имеет особое отношение к вопросу коэффициента нефтеотдачи, а именно - сейсмическом мониторинге. Как мы могли бы гарантировать то, что с экономической точки зрения будет иметь смысл применять 3-мерные сейсмические средства – и повторные 3-мерные, также известные как четырехмерные – на любом действующем нефтегазовом месторождении в России и плавучих системах для добычи, хранения и отгрузки нефти? Если опираться на уроки, извлеченные из распространения технологии 3D seismic в 1990-х годах, ключом здесь кажется не непосредственная борьба с ценами, а сосредоточение усилий на существенном сокращении продолжительности цикла, то есть, времени между этапом планирования разведки и получением полезного представления/расшифровки данных по пластам, где располагаются нетронутые залежи нефти. Другими словами, более быстрое проведение работ имело, и будет иметь своим результатом удешевление и улучшение. Совершенно очевидным представляется то, как все это делать не следует. Устаревшие методики полевых работ, включающие изыскания с прохождением шаг за шагом по тундре или пшеничным полям, и целыми армиями людей, волокущих несметные количества кабелей на кручи, через дороги и реки, по болотам – все это выглядит и не должно восприниматься иначе, чем – реалии прошлого, с точки зрения эффективности, результативности и охраны труда, окружающей среды и техника безопасности. Аналогичным образом, обеспечивающие ультравысокое разрешение методики – вне зависимости от того, насколько уникальными считают их их создатели – также не выглядят путем для решения вопроса, хотя и было бы интересно увидеть заверенные публикации сопоставлений времени цикла и затрат из расчета на квадратный километр, например, в интернете.

Вместо этого мы должны обратить свой взор на беспроводные, бескабельные системы, предлагаемые такими поставщиками, как ION(2), OYO Geospace(2) или iSeis(2), и на новаторский подход к источникам, предлагаемый Иеном Джеком(2). Я собрал документальные свидетельства по упомянутой ранее оффшорной статистике 3D в подтверждение того, что интенсивное сосредоточение усилий на том, чтобы выполнять работы быстрее будет иметь своим результатом удешевление (существенное снижение себестоимости единицы продукции), что в свою очередь означает то, что будет

efficiency, effectiveness and HSE grounds. Likewise, ultra-high-resolution techniques – no matter how unique their inventors might think they are – do not seem to be the way forward either, although it would be interesting to see authenticated cycle-time and cost/sq km comparisons published, perhaps on the InterNet.

Instead, we should be looking to the wireless, cable-less systems on offer from ION(2), OYO Geospace(2) or iSeis(2), and the innovative approach to sources advocated by Ian Jack(2).

I have documented evidence from the previously mentioned offshore 3D history that an intense focus on doing things faster will lead to cheaper (dramatically reduced unit costs), in turn meaning that many more, bigger, 3D surveys will be commissioned(2).

Contractors should therefore see this as a golden opportunity to take part in the dramatic growth of onshore 3D and 4D rather than as a threat to their established systems.

References(1) The latest BP annual Statistical Review of World Energy can be found at: www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622 (2) All presentations labelled (2) can be found at:www.findingpetroleum.com/open(3) A detailed description of BP’s Field of the Future® concept can be found at: http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/STAGING/global_assets/downloads/F/Frontiers_magazine_issue_8_Field_of_the_future.pdf

обеспечиваться множество дополнительных, более масштабных трёхмерных разведок 3D(2). В этой связи подрядные фирмы должны рассматривать все это в качестве блестящей возможности для того, чтобы присоединиться к переживающему бурный рост направлению по трехмерной и четырехмерной разведке, а не расценивать это направление как угрозу для своих устоявшихся систем.

Ссылки(1) Самый последний годовой статистический обзор по мировой энергетике компании BP (BP annual Statistical Review of World Energy) можно найти по адресу: http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622 (2) Все презентации с пометкой(2) можно найти по адресу: www.findingpetroleum.com/open(3) Подробное описание концепции компании BP - Field of the Future® можно найти по адресу: http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/STAGING/global_assets/downloads/F/Frontiers_magazine_issue_8_Field_of_the_future.pdf

1� ROGTEC

РАЗВЕДКА


19ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Èííîâàöèè â äåéñòâèè

Èííîâàöèè íà ïðîòÿæåíèè 40 ëåòÊîìïàíèÿ ION òðàäèöèîííî ïðåäëàãàåò èííîâàöèîííûå ðåøåíèÿ . Â 1968 ã. ìû îñíîâàëè íåáîëüøîå ïðåäïðèÿòèå ïî èçãîòîâëåíèþ ýëåêòðîííîãî îáîðóäîâàíèÿ äëÿ íàçåìíîé ñåéñìîðàçâåäêè, âïîñëåäñòâèè ðàñøèðèâ àññîðòèìåíò ïðîäóêöèè è äî ìîðñêîãî îáîðóäîâàíèÿ. Èìåííî ìû âûïóñòèëè íà ðûíîê òàêèå ñèñòåìû, êàê System Two, FireFly, äàò÷èêè VectorSeis. Íàøè íàäåæíûå ñåéñìîïðèåìíèêè, âèáðîèñòî÷íèêè è íàçåìíûå ðåãèñòðèðóþùèå ñèñòåìû ARIES ïðèçíàíû ñòàíäàðòîì â îòðàñëè. Êðîìå òîãî, ìû ïðîèçâîäèì ñàìîå ñîâðåìåííîå îáîðóäîâàíèå äëÿ îñíàùåíèÿ ñåéñìîðàçâåäî÷íûõ ñóäîâ, âêëþ÷àÿ ìîðñêèå áóêñèðóåìûå êîñû, ñèñòåìû íàâèãàöèè è ïîçèöèîíèðîâàíèÿ, à òàêæå ñèñòåìû óïðàâëåíèÿ è êîíòðîëÿ. Âàì íåîáõîäèìî ïðîâåñòè ñåéñìîñúåìêó íà äíå ìîðÿ? Ìû ïðåäëàãàåì ñèñòåìó VectorSeis Ocean è óñëóãè êîìïàíèè RXT, íàøåãî ïàðòíåðà, çàíèìàþùåãîñÿ ñåéñìè÷åñêèìè èññëåäîâàíèÿìè. Ìû – ñðåäè ëèäåðîâ ïî îáðàáîòêå äàííûõ íàçåìíîé è ìîðñêîé ñåéñìîðàçâåäêè è çäåñü, â Ðîññèè, ïðåäëàãàåì óñëóãè ïðè ñîòðóäíè÷åñòâå ñ íàøèì ïàðòíåðîì, êîìïàíèåé Ëàðãåî. Õîòèòå âûéòè íà ìåæäóíàðîäíûé óðîâåíü? Âîñïîëüçóéòåñü íàøèìè áèáëèîòåêàìè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ BasinSPANs, êîòîðûå Âàì äàäóò öåëîñòíóþ êàðòèíó ñâåðõãëóáîêèõ ðàçðåçîâ. Âîçíèêëè ñëîæíîñòè ïðè ïðîâåäåíèè ñåéñìè÷åñêèõ ðàáîò? Ìû õîòèì áûòü ïåðâûìè, ê êîìó Âû îáðàòèòåñü

iongeo.com/russia [ Âîïëîùàÿ èííîâàöèè ]

20

ntegra is one of the world’s leading geophysical companies with over 40 crews operating in Russia and

Kazakhstan as well as having an international presence. In Russia, the company’s subsidiary, Integra Geophysics, is one of the leading companies by volumes acquired and Azimut Energy Services, it’s Kazakhstan subsidiary, leads the industry in acquisition volumes. The company has acquired 2D and 3D seismic surveys for all of Russia’s leading oil companies (Gazprom, Rosneft, LukOil, TNK-BP etc) and in Russia and Kazakhstan has a growing reputation with international oil companies like ENI, Shell, Chevron and BG after acquiring major 3D surveys over some of the world’s largest oil and gas fields.

Since 2006 Integra has been investing in new equipment and technology to improve health and safety (HSE) and operational performance. The result is the company is now equipped with some of the most advanced geophysical equipment available including a fleet of modern ION and Sercel vibrators and recording systems. This allows Integra to compete with some of the world’s leading geophysical companies and implement technology routinely used in other areas of the world.

нтегра является одной из ведущих мировых геофизических компаний, имеет более 40

сейсмопартий в России и в Казахстане, ведет работы за рубежом. Российское подразделение Интегры, Интегра Геофизика, входит в число лидеров по объемам регистрации данных в России, Азимут Энерджи Сервисиз, казахстанское подразделение, является лидером казахстанского рынка. Интегра имеет опыт реализации сейсморазведочных проектов 2Д и 3Д для всех основных нефтяных компаний (Газпром, Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР и т.д.). В результате реализации нескольких масштабных 3Д проектов на крупнейших мировых нефтегазовых месторождениях в России и в Казахстане Интегра приобрела прекрасную репутацию у таких компаний как ЭНИ, Шелл, Шеврон и Бритиш Газ.

Начиная с 2006 г. компания Интегра начала активно инвестировать в новое оборудование и технологии с целью повышения эффективности производства и усиления промышленной безопасности. Сейчас Интегра располагает самым современным геофизическим оборудованием, вибрационными установками и регистрирующими системами производства компаний ИОН и Серсель. Благодаря наличию данного оборудования Интегра может конкурировать с ведущими мировыми геофизическими компаниями и предлагает технологии, традиционно используемые в других регионах мира.

Вертолетное сопровождение сейсморазведочных работЛетом 2008 г. Интегра Геофизика выполнила проект по вертолетному сопровождению полевых работ в Уватском районе Западной Сибири по заказу ТНК-ВР. Проект был нацелен на повышение эффективности производства, снижение воздействия на окружающую среду, кроме этого предполагалось оценить возможность проведения летних работ в регионах, где традиционно работы ведутся только в зимнее

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Технологии регистрации данных в российской наземной сейсморазведке

Onshore Seismic Aquisition in Russia

И I

21ROGTEC

время. Вертолетная поддержка широко используется в Канаде и США и позволяет избежать логистических проблем в горных районах. Перевозка оборудования осуществляется вертолетами, за счет чего отпадает необходимость в использовании тяжелых вездеходов, в результате которого наносится значительный ущерб окружающей среде, последствия которого ощущаются в течение долгого времени.

В связи с тем, что в России изначально не было вертолетов, подходящих для поддержки сейсморазведочных проектов, Интегра вступила в тесное сотрудничество с компанией Ютэйр, в результате чего были приобретены 2 вертолета AS350 и для обучения российских пилотов были привлечены канадские пилоты с соответствующим опытом. Было также закуплено оборудование для перемещения больших объемов напольного оборудования, тросы и крюки для подъема оборудования без посадки. К сожалению, сложности, возникшие с приобретением спутниковых систем позиционирования, в некоторой степени ограничили масштабность операций.

Уватский район является густозалесенным и перед проведением сейсморазведочных работ здесь требуется значительный объем лесорубочных работ. Для того чтобы по профилям могли двигаться тяжелые вездеходы, стандартная ширина взрывных и приемных профилей составляет 4 метра. Вырубка таких профилей во-первых очень трудоемка, во-вторых, связана с большими рисками с точки зрения безопасности. Летом этот район является сильно заболоченным, вездеходы образуют глубокие колеи и движение становится невозможным. В результате использования вертолетов появилась возможность уменьшить объем лесорубочных работ и снизить количество перемещающейся техники, тем самым уменьшить воздействие на окружающую среду.

В результате использования вертолетов для перемещения геофизического напольного оборудования в Уватском регионе был достигнут почти 2-х кратный рост производительности (средней дневной производительности). Максимальная суточная производительность, достигнутая благодаря вертолетной поддержке, составила 700

Heli-portable operationsIn the summer of 2008 Integra Geophysics conducted a heli-portable seismic operation for TNK-BP in the Uvat region of West Siberia. The objectives of the survey were to improve operational efficiency, reduce the impact of seismic operations on the environment and test the viability of summer operations in areas where winter acquisition is the norm. Helicopter seismic operations are widely used in Canada and the USA to over come logistical challenges in mountainous terrains. Equipment is moved by helicopters thus reducing the need for heavy cross-country vehicles which can cause a long lasting impact on the environment.

The absence of helicopters suitable for heli-portable operations in Russia meant the company had to work closely with service provider UTair to acquire 2 AS350 helicopters and access Canadian pilots to train their Russian counterparts to conduct operations. Equipment required to carry large amounts of ground equipment and slings and hooks to allow helicopters to pick up equipment on the fly was also acquired. Restrictions

on satellite receiver technology to help with positioning limited the full impact of operations.

The Uvat region is heavily forested and requires a significant amount of tree cutting. Typically shot and receiver lines are cut to a width of 4 metres to allow the passage of cross-country vehicles and tree-cutting is both labour intensive and a significant HSE risk. In summer, the region is

very boggy and the movement of vehicles causes deep ruts and restricts movement. The use of helicopters allowed Integra to reduce the amount of tree-cutting and limit the use of vehicles thus reducing the impact on the environment.

In the Uvat region helicopters were used to move geophysical ground equipment and demonstrated nearly a 2 fold increase in productivity measured by the average number of shot points acquired per day with a daily maximum of over 700sps/ day. The increased costs of helicopter operations can be offset by increased efficiency and reductions in vehicles and personnel. Future operations could be extended to include movement of drilling equipment as well as seismic recording equipment.

ROGTEC

EXPLORATION


MulchersOver the last few years the biggest contributor to seismic industry fatalities and injuries was tree-cutting. The industry cuts a significant volume of trees every year, approximately 300,000 line kilometers, and tree-cutters are exposed to significant HSE risks due to falling trees and debris. The efficiency of seismic operations is also dependent on the quality of line preparation. Typically tree cutting operations are carried out in summer to ensure residual tree stumps are cut to a minimum – stumps visible above winter snow cover often limit the movement of drilling equipment. The disposal of cut trees and debris is both time consuming and a requirement to allow the safe passage of vehicles. This adds to the time and risk of manual tree-cutting operations.

In 2007, Integra purchased a mulcher to test the efficiency and suitability of equipment regularly used in other areas of the world for tree-cutting. The equipment was deployed on the same summer project as the heli-portable operations in the Uvat region. The advantage of mulchers is that the number of people involved in tree-cutting operations is reduced from a typical 5 man manual tree-cutting crew to a single operator who is totally enclosed in a safe cabin. The machine effectively “pushes-over” trees and a series of teeth, on a rotating drum, chop the fallen trees in to a fine mulch of wood chips that are deposited behind the machine.

The deployment of mulchers has demonstrated a significant reduction in HSE incidents on tree felling operations with no

физических наблюдений в сутки. Рост затрат в связи с использованием вертолетов компенсируется благодаря повышению производительности и снижению количества используемой техники и персонала. В будущем помимо регистрирующего оборудования с помощью вертолетов можно также организовать перемещение и бурового оборудования.

МульчерыВ течение последних лет наибольшее количество смертельных случаев и серьезных травм в сейсморазведке связано именно с лесорубочными работами. В нашем секторе экономики ежегодно производится вырубка огромных участков леса, около 300 000 погонных километров, при этом рабочие подвергаются высочайшем риску с точки зрения безопасности. Кроме этого, эффективность сейсморазведочных работ зависит в том числе от того, насколько быстро производится подготовка профилей. Традиционно рубка ведется в летний период, когда есть возможность вырубить деревья «под корень». Пни, невидимые под снежным покровом, могут в значительной степени ограничить передвижение бурового оборудования. Для безопасного продвижения техники по профилям требуется расчистка профилей от порубленных деревьев и остатков, что является очень трудоемким процессом. Таким образом, еще более увеличивается время подготовки профилей, и еще более повышаются риски в отношении безопасности.

В 2007 г. Интегра приобрела мульчер с целью оценки эффективности и целесообразности его использования, так как мульчеры традиционно применяются для лесорубочных работ в других регионах мира. Мульчер был направлен на тот же проект в Уватском районе, где применялись вертолеты. Преимуществом мульчера является то, что, в отличие от традиционной лесорубочной бригады из 5-ти человек, для управления мульчером требуется всего лишь оператор, который при этом сидит в полностью

22 ROGTEC

РАЗВЕДКА


incidents to date. The effectiveness of mulcher operations has also been proven with a single mulcher capable of clearing between 4-5 kms/day compared with a typical 1km average for a tree-cutting brigade. The advantage of the debris left after mulcher operations is that it provides a flat surface through the cut line that allows a safe and efficient “road-way” for drilling and seismic recording vehicles to follow. A further advantage of a better roadway is that there is less stress on cross-country vehicles and therefore reduced equipment failure and maintenance.

Average operational costs for mulchers and manual teams are comparable but reduced camp sizes and lower HSE risks demonstrate the benefits of such technology. The down-turn in North American seismic market means operators in Canada and the USA are now able to offer high quality machines suitable for the Russian terrain and climatic conditions. Now many leading seismic operators are now looking to stimulate the Russian contracting industry to provide a significant volume of mulchers for the 2009-10 winter season.

High productivity vibroseis acquisitionApproximately 50% of Integra’s projects use vibroseis seismic sources. These are commonly used on the flat terrains of the Russian tundra and Kazakhstan Steppe. Individual vibroseis shot points typically use 4 vibrators

закрытой кабине и не подвергается рискам. Машина «валит» деревья с помощью зубьев на вращающемся барабане, рубит поваленные деревья в мулкую щепу и оставляет их за собой.

Благодаря использованию мульчеров удалось значительно снизить количество несчастных случаев во время лесорубочных работ. На сегодняшний день во время использования мульчеров не произошло ни одного несчастного случая. Эффективность использования мульчеров также была доказана тем, что мульчером за сутки можно подготовить 4-5 км профилей, в то время как средняя производительность лесорубной бригады составляет 1 км. Есть преимущество и в том, что машина оставляет за собой щепу в виде ровного слоя, и по этой ровной поверхности безопасно и быстро может перевозиться буровая техника и регистрирующая аппаратура. Дополнительным преимуществом более качественной подготовки профилей является более равномерное движение вездеходов, что приводит к более долгому сроку их службы, а также оставляет в сохранности перевозимое оборудование.

Операционные расходы, связанные с использованием мульчеров, аналогичны расходам на лесорубные бригады, при этом нет необходимости в строительстве

EXPLORATION

больших лагерей и ниже риски, связанные с безопасностью, что является несомненным преимуществом данной технологии. В связи со снижением активности на рынках Северной Америки канадские производители располагают высококачественным мульчерным оборудованием, подходящим для российского рельефа и климата и в данный момент невостребованным. Интегра и другие сейсмические компании в расчете на предстоящий сезон 2009-2010 гг. намерены стимулировать соответствующих производителей поставить значительный объем мульчеров на российский рынок.

Высокопродуктивная вибрационная сейсморазведкаОколо 50% проектов Интегры составляют проекты с использованием вибрационных источников. Традиционно данные источники используются на плоском рельефе российской тундры и казахстанских степей. На точке возбуждения синхронно вибрируют 4 вибратора, время вибрации – до 20 секунд, в сейсморазведке такая отработка называется свипом. Обычно на одной точке возбуждения нефтяные компании требуют отработать от 4 до 6 свипов. Средняя производительность регистрации на проектах Интегры от 250 до 300 физических наблюдений в сутки. В зависимости от погодных условий и рельефа суточная производительность может достигать 400 – 500 физических наблюдений. Типовой сейсмический проект 3Д представляет собой 20 000 – 25 000 физических наблюдений. Обычно выполнение такого проекта занимает 3-4 месяца. Столько обычно продолжается зимний полевой сезон в России.

simultaneously vibrating for up to 20 seconds, known in the industry as a sweep. Oil companies normally request up to 4 or 6 sweeps per shot point. Average survey acquisition rates for Integra operations are between 250 – 300 shot points per day. Daily productivity can be as high as 400 – 500 sps / day depending on weather conditions and terrain. Standard 3D seismic surveys require the acquisition of 20 – 25,000 shot points which will generally take 3-4 months to acquire – the normal duration of the Russian winter season.

Globally, acquisition companies have started to deploy multiple fleets of vibrators and significant volumes of ground equipment to increase vibroseis productivity. This means oil companies are able to acquire larger surveys or high data density coverage during a single operating season. In 2009 Azimut Energy Services has been contracted by a consortium of oil companies to conduct a 3D seismic survey requiring over 250,000 shot points in a area of complex field infrastructure. At typical acquisition rates this would normally take over 2 years to acquire but the consortium’s requirement was to acquire the entire data set in 2009.

Working closely with the operator, Azimut was able to design a survey that could be completed within 9 months. The requirement was to utilize up to 10 vibrators, 18,000 channels and 19,000 geophone groups. With it’s combined Russian and Kazakhstan resources the company was able to offer the consortium top quality HVA-IV ION vibrators and Sercel 428 ground equipment. The survey design called for 4 groups of 2 vibrators working in both flip-flop and

2� ROGTEC

РАЗВЕДКА


Для повышения эффективности производства сейсморазведочных работ в мировой практике сейсмические компании начали использовать несколько групп вибраторов и значительно увеличили количество напольного оборудования. Теперь нефтяные компании могут выполнять более масштабные проекты или проекты с повышенной плотностью данных за один полевой сезон. В 2009 г. Азимут Энерджи Сервисиз был привлечен в качестве сейсмического подрядчика консорциумом нефтяных компаний для реализации проекта 3Д объемом более 250 000 физических наблюдений в условиях сложной инфраструктуры нефтяного месторождения. При обычных темпах регистрации данных выполнение данного проекта потребовало бы более 2 лет. Требование же консорциума выполнить регистрацию в полном объеме в 2009 г.

В тесном сотрудничестве с заказчиком Азимут спроектировал проект таким образом, чтобы завершить его выполнение в течение 9 месяцев. Требование заказчика было использовать 10 вибраторов, 18 000 каналов и 19 000 групп геофонов. Используя оборудование Азимута и Интегры Геофизики, Интегра смогла предложить консорциуму высококлассные вибрационные источники HVA-IV ION и напольное оборудование Серсель 428. В соответствии со схемой проекта были использованы 4 группы по 2 вибратора, работающие в режиме флип-флоп и слип-свип, отрабатывая один свип по каждому физическому наблюдению. Такая схема отработки позволила проводить регистрацию несколькими группами вибраторов, в то время как другие группы вибраторов перемещались на следующее физическое наблюдение. На проекты было задействовано 18 000 каналов, 9 900 активных. Система центральной электроники 428 была модифицирована для работы с таким количеством каналов, также было приобретено новое коммуникационное оборудование, позволяющее центральной электронике «управлять» вибраторами и распределять каналы в активной расстановке.

Результаты данного проекта оказались впечатляющими, так как была достигнута рекордная суточная производительность для России и Казахстана. На сегодняшний день за 2 месяца зарегистрировано более 100 000 физических наблюдений при среднесуточной производительность около 1 7000 физических наблюдений в сутки. Рекордная производительность, достигнутая на сегодняшний день, составляет чуть менее 2900 физических наблюдений/ сутки, что при стандартных условиях работы является объемом работы 6 сейсмопартий.

Регистрация такого объема данных и эксплуатация усовершенствованной электроники на вибраторах сопровождались некоторыми проблемами, но тот опыт, который был приобретен в ходе реализации этого проекта, позволит Интегре предлагать современные

slip-sweep acquisition mode acquiring a single sweep at each shot point. The chosen deployment of the vibrator groups allowed simultaneous operations with some groups vibrating and acquiring data whilst others travelled to a subsequent shot point. 18,000 channels were deployed in the field with an active spread of 9,900 channels. The 428 central electronic system was upgraded to handle the large active spread and new communication equipment acquired to allow the central electronics to “manage” the vibrators and distribution of the channels in the active spread.

The current operations are impressive and have almost certainly set a record for daily production in Russia and Kazakhstan. To date over 100,000 shot points have been acquired in just over 2 months with an average daily productivity of ~1700 sps/day. The highest productivity achieved to date was just under 2900 sps/day, the equivalent of 6 seismic parties under normal conditions.

The handling of such daily volumes and advanced electronics has not been without its challenges but the experience gained on this survey will allow Integra to offer advanced acquisition technology to oil companies in Russia and Kazakhstan and allow it to compete globally with western seismic acquisition companies.

Integra continues to look at ways of implementing new technology. Whilst the technology above is not “new” to the global industry it is relatively new to the Russian and Kazakhstan markets. As Integra strives to be a leader in the Russian and Kazakhstan seismic markets and compete globally its ability to use new and existing technology in the most efficient manner will allow it to demonstrate a world-class reputation for operational and HSE performance.

технологии сейсморазведки нефтяным компаниям в России и Казахстане, а также полноправно конкурировать с западными сейсмическими компаниями.

Интегра продолжает искать варианты для применения новых технологий. В то время как описанные выше технологии уже не являются новыми для мирового рынка, они пока еще широко не применяются на российском и казахстанском рынке. Сейчас Интегра прилагает все усилия, чтобы занять лидирующую позицию на российском и казахстанском сейсмическом рынке, также стремится стать конкурентоспособным участником международного рынка. Опыт эффективного использования существующих и описанных выше новых технологий позволит Интегре получить репутацию компании мирового класса с точки зрения производственной эффективности и промышленной безопасности.

25ROGTECROGTEC

EXPLORATION


26

IntroductionIn September 2004, the first-ever drilling of the Lomonosov Ridge (Arctic Coring Expedition, ACEX, or IODP Expedition 302, Fig. 1a) recovered unprecedented sedimentary records of the central Arctic Ocean spanning the past ~56 Ma. With paleontological and geochemical techniques it has been possible to document the long-term development of the central Arctic for the first time. The environmental setting and paleo-climatic evolution turn out very different from that expected prior to the drilling operation. With the help of the new paleo-climatic evolution a tectonic paleo-heat flow prediction of the Kara Sea area was performed to show the influence of paleo-temperatures on the temperature and maturity history of that region.

AimThe West Siberian Basin is one of the largest intra-cratonic basins of the world and is also the richest petroleum province of Russia. It covers an area of approximately 2.2 million km2 and is situated between latitude 55 and 75. In order to study the effect of surface temperatures on the maturity of the source rock, a synthetic well in the northern part of the basin, the Kara Sea (Fig. 1a) was created and modeled with 5 different surface temperature curves from different sources. Surface temperature evolution coupled with basin evolution processes determines the geothermal and associated maturity evolution.

MethodsPetroProbTo predict geothermal and maturity evolution, a recently developed coupled lithosphere and basin thermal model has been used (PetroProb, Van Wees et al., 2009). PetroProb is capable of calculating tectonic basement heat flows, incorporating a variety of tectonic scenarios (including rifting, underplating, mantle upwelling), and capable of

ВведениеВ сентябре 2004 года, первое за всю историю бурение на хребте Ломоносова (Арктическая экспедиция для бурения с отбором керна, ACEX, или экспедиция IODP 302, рис. 1a) выявило беспрецедентную картину образования осадочных пород в центральной части Северного Ледовитого океана, охватывающего период в последние ~56 миллионов лет. При помощи палеонтологических и геохимических методик впервые оказалось возможным задокументировать развитие центральной Арктики. Экологическая обстановка и палео-климатическое эволюционирование оказались весьма отличными от того, что предполагалось до проведения бурильных работ. С использованием нового палео-климатического постепенного изменения, в целях того, чтобы показать влияние палео-температур на температуру и историю зрелости данного региона, было произведено прогнозирование тектонического палео-теплового потока в зоне Карского моря.

ЦелиЗападно-Сибирский бассейн является одним из самых больших интра-кратонных бассейнов в мире и также представляет собой самую богатую нефтегазоносную провинцию России. Этот бассейн охватывает площадь приблизительно в 2,2 миллиона квадратных километров, и он располагается между широтами 55 и 75. В целях изучения влияния температур на поверхности на зрелость нефтематеринской породы в северной части бассейна, в Карском море (рис. 1а), был создан и смоделирован резервуар с 5 различными температурными кривыми поверхности от различных источников. Постепенное изменение температуры на поверхности в сочетании с процессами постепенного изменения бассейна определяют геотермальное

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Влияние температур поверхности на зрелость нефтематеринской породы: Пример из арктической зоны

S. Nelskamp, T. Donders, J.-D. van Wees, O. Abbink

Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: An Example from the Russian Arctic

С. Нелскамп, Т. Дондерс, Дж.-Д. Ван Уис, О. Аббинк

27ROGTEC

постепенное изменение и связанное с этим постепенное изменение зрелости.

МетодыPetroProbДля прогнозирования геотермального постепенного изменения и постепенного изменения зрелости была использована недавно разработанная объединенная литосферно-бассейновая термальная модель (PetroProb, Van Wees et al., 2009). PetroProb обеспечивает возможности для расчета тепловых потоков тектонических подстилающих пород, включая сюда большое разнообразие тектонических сценариев (включая раскалывание, подслаивание, подъем мантии), и обеспечивает возможности для включения обратных влияний отложений и изменений температур на поверхности на тепловые потоки в подстилающих породах и температуры бассейна. Данная модель инвертирует обстановку осадконакопления, калиброванную под данные по температурам и зрелости. Анализ калибровки и чувствительности выполняются при помощи выборочного анализа Monte Carlo с использованием экспериментального метода расчёта для обеспечения эффективности вычислений.

Палео-температурыДля определения возраста отложений, в особенности останков динофлагеллятных цист (диноцист) использовался палинологический анализ, а для обеспечения стратиграфического подразделения ключевыми элементами были диатомовые водоросли. Данные останки диноцист и наземных растений (главным образом пыльца и споры) обеспечивают важную информацию по палео-климатическому эволюционированию бассейна. Такой анализ дополняется данными по органической геохимии, которые проливают свет на происхождение и (изотопный) состав органических веществ в отложениях. Дополнительно к этому мы использовали заново разработанный палео-термометр TEX86, который в своей работе основывается на относительном распределении кренаркаэтальных мембранных липидов (Schouten et al., 2002). Калибровка TEX86 основывается на 104 морских приповерхностных отложениях и, как выясняется, очень хорошо коррелирует со средним годовым значением SST: TEX86 = 0,016 x SST + 0,20, при R2 = 0,93. Данное уравнение использовалось для преобразования TEX86 в SST.

Результаты В моделировании нефтеносных систем расчет зрелости нефтематеринской породы главным образом зависит от базисного теплового потока, температуры поверхности раздела седиментационной воды (SWIT), теплопроводности и выработки радиогенного тепла породой в системе. Два последних параметра обычно определяются использующимися различными по

including feedback effects of sedimentation and surface temperature variation on basement heat flow and basin temperatures. The model inverts burial histories, calibrated to temperature and maturity data. Calibration and sensitivity analysis are done through Monte Carlo sampling analysis using an experimental design technique for computational efficiency.

Paleo-temperaturesPalynological analyses were used for deriving sediment ages, especially the remains of dinoflagellate cysts (dinocysts) and diatoms were keys in providing a stratigraphic framework. Both dinocysts and terrestrial plants remains (mainly pollen and spores) provide important information on the paleo-climatic evolution of the basin. These analyses are complemented by organic geochemical data that provide origin and (isotopic) composition of organic matter in the sediments. We summarised all available data from the newly developed paleo-thermometer TEX86, which is based on the relative distribution of crenarchaeotal membrane lipids (Schouten et al., 2002). Calibration of the TEX86 is based on 104 marine surface sediments and found to correlate very well with annual mean SST: TEX86 = 0.016 x SST + 0.20 with R2 = 0.93. This equation was used to convert TEX86 into SST.

ResultsIn petroleum systems modeling the calculation of the maturity of a source rock is mainly dependent on the basal heat flow, the sediment water interface temperature (SWIT), the thermal conductivity and the radiogenic heat production of the rocks in the system. The latter two parameters are usually defined by the used lithologies while the first two are considered user input. With our setup we want to stress the importance of good constraints on these values.

A detailed analysis of palynological proxies leads to a detailed surface temperature curve which can be used as input data for the SWIT curve in petroleum systems modeling. The analysis of the newly acquired data from the arctic at latitude 85 have revealed the successful recovery of the Paleocene - Eocene transition, with the occurrence of an Apectodinium augustum acme and a prominent, 6‰ drop in stable carbon isotopes of bulk organic carbon (d13C TOC) at the Paleocene Eocene Thermal Maximum (PETM) some 55.5 Ma ago (Fig. 1c). This finding contrasts predictions, which had placed the base of the sediment column, above Cretaceous basement, at 50 Ma. During the PETM the dinocyst and TEX86 paleo-thermometer records show combined increased runoff and sea level rise and a subtropical Arctic Ocean, with sea surface temperatures of ~23°C (Sluijs et al., 2006).

Other Paleogene highlights also include the recovery of the Eocene Thermal Maximum 2 (aka ELMO ~53.5 Ma). Dinocyst assemblages show a freshening of Arctic Ocean surface waters, while TEX86-derived paleo-sea surface temperatures rise from ~18 – ~22 °C and palm

ROGTEC

EXPLORATION


Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: An Example from the Russian Arctic

Рисунок 1: A) Карта Северного Ледовитого океана (получена путем изменения международной батиметрической карты Северного Ледовитого океана, Jakobsson et al., 2000), с указанием арктических суббассейнов и хребтов: AR - хребет Альфа; FS - ущелье Фрэм; GR - хребет Гаккеля; KS - Карское море; LR - хребет Ломоносова; MR - хребет Менделеева; MB - котловина Макарова; NB - котловина Нансена; AB - котловина Амундсена; CA - канадская котловина. Звездой обозначено место бурения IODP 302 на хребте Ломоносова LR; B) Местоположение бурения в рамках эоценовой палеогеографической реконструкции Северного Ледовитого океана (Brinkhuis et al., 2006) TO - Тетисский океан; P-AO - Прото-Атлантический океан; NS - Северное море; C) Возрастная модель ACEX (изменено от Backman et al., 2008) с указанием литологических единиц (Lith. Unit) и суб-единиц (Специалисты экспедиции 302, 2006

Figure 1: A) Arctic Ocean map (modified from International Bathymetric Chart of the Arctic Ocean, Jakobsson et al., 2000), with indication of the Arctic sub-basins and ridges: AR, Alpha Ridge; FS, Fram Strait; GR, Gakkel Ridge; KS, Kara Sea; LR, Lomonosov Ridge; MR, Mendeleev Ridge; MB, Makarov Basin; NB, Nansen Basin; AB, Amundsen Basin; CA, Canada Basin. Star indicates the location of IODP 302 drilling on the LR; B) Location of drilling within the early Eocene paleo-geographical reconstruction of the Arctic Ocean (Brinkhuis et al., 2006) TO, Tethyan Ocean; P-AO, Proto-Atlantic Ocean; NS, North Sea; C) ACEX age model (modified from Backman et al., 2008) with indication of the Lithologic Units (Lith. Unit) and sub-units (Expedition 302 Scientists, 2006). Pictures of the dinoflagellate cysts Apectodinium augustum (1), Phthanoperidinium clithridium (3), Arcticacysta backmanii (4), A. moraniae (5) and the remains of Azolla (2) used as biostratigraphical markers are also shown. The palynological events considered in building the age model in the early Cenozoic are: Last Occurrence (LO) of A. augustum (F), LO of Azolla (E), Last Abundant Occurrence of P. clithridium (D) and the mid point of the Burdigalian stage where A. backmanii and A. moraniae occur (C). The oldest identified paleomagnetic chron datum (top of magnetochron C25n, Chron C25n), (G) deepest Berillium-10 samples (B) and top of the section (A) on which the age model is based are also shown. TD: Terminal Depth. Depth scale in meters composite depth (mcd)

г.). Показаны также изображения динофлагеллятных цист Apectodinium augustum (1), Phthanoperidinium clithridium (3), Arcticacysta backmanii (4), A. moraniae (5) и останков Azolla (2), используемых в качестве биостратиграфических маркеров. Палинологическими событиями, учитываемыми при построении возрастной модели в начале кайнозойской эры являются: Последний случай (LO) A. augustum (F), Последний случай Azolla (E), Последний обильный случай P. clithridium (D) и средняя точка бурдигальского яруса, когда имеют место A. backmanii и A. moraniae (C). Показаны также самая старая идентифицированная палеомагнитная кроновая отметка (вершина магнетокрона C25n, Chron C25n), (G) образцы самого глубокого Бериллия-10 (B) и вершина секции (A), на основе которых строится возрастная модель. TD: глубина конечной точки. Шкала глубин в метрах составной глубины (mcd)

28 ROGTEC

РАЗВЕДКА


составу осадочными породами, в то время, как первые два рассматриваются в качестве входных параметров от пользователя. Нашей схемой мы хотим подчеркнуть важность разумных ограничений по этим значениям.

Детальный анализ палинологических заместителей дает в результате подробную температурную кривую поверхности, которая может использоваться в качестве входных данных для кривой SWIT при моделировании нефтеносных систем. Анализ новых полученных данных из арктической зоны на широте 85 выявил успешное восстановление палеоцен - эоценового периода перехода, с кульминационной точкой Apectodinium augustum и значительным, 6‰-ным понижением по стабильным изотопам углерода у массового органического углерода (d13C TOC) во время Теплового максимума палеоцена – эоцена (PETM) около 55,5 миллионов лет назад (рис. 1c). Такой вывод контрастирует с прогнозами, которые относили основание столба осадочной породы, выше подстилающей породы мелового периода, к 50 миллионам лет назад. Во время PETM наши записи по диноцистам и палео-термометру TEX86 показывают повышенный сток и повышение уровня моря и субтропический Северный Ледовитый океан с температурой морской поверхности в пределах ~23 °C (Sluijs et al., 2006).

vegetation suggests frost-free winters (Sluijs, personal comment). At the early – middle Eocene transition (~49 Ma) stunning concentrations of remains of the fresh water fern Azolla and freshwater tolerant dinocysts suggest that, at least episodically, completely fresh surface water settings characterized the Arctic Basin (Brinkhuis et al., 2006). During the middle Eocene, shifts in salinity and in ice-rafted debris follow a strong orbital driven cyclical pattern (Sangiorgi et al., 2008a). Moreover, dinocyst stratigraphy was instrumental in recognizing and assessing the ~26 Ma hiatus, which marks the transition from the greenhouse world to the icehouse world (Sangiorgi et al., 2008b). Sediment erosion and/or non-deposition that generated the hiatus were likely due to a progressive shoaling of the Lomonosov Ridge. Above the hiatus, a new Miocene dinocyst genus Arcticacysta (Sangiorgi et al., 2009) and higher than expected sea surface temperatures (15-19°C) (Sangiorgi et al., 2008b) mark the recovery of sedimentation on the Lomonosov Ridge near the Miocene Climatic Optimum. The Neogene record has relatively low sedimentation rates and perennial glacial conditions starting from 14 Ma, after which the late Pliocene marked the start of continuous glaciation.

The new surface temperature curve from the Lomonosov Ridge was compared to surface temperatures generated from PetroMod® of IES/Schlumberger for the Eurasian arctic

29ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Использование новой технологии в России – забойный трактор

Предоставляемые услугиУслуги, предоставляемые ком-панией Велтэк, имеют диапазон от доставки оборудования для ремонта скважинного обору-дования в ствол скважины до проведения сложных работ в рамках ГТН и КРС, включая сле-дующее:

Открытие и закрытие кла-• пановУдаление твердых осадков, • выбуренной породы и ино-родных веществПостановка и снятие мосто-• вых пробокОбеспечение оптимального • регулирования дебитаФрезерование на каротажном • кабелеПерфорация• ГИС во время буксировки ка-• ротажных приборов забойным тракторомЛовильные работы• Очистка забоя и забойного • оборудования от выносимого песка

Забойный трактор «Well Tractor®» – это устройство для доставки аппаратов и приборов в скважину и проведения различных работ в ней. Замена устаревших методов на доставку при помощи каротаж-ного кабеля явилось революцией в промышленности, в результате которой компании-операторы стали по-другому проектировать и бурить свои скважины.

По оценке одной из крупнейших нефтяных компаний, она экономит 50% от затрат на проведение ГИРС, когда эти работы выполняются с применением забойного трактора «Well Tractor®» вместо устаревших методов.

За дополнительной информацией пожалуйста обращайтесь

в главный офис «Welltec®» в России либо в региональные конторы. Генеральный директор Берющев С.Е. Телефон +7 499 943 5838, а также посетите интернет-сайт welltec.com

Welltec, Well Tractor, Well Stroker, Well Key, Well Cleaner, Well Miller, и Welltec Release Device являются зарегистрированными торговыми марками компании Welltec A/S, зарегистрированными в Дании и в других странах. Все продукты защищены одним или более патентами или находящимися на рассмотрении патентными заявками в Дании и в других странах. Копирайт © 2009 Welltec A/S. Все права защищены.

Новое в методах проведения работ в стволе скважины

Другие ключевые моменты палеогена также включают в себя восстановление Теплового максимума 2 эоценовой эпохи (называемого также ELMO ~53,5 миллионов лет назад). Накопления динацист указывают на опреснение поверхностных вод Северного Ледовитого океана, в то время, как определенные с использованием TEX86 температуры поверхности палео-моря поднимаются с ~18 до ~22 °C и пальмовая растительность указывает на зимы без минусовых температур (Sluijs), индивидуальные комментарии). В ранне-средний переходный эоценовый период (~49 миллионов лет назад) ошеломляющие концентрации останков пресноводных папоротникообразных Azolla и стойких к пресной воде диноцист указывают на то, что, по крайней мере, эпизодически, Арктический бассейн характеризовался осаждениями из полностью пресных поверхностных вод (Brinkhuis et al., 2006). В период среднего эоцена, изменения в солености и в остатках органических веществ от больших плавучих льдин имеют сильно-выраженный орбитально-зависимый циклический характер (Sangiorgi et al., 2008 a). Дополнительно к этому стратиграфия диноцист оказалась полезным средством в распознавании и оценке перерыва в осадконакоплении ~26 миллионов лет назад, что указывает на переход от «тепличного» мира к миру «ледохранилища» (Sangiorgi et al., 2008 b). Эрозия отложений и/или необразование отложений, результатом чего стал упомянутый перерыв в осадконакоплении, наиболее вероятно обуславливаются прогрессирующим обмелением Хребта Ломоносова. Выше перерыва в осадконакоплении, новый вид миоценовых диноцист Arcticacysta (Sangiorgi et al., 2009) и более высокие, чем предполагалось, температуры поверхности моря (15-19 °C) (Sangiorgi et al., 2008 b) указывают на возобновление отложений

at latitude 72 (Hantschel and Kauerauf, 2009), to data extracted from PetroMod® from a constant latitude of 85 through time and to two surface temperature curves generated from the newly acquired but corrected for the shift of latitude of the study area through time with a factor of 0.2 and 0.4 per degree latitude (Fig. 2). The new surface temperatures show higher temperatures for the Cretaceous, lower surface temperatures during the Paleogene and drastically higher temperatures during the Miocene.

These surface temperature curves can be directly imported into PetroProb and are automatically corrected for the water depth to generate the correct sediment water interface temperature (SWIT).

The tectonic heat flow model uses 1D wells or 3D depth maps as input for modeling of tectonic subsidence. Further input is water depth evolution of the study area, the sediment composition, lithospheric parameters such as initial thickness and surface temperature. The heat flow is calculated by matching a calculated tectonic subsidence curve to the observed curve from the input data using user defined rift phases in agreement with with tectonic

Время (миллионов лет назад) Time (Ma)

ГП

ов

ер

хн

остн

ая

тем

пер

атур

а

Surfa

ce T

em

pera

ture

(°C)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

-20

-10

0

10

20

30

40

Petromod 85 - стабильный Petromod 85 steady

Petromod 72 – с движением плит Petromod 72 with plate movement

Скорректирован. 0.2 Adjusted 0.2

Скорректирован. 0.4 Adjusted 0.4

Donders 85 Donders 85

Рис. 2 Различные реконструкции палео-поверхностных температур. Donders 85, относится к Хребту Ломоносова на широте 85. Adjusted 0.2 и 0.4 были скорректированы от Хребта Ломоносова на широту 72, соответствующую Карскому морю, соответственно принимая 0,2 и 0,4 C для градусной широты. Палео-поверхностная температура от PetroMod® с использованием плитовой реконструкции для Карского моря на широте 72 и широте 85 (Hantschel and Kauerauf, 2009)

Fig. 2 Different paleo-surface temperature reconstructions. Donders 85, refers to the Lomonosov ridge at 85 Latitude. Adjusted 0.2 and 0.4 have been corrected from the Lomonosov ridge to Latitude 72 corresponding to the Kara Sea., adopting 0.2 and 0.4 C per degree latitude respectively. PetroMod® paleo-surface temperature using a plate reconstruction for the Kara Sea at 72 Latitude and a Latitude of 85 (Hantschel and Kauerauf, 2009)

30 ROGTEC

РАЗВЕДКА


осадков на Хребте Ломоносова вблизи периода миоценового климатического оптимума. Данные по неогену показывают относительно низкие скорости осадконакопления и круглогодичные ледниковые условия, начиная с периода 14 миллионов лет назад, после чего поздний плиоценовый период определил начало непрерывного оледенения.

Новая кривая по поверхностным температурам с Хребта Ломоносова была сравнена с поверхностными температурами, выдаваемыми с PetroMod® на IES/Шлюмберже для евразийской Арктики на широте 72 (Hantschel and Kauerauf, 2009), с данными, полученными с PetroMod® с постоянной широты 85 во времени и с двумя кривыми поверхностных температур, построенными на основании новых полученных данных, скорректированных по сдвигу широты зоны исследования во времени с использованием коэффициента 0,2 и 0,4 для градусной широты (рис. 2). Новые поверхностные температуры демонстрируют более высокие температуры для

interpretation. Based on the calculated tectonic subsidence curve a heat flow curve is calculated.

In our case study in the Kara Sea, we defined a two stage rift event influencing the tectonic evolution of the area. According to many studies (e.g. Nikishin et al., 2002; Saunders et al., 2005), a rifting event in the Late Permian to Triassic created the West Siberian Basin. The beginning and the maximum duration of rifting is still under discussion. According to Nikishin et al. (2002) the rift event was no longer than 10 Ma while Saunders et al. (2005) argue that the oldest sediments onlapping on the footwalls of the rift faults are around 165 Ma old; the rifting therefore could have lasted up to 85 Ma. Still, modeling the tectonic subsidence with one rift phase lasting from 250 to 165 Ma does not explain the increased subsidence rate after 165 Ma (Fig. 3). Saunders et al. (2005) therefore propose that the main rift phase, accompanied by a mantle plume, lasted only a short while but afterwards the tectonic subsidence due to thermal cooling was inhibited by the mantle plume until approximately 190 Ma. The results shown in figure 3 were achieved by adapting this assumption to the model.

31ROGTECROGTEC

EXPLORATION



Те

пл

ов

ой

по

то

к (м

Вт/м

2)

Heat flo

w (m

W/m

2) Гл

уб

ин

а

Depth

250 200 150 100 50 045

50

55

60

65

70

75

2400

2000

1600

1200

800

400

0

Тектонический тепловой поток Tectonic heat flow

Измеренное тектоническое опускание Measured tectonic subsidence

Смоделиров. тектоническое опускание Modeled tectonic subsidence

Глубина вод Water depth

β = 3.00

δ = 1.44

β = 2.00

δ = 1.65

Рис. 3 Наблюдаемые и смоделированные кривая тектонического опускания, кривая глубины палео-вод и результирующая кривая палео-теплового потока. Двухэтапное событие трещинообразования отмечается значительным подъемом мантии, который характеризуется величинами подкоркового растяжения (β), превышающими корковое растяжение (δ).

Fig. 3 Observed and modeled tectonic subsidence curve, paleo-water depth curve and resulting paleo-heat flow curve. The two stage rifting event is marked by significant mantle upwelling, characterized by subcrustal stretching values (β) in excess of crustal stretching (δ).

Мелового периода, более низкие поверхностные температуры во время палеогенового периода и существенно более высокие температуры во время миоценового периода.

Данные кривые поверхностных температур могут быть напрямую импортированы в PetroProb и автоматически корректируются для водных глубин для выдачи правильной температуры поверхности раздела седиментационной воды (SWIT).

Модель тектонического теплового потока использует одномерные (1D) резервуары или трехмерные (3D) карты глубин в качестве входных данных для моделирования тектонического опускания. Дополнительными входными данными являются эволюционирование водных глубин в районе исследований, состав осадочных отложений, такие литосферные параметры, как первоначальная толщина и поверхностная температура. Тепловой поток рассчитывается посредством согласования рассчитанной кривой тектонического опускания с наблюдаемой кривой из входных данных с использованием определяемых пользователем фаз трещинообразования в соответствии с тектонической интерпретацией. Основываясь на рассчитанной кривой тектонического опускания рассчитывается кривая теплового потока.

This tectonic model was then calculated with different surface temperature curves and the resulting maturity for the source rock was compared. The results from the models show that the Cenozoic surface temperature evolution has a big effect on the source rock maturity. During the Paleogene the new unadjusted surface temperature has maturities in the same range as the PetroMod® curve for latitude 85. The maturity increases drastically in the Early Miocene to show present-day maturities in the same range as the PetroMod® curve for latitude 72. The maturities of the adjusted surface temperature curves have even higher maturities compared

to the PetroMod® curves. This difference can have a noticeable influence on the timing of generation and trapping of hydrocarbons.

ConclusionsThe recent ACEX data complement earlier paleobotanical “snapshots” into Neogene development of the Arctic. Plant macrofossils have for years been the only source of inflormation on the paleo-climatic evolution available to researchers, but data have been very limited in terms of stratigraphic range. The new ACEX data as well as recent studies from the Norwegian Sea (Eldrett et al., 2009) and Alpha ridge (Jenkyns et al., 2004) now extend the paleo-climate record further back into the Paleogene and even upper Cretaceous, revealing a warm wet greenhouse world which extended even to the high Arctic. Only the last 14 million years show the persistent influence of glacial conditions.

The modeled differences between the surface temperatures extracted from PetroMod® to the newly acquired, result in lower maturities during the Paleogene but a drastic increase in maturity during the Miocene. Oil and gas generation will be influenced by this. Slow but steady generation during the Cenozoic prevails in the models with the PetroMod® surface temperature curve


Зр

ел

ость

(%R

o)

Matu

rity (%

Ro)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 00.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

1.1

1.2

Petromod 85 - стабильный 135 Petromod 85 steady 135

Petromod 72 – с движением плит 135 Petromod 72 with plate movement 135

Скорректирован. 0.2 135 Adjusted 0.2 135

Скорректирован. 0.4 135 Adjusted 0.4 135

Donders 85 135 Donders 85 135

Поздняя нефть - Late oil

Основная нефть - Main oil

Ранняя нефть - Early oil

Незрелая - Immature

Рис. 4 Зрелость верхней части нефтегазоматеринской толщи в районе Карского моря для реконструкций различных поверхностных температур (см. рис. 2 для пояснений)

Fig. 4 Maturity of the top of the source rock interval in the Kara Sea region for the different surface temperature reconstructions (see Fig. 2 for explanation)

32 ROGTEC

РАЗВЕДКА


В нашем ситуационном исследовании в Карском море мы определили двухэтапное событие трещинообразования, оказывающее влияние на тектоническое эволюционирование данного района. В соответствии со многими исследованиями (например, Nikishin et al., 2002; Saunders et al., 2005), западносибирский бассейн был создан событием трещинообразования во время позднего пермского периода с переходом в триасовый период. Начало и максимальная длительность трещинообразования по-прежнему дискутируются. В соответствии с тем, что предлагается Никишиным и др. (2002), событие трещинообразования датируется не далее, как 10 миллионами лет назад, в то время, как Сондерс и др. (2005) возражают, утверждая, что самое старое налегание осадочных отложений на нижних боках рифтовых сбросов имеют возраст приблизительно 165 миллионов лет; по этой причине трещинообразование могло продолжаться до даты в 85 миллионов лет назад. Однако, моделирование тектонического опускания с использованием одного этапа трещинообразования, продолжающегося в диапазоне от 250 до 165 миллионов лет назад, не дает объяснений для увеличения скорости опускания после периода в 165 миллионов лет назад (рис. 3). По этой причине Сондерс и др. (2005) предлагают, что главный этап трещинообразования,

while rapid generation in the Miocene can be seen in the models with the new surface temperatures. Depending of the timing of the trap formation this can result in either more or less trapped hydrocarbons.

A detailed study of paleo-surface temperatures and tectonic paleo-heat flow can have a huge impact on the modeled source rock maturity and on the timing of generation. Especially in frontier areas where the quality of a source rock is not yet known, it is, therefore, crucial to get a good understanding of the paleo-surface temperature evolution. But, also, in well-studied basins, an analysis of the paleo-surface temperatures can lead to a reevaluation of regions previously considered under- or over-mature and, therefore, deemed unprospective.

Literature ЛитератураBackman, J., Moran, K., McInroy, D., Mayer, L. A., Expedition 302 Scientists (2006). Proceedings of the Integrated Ocean Drilling Program, 302, Edinburgh (Integrated Ocean Drilling Program Management International, Inc.), 302, doi:10.2204/iodp.proc.302.2006

(Бэкман Дж. и др., Специалисты Экспедиции 302 (2006 г.), Научные труды по объединенной программе океанического бурения)

EXPLORATION

сопровождаемого мантийной струей, продолжался только короткий период времени, но после этого тектоническое опускание, обуславливаемое термическим охлаждением, затормаживалось мантийной струей до приблизительно 190 миллионов лет назад. Представленные на рисунке 3 результаты были получены посредством адаптирования данного предположение под модель.

Данная тектоническая модель затем была просчитана с использованием различных кривых поверхностных температур и было проведено сравнение полученной в результате зрелости нефтематеринской породы. Полученные от моделей результаты показываю то, что эволюционирование поверхностных температур кенозойского периода оказывает большое влияние на зрелость нефтематеринской породы. Во время палеогена новая нескорректированная поверхностная температура имеет показатели зрелости в том же диапазоне значений, что и у кривой PetroMod® для широты 85. Зрелость возрастает существенно в начале миоценового периода, для представления степеней зрелости в настоящее время в том же диапазоне значений, что и у кривой PetroMod® для широты 72. Степени зрелости скорректированных кривых поверхностных температур имеют даже более высокие показатели в сравнении с кривыми PetroMod®. Такое различие может иметь заметное влияние на расчёт времени для формирования и дислокации углеводородов.

ВыводыПоследние данные ACEX дополняют ранее представленные палеоботанические «снимки» развития арктического региона в неогеновый период. Макроскопические органические остатки от растений на протяжении долгих лет были единственным источником информации по палео-климатическому эволюционированию, доступным для исследователей, но данные были очень ограниченными в том, что касается стратиграфического интервала. Новые данные ACEX, также, как и последние исследования по Норвежскому морю (Eldrett et al., 2009) и Хребту Альфа (Jenkyns et al., 2004) теперь расширили рамки регистрации палео-климатических данных еще дальше назад в палеогеновый период и даже в верхнемеловой период, открыв для нас теплый влажный «тепличный» мир, который простирался даже до высоких арктических широк. Устойчивое влияние ледниковых условий проявляется только на протяжении последних 14 миллионов лет.

Смоделированные различия между поверхностными температурами, от полученных от PetroMod® до полученных новых, дают в результате

Backman, J. et al. (2008) Age Model and Core-Seismic Integration for the Cenozoic ACEX Sediments from the Lomonosov Ridge, Paleoceanography, 23: PA1S03.

(Бэкман Дж. и др. (2008 г.), Объединение возрастной модели и керново-сейсмических данных по осадочным породам ACEX кенозойского периода с Хребта Ломоносова)

Brinkhuis, H. et al. (2006) Episodic fresh surface water in the Eocene Arctic Ocean, Nature, 441: 606– 609.

(Бринкуис Х. и др., Эпизодические пресные поверхностные воды в Северном ледовитом океане эоценового периода)

Eldrett, J. S., Greenwood, D. R., Harding I. C., Huber, M. (2009) Increased seasonality through the Eocene to Oligocene transition in northern high latitudes, Nature, 459: 969-974.

(Эдретт Дж. С. и др., Повышенная сезонность во время перехода от эоценового периода к олигоценовому периоду в северных высоких широтах)

Jakobsson, M., Cherkis, N. Z., Woodward, J., Macnab, R., Coakley, B. (2000) A new grid of Arctic bathymetry: A significant resource for scientists and mapmakers. Eos 81(9): 89, 93, 96.

(Джекобссон М. и др., Новая батиметрическая сетка Арктики: Важный ресурс для ученых и картографов)

Jenkyns, H. C., Forster, A., Schouten S., Sinninghe Damsté, J. S. (2004) High temperatures in the Late Cretaceous Arctic Ocean, Nature, 432: 888-892.

(Дженкинс Х. С. и др., Высокие температуры в Северном ледовитом океане позднего мелового периода)

Nikishin, A.M., Ziegler, P.A., Abbott, D., Brunet, M.-F., Cloetingh, S. (2001) Permo-Triassic intraplate magmatism and rifting in Eurasia: implications for mantle plumes and mantle dynamics. Tectonophysics 351: 3-39.

(Никишин А. М. и др., Внутриплитный магнетизм и трещинообразование в Евразии в пермо-триасовый период: подразумеваемые моменты для мантийных струй и динамических характеристик мантии)

Sangiorgi, F., van Soelen, E. E., Spofforth, D. J. A., Pälike, H., Stickley, C. E., St. John, K., Koç, N., Schouten, S., Sinninghe Damsté, J. S., Brinkhuis, H. (2008a) Cyclicity in the middle Eocene central Arctic Ocean sediment record: Orbital forcing and

34 ROGTEC

РАЗВЕДКА


более низкие степени зрелости во время палеогенового периода, но значительный рост зрелости – во время миоценового периода. Это будет оказывать влияние на нефте- и газо-образование. В моделях с использованием кривой поверхностных температур от PetroMod® преобладает медленное, но стабильное нефтегазообразование во время кенозойского периода, в то время, как в моделях с новыми поверхностными температурами может наблюдаться быстрое нефтегазообразование в миоценовый период. В зависимости от временной привязки образования дислокаций это может иметь своим результатом большие или меньшие объемы получаемых углеводородов.

Детальное изучение палео-поверхностных температур и тектонического палео-теплового потока может иметь огромное влияние на моделирование зрелости нефтематеринской породы и на определение сроков нефтегазообразования. В особенности в отдалённых районах, где качество нефтематеринской породы пока еще не известно, особенно важным в этой связи является обретение хорошего понимание эволюционирования палео-поверхностных температур. Но, дополнительно к этому, в хорошо изученных бассейнах, анализ палео-поверхностных температур может привести к переоценке по тем регионам, которые ранее были определены как недо- или перезрелые, и, по этой причине, рассматривались как неперспективные.

environmental response, Paleoceanography, 23: PA1S08

(Санджорджи Ф. и др., Цикличность в картине осадочных пород центральной части Северного ледовитого океана в середине эоценового периода: Орбитальное воздействие и реагирование среды)

Sangiorgi, F., Brumsack, H., Willard, D. A., Schouten, S., Stickley, C. E., O’Regan, M., Reichart, G., Sinninghe Damsté, J. S., Brinkhuis, H. (2008b) A 26 million year gap in the central Arctic record at the greenhouse-icehouse transition: Looking for clues, Paleoceanography, 23: PA1S04

(Санджорджи Ф. и др., Пробел в 26 миллионов лет в данных по центральной части Арктики в переходный период от тропиков к ледникам: Поиск недостающей информации)

Sangiorgi F., Brinkhuis H., Pierce Damassa, S. (2009) Arcticacysta: A new organic-walled dinoflagellate cyst genus from the early Miocene? of the central Arctic Ocean, Micropaleontology 55 (23): 249-258.

(Санджорджи Ф. и др., Арктикациста: Новый вид имеющих органическую оболочку динофлагеллятных цист из раннего миоценового периода? из центральной части Северного ледовитого океана)

Saunders, A.D., England, R.W., Reichow, M.K., White, R.V. (2005) A mantle plume origin for the Siberian traps: uplift and extension in the West Siberian Basin, Russia. Lithos 79: 407-424.

(Сондерс А. Д. и др., Происхождение мантийной струи для сибирских дислокаций: поднятие и расширение в западносибирском бассейне, Россия.)

Schouten, S., Hopmans, E.C., Schefuβ E., Sinninghe Damsté, J.S. (2002) Distributional variations in marine crenarchaeotal membrane lipids: a new organic proxy for reconstructing ancient sea water temperatures?, Earth Planet. Sci. Lett. 204: 265–274.

(Шоутен С. и др., Вариации распределения морских кренаркаэтальных мембранных липидов: новый органический заместитель для реконструкции температуры вод древних морей?)

Sluijs, A. et al. (2006) Subtropical Arctic Ocean temperatures during the Palaeocene/Eocene thermal maximum, Nature, 441, 610– 613.

(Слюижс А. и др., Субтропические температуры Северного ледовитого океана во время теплового максимума периода палеоцена/эоцена)

Hantschel, T., Kauerauf, A.I. (2009) Fundamentals of Basin Petroleum Systems Modeling. Springer, 476 p. DOI 10.1007/978-3-540-72318-9

(Хантшел Т. и др., Основные принципы моделирования бассейновых нефтеносных систем)

Van Wees, J.D.,Van Bergen, F., David, P., Nepveu, M., Beekman, F., Cloetingh, S. (2009) Probabilistic Tectonic heat flow modelling for basin maturation: method and applications. Journal of Marine and Petroleum 26, 536–551 Geology. DOI 10.1016/j.marpetgeo.2009.01.020.

(Ван Уис Дж. Д. и др., Вероятностное моделирование тектонического теплового потока для созревания бассейна: метод и применения)

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com 35ROGTEC

36

IntroductionAny client contemplating a marine seismic program should be cognizant of the general principles for seismic acquisition. The details are also very important. If the client adheres to the general principles, the right consultants and contractors will attend to the details.

Exploration ObjectivesAll seismic acquisition should flow from well-defined exploration objectives. These are geological objectives translated into seismological objectives, that is, the characteristics and attributes of the finally processed seismic data. They dictate the acquisition design and the technical specifications.

The Contract - Stand-by TimeThe best type of contract is turnkey contract with chargeable stand-by time. The turnkey provision puts the responsibility on the seismic contractor to be logistically efficient when the crew can work but acknowledges situations out of the contractor’s control when the crew cannot. In such circumstances, the contractor should be compensated for the operating expenses. If extensive

ВведениеЛюбой заказчик, имеющий намерения в отношении реализации какой-либо программы по сейсморазведочным работам на акватории, должен знать основные принципы выполнения сейсморазведочных работ. Подробности в данном вопросе также имеют очень важное значение, но краткое представление материала в рамках данной статьи упреждает их обсуждение. Если заказчик усваивает данные основные принципы, компетентными консультантами и подрядчиками будет уделено соответствующее внимание и деталям.

Цели разведочных работВсе сейсморазведочные работы должны начинаться с хорошо определенных целей разведочных работ. Они представляют собой геологические задачи преобразовываемые в сейсмогеологические задачи, то есть, характеристики и определяющие признаки обрабатываемых в конечном итоге сейсморазведочных данных. Они определяют расчет разведочных работ и технические требования.

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Общие принципы выполнения сейсморазведочных работ

General Principles of Seismic Acquisition

Dr. Richard Stocker, PhD, MSc. Senior Geoscience Consultant

Pablo Alvarez, MSc., BSAT. Senior HSE Advisor

Vision Project Services (UK) Ltd., Дорсет, Англия - Dorset, England

Д-р Ричард Стокер, доктор философии, магистр точных наук, старший консультант по геолого-геофизическим исследованиям

Пабло Альварес, магистр точных наук, BSAT. Старший консультант по вопросам охраны труда, окружающей среды и техники безопасности

37ROGTEC

Контракт – время простояНаилучшим контрактом является сдача “под ключ” с оплачиваемым временем простоев. Обеспечение условий “под ключ” накладывает ответственность на подрядчика по сейсморазведочным работам в отношении того, чтобы обеспечивалась материально-техническая эффективность в случаях, когда команда может работать, но констатирует наличие ситуаций, выходящих за рамки контроля подрядчика, когда команда работать не может. При таких обстоятельствах подрядчику должны возмещаться его операционные расходы. В случаях, когда имеет место длительное время простоя и подрядчик должен нести все это бремя на себе, можно быть уверенным, что качество данных в таком случае пострадает.

Необходимые консультантыСилами инженера по КИП должен быть проведен аудит подготовки к выполнению работ, и этот специалист должен выступать в качестве ресурса на протяжении всей программы. Нормальным является привлечение консультантов для проведения верификации и калибровки в порту по геодезическому привязочному оборудованию и для проверки данных привязки, начиная с самых первых полученных данных.

Представители заказчика для проведения верификаций в режиме реального времени в целях гарантирования того, что работа соответствует техническим требованиям и спецификациям по охране труда, окружающей среды и технике безопасности. Расширенная обработка сейсмических данных или предварительная обработка окончательных данных на месте может потребовать присутствия представителя клиента по обработке сейсмических данных.

Для сейсморазведочных работ на акватории стандартом является привлечение двух комплектов представителей заказчика, один для сейсмического и один для навигационного позиционирования. Обычно заказчик требует только проведение исходного аудита по охране труда, технике безопасности и защите окружающей среды перед тем, как судно войдет из порта. На акватории, ответственность за надзор по вопросам охраны труда, технике безопасности и защите окружающей среды лежит на представителях заказчика по сейсмическому и навигационному позиционированию. Некоторые заказчики могут также требовать проведение и технического аудита, который частично проводится в порту нахождения, и на акватории во время первоначального развертывания оборудования (источники энергопитания и сейсмоприёмные косы).

Выбор консультантов и подрядчиков Простым ответом здесь будет выбор персонала, который хорошо зарекомендовал себя в работе

standby time occurs and the contractor has to bear the full burden, one can be assured the data quality will suffer.

Necessary Consultants An instrument engineer should conduct a pre-production audit and act as a resource throughout the entire program. Consultants to perform the dockside verifications and calibrations of the positioning equipment and to examine the positioning data from the first acquired data are the norm.

Client representatives, for real time verification ensure the work complies with the technical and HSE specifications. Extensive QC seismic processing or final data pre-processing on board may require a seismic processing client representative.

For marine acquisition the standard is two sets of rotating client representatives, one for seismic and one for navigation-positioning. Commonly the client only requires an initial HSE audit before the vessel leaves port. At sea, the seismic and navigation-positioning client reps have responsibility for overseeing HSE. Some clients may also require a technical audit, which is conducted partly at the dockside, and at sea during the initial deployment of the equipment (energy source and streamer(s))

Selecting Consultants and Contractors The simple answer is to select personnel who have done a good job previously but this begs the question. For individuals, recommendations from trusted and knowledgeable colleagues who have worked with the people is the best method. Given the gravity of this decision, a telephone interview is warranted.

Selecting a seismic contractor is much more difficult than selecting individuals. Many, if not most seismic contractors have many crews. Not all are of equal quality. The composition of crews change with time. What was a good crew may become less so and vice-versa. Many seismic contractors divide the world into different administrative regions and the regions may not have the same attitude toward HSE and data quality. Every seismic contractor, to hear them speak, is dedicated to world-class HSE procedures and data quality. However, seismic contractors are not charitable organizations. In effect, seismic contractors sell the time of their personnel and rent their equipment to the client. The better the HSE procedures and the higher the data quality, the more time is required to complete the program and often more equipment is necessary. World class HSE and high-resolution data cost more – as a client do not expect something for nothing from your seismic contractor.

The technical and HSE specifications must be part of

ROGTEC

EXPLORATION


38 ROGTEC

РАЗВЕДКА


ранее, но такое утверждение голословно. Для отдельных работников, рекомендации от вызывающих доверие и хорошо осведомлённых коллег, которые работали вместе с данными специалистами, являются наилучшим методом. С учетом тяжести данного решения, обоснованным будет проведение собеседования по телефону.

Выбор подрядчика по сейсморазведке представляется значительно более трудным, чем выбор отдельных специалистов. У многих, если не у большинства подрядчиков по сейсморазведке, имеется много команд. Не все из них обеспечивают одинаковое качество. Состав команд со временем меняется. Та команда, которая была хорошей, может становиться менее хорошей, и наоборот. Многие подрядчики по сейсморазведке делят мир на различные административные регионы, и такие регионы могут не иметь одного и того же отношения к вопросам охраны труда, окружающей среды и техники безопасности, так же, как и к качеству данных. С их слов, каждый подрядчик обеспечивает процедуры охраны труда, окружающей среды и техники безопасности и качество данных на мировом уровне. Однако, подрядчики по сейсморазведочным работам не являются благотворительными организациями. На деле, подрядчики по сейсморазведочным работам продают время работы своих специалистов и представляют в аренду свое оборудование заказчику. Чем лучше процедуры охраны труда, окружающей среды и техники безопасности и чем выше качество данных, тем больше времени требуется для выполнения программы, и зачастую тем больше требуется оборудования. Мирового уровня охрана труда, окружающей среды и техника безопасности и данные высокого разрешения стоят дороже – ведь заказчик не ожидает получить что-то даром от своего подрядчика по сейсморазведочным работам.

Технические требования и требования по охране труда, окружающей среде и технике безопасности должны быть частью пакета, направляемого подрядчикам по сейсморазведочным работам, участвующим в тендере на получение заказа. Как еще подрядчики по сейсморазведочным работам могут надлежащим образом участвовать в тендере? Заказчик должен привлекать консультантов к написанию названных требований и спецификаций. Инженер по КИП должен представить свои замечания по соответствию и надежности контрольно-измерительных средств и датчиков, предлагаемых участниками тендера. Какой-то из подрядчиков по сейсморазведочным работам может предложить оборудование с существенными преимуществами. Необходимо помнить, что такие требования и спецификации являются “правилами игры”, которые

the package sent to the seismic contractors bidding on the work. How else can the seismic contractors bid appropriately? The client should involve the consultants in writing said specifications. The instrument engineer should comment on the appropriateness and the reliability of the instruments and sensors proposed by the bidders. One seismic contractor may propose equipment with a significant advantage. Remember that the specifications are the “rules of the game” that the “referees”, i.e. the client representatives enforce. Poor rules leave the client representatives powerless.

The Acquisition DesignThe mantra of all seismic acquisition is acquiring data which meets the exploration objectives at minimum cost. Clearly, this goal cannot be accomplished with imprecise exploration objectives. Even with precise exploration objectives the acquisition design can over design or under design the program. Over designing the program means the exploration objectives will be met but the cost will be unnecessarily high. Under-designing the program means the data will at best only partially meet the exploration objectives. The client needs two independent designs to consider.

The seismic industry has made remarkable technological and methodological progress over time. The issue for the client is, do you need the “latest and greatest equipment and/or methodology”? For marine acquisition do you need MAZ or WAZ methodology? If you do, be thankful it is available. If not, it represents over design. For an expert and objective discussion of these issues read the books and papers by Gijs Vermeer.

The Technical SpecificationsThe technical specifications, despite their importance, are the bête-noir of acquisition. Learned treatises, papers and meeting presentations consider acquisition design. Very little public discussion of technical specifications is available. Seismic contractors have their internal specifications but generally are loath to disclose them. An instrument engineer is one resource available to clients.

Since the technical specifications concern what constitutes lost data and the percentage of lost data that is acceptable, the seismic processor should be the ultimate decider. For example, it is not the signal-to-noise ratio on the raw records that is important but the signal-to-noise on the final processed data. How seriously does a channel failing a particular test degrade the trace? What tests can be failed and still have acceptable data? The instrument engineer knows the effect of a test failure on the amplitude and phase characteristics of the response but only the seismic processor knows if incorporating such data would do more harm than good.

In the field, the observers have to make the judgment

39ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Вам нужно продлить сезон работ в Арктике...

...мы предоставим Вам DNV’s ICE-1A

Наша ICE-1A ледовая классификация присвоенная Det Norske Veritas в сочетании с двойным корпусом гарантирует, что наши сейсморазведочные суда максимально увеличат сроки работ в Арктике без компромиссов в области техники безопасности. Узнайте, что делает нас особенными; Посетите www.polarcus.com

принудительно устанавливаются “рефери”, то есть, представителями заказчика. Плохие правила оставляют представителей заказчика без средств воздействия на ситуацию.

Расчет разведочных работ“Мантрой” всех сейсморазведочные работ является получение данных, которые удовлетворяют целям исследования по минимальной цене. Очевидно, что данная задача не может быть выполнена в случае нечетко определенных целей разведочных работ. Даже при точно определенных целях разведочных работ расчет получения данных может превышать или недотягивать до программы. Превышение уровня программы означает то, что цели разведочных работ будут достигаться, но затраты на это будут неоправданно высокими. Недотягивание до уровня программы означает то, что данные в лучшем случае будут только частично удовлетворять целям разведочных работ. На рассмотрение заказчику должны представляться два независимых расчета.

С течением времени отрасль сейсморазведки добилась значительного технологического и методологического прогресса. Заказчику необходимо ответить на вопросы: Нужны ли ему “самые последние и передовые оборудование и/или методики”? Нужны ли ему для разведочных работ на акватории методики MAZ или WAZ? Если ответ утвердительный, нужно быть благодарным за то, что они имеются в распоряжении. Если ответ отрицательный, речь в таком случае идет о превышении расчета. Для объективного обсуждения данных вопросов на экспертном уровне необходимо ознакомиться с книгами и публикациями Гийса Фермеера (Gijs Vermeer).

Технические требования и спецификации Технические требования, не смотря на их важность, представляют собой “предмет особой ненависти” в разведочных работах. В изученных договорах, публикациях и презентациях на встречах рассматривается расчет разведочных работ. Публичных обсуждений вопросов, связанных с техническими требованиями, очень мало. У подрядчиков по сейсморазведочным работам имеются свои внутренние требования и спецификации, но, как правило, раскрывают они их кому бы то ни было очень неохотно. Одним, имеющимся в распоряжении у заказчиков ресурсом, является инженер по КИП.

Поскольку технические требования имеют дело с тем, что представляет собой потерянные данные и приемлемый процент потерянных данных, тем, кто принимает окончательное решение, должен быть обработчик сейсмических данных. Например,

whether to record or stand-by in real time. They require numbers for the maximum permissible ambient random noise and how many channels can be above the limit. They need to know what tests to run on the instruments and sensors and what are the tolerances. The instrument engineer has the expertise to advise the client on the tests and tolerances. The seismic processors, given they have at least a sample of the seismic data, know the maximum permissible ambient random noise and how many channels can be above the limit. The recommendations of the seismic processors can then be translated into the numbers required by the observers.

Extensive and Comprehensive Start-up MeetingAn extensive and comprehensive start-up meeting should be conducted after the seismic crew has completely mobilized and just before the parameter testing, Attendees should include the client, client representatives, the instrument engineer if possible, the heads of department from the seismic crew, the party chief, the country manager and the seismic contractor regional HSE and technical gurus if possible. All technical and HSE specifications should be discussed deliberately and thoroughly, and then agreed to as appropriate and doable by all parties.

Parameter Testing – Production TestingTo reduce the expense of parameter testing all relevant data should be analyzed prior to generating an acquisition design. Existing seismic and well data are the most valuable. Clients need to do their homework.

The ultimate parameter testing is production testing. A production test acquires an appropriate interval of fullfold seismic data along a production line and then evaluates the parameters from the fully processed seismic data. The client has either to have the data fully processed on-board or have fast-track seismic processing on shore.

The final concept is that of seismological areas. The optimal values of acquisition parameters for a given seismological area differ from those of adjacent seismological areas. Differences in bathymetry, near-surface and subsurface geology create seismological areas. The larger the program area the more likely there is more than one seismological area. Each seismological area requires a separate parameter and production testing.

Approaches to Seismic – Rational versus Budget-ConstrainedThe principles stated form the basis of rational seismic exploration in which data meeting the exploration objectives is the independent variable and cost the dependent variable. Hopefully the budget for the project is adequate. Cost is the independent variable in the opposite approach, which may be termed budget-constrained seismic or you-get-what-you-get seismic or hope-and-pray seismic.

40 ROGTEC

РАЗВЕДКА


важным является не отношение сигнал-шум по необработанным записям, а отношение сигнал-шум по конечным обработанным данным. Насколько серьезно сбой канала в конкретном тесте ухудшает качество сейсмотрассы? Какие тесты могут давать сбои и при этом все равно выдавать приемлемые данные? Инженер по КИП знает о влиянии сбоев во время тестирования на амплитудные и фазовые характеристики сигналов, но только обработчик сейсмических данных знает – принесет ли включение таких данных вреда больше, чем пользы.

В условиях выполнения работ, операторам сейсмостанции необходимо принимать решение в отношении того, осуществлять ли запись или же бездействовать в реальном времени. Для них требуются значения по максимально допустимому внешнему случайному шуму, и по тому, сколько каналов может превышать установленный предел. Им необходимо знать, какие тесты проводить на контрольно-измерительной аппаратуре и датчиках, и каковы допуска. Инженер по КИП имеет компетенцию для того, чтобы выдавать рекомендации заказчику в отношении тестов и допусков. Обработчики сейсмических данных, при условии того, что у них имеется хотя бы один образец сейсмических данных, знают максимально допустимый внешний случайный шум и то, сколько каналов может превышать установленный предел.

This approach is quite common, in fact probably the more common. Again, one hopes the budget is adequate, otherwise the data will only partially met the exploration objectives or may not meet them at all. One may contemplate the aphorism that the most expensive seismic data is data that fails to meet the exploration objectives.

Health, Safety and the Environment For the HSE professional, marine seismic offers the advantage that Safety is an integral aspect of all marine operations following IMO (International Maritime Organization) regulations as well as IAGC and OGP directives on this subject. All personnel and crew in a boat can only board after following minimum training, which ensures that HSE is part of the marine mind set.

Still, HSE in marine operations is a demanding task. Many sets of regulations must be followed to ensure compliance with “best practices”. One example is MARPOL, the International Convention for the Prevention of Pollution From Ships (1973, modified by the Protocol of 1978). Guidelines and regulations are clearly explained there, so the role of the HSE personnel is to manage a complex system, as opposed to implementing one.

Training and drills are also clearly stated and scheduled. That leaves the HSE personnel the freedom to concentrate on the quality and effectiveness of the training program, as opposed

Разработано с прицелом на будущее - готово к работе уже сегодня

Станьте свидетелем скачка в совершенствовании технологии Посетите веб-сайт www.roxar.com/zector или напишите по адресу [email protected]

Добро пожаловать в новый стандарт по технологии многоступенчатого измерения

EXPLORATION

Таким образом, рекомендации от обработчиков сейсмических данных могут затем переводиться в значения, требуемые для операторов сейсмостанции.

Расширенное и всестороннее первоначальное собраниеПосле того, как полностью мобилизована группа по сейсморазведке и непосредственно перед тестированием параметров, должно проводиться расширенное и всестороннее первоначальное собрание. В состав участников должны входить заказчик, представители заказчика, если возможно - инженер по КИП, руководители подразделений из группы по сейсморазведке, начальник геофизической партии, региональный менеджер и, если возможно, региональные специалисты по охране труда, окружающей среды и технике безопасности и технические специалисты от подрядчика по сейсморазведочным работам. Все технические требования и требования по охране труда, окружающей среды и технике безопасности должны быть специально и тщательно обсуждены, и после этого согласованы, исходя из конкретной необходимости, и должны соблюдаться всеми сторонами.

Тестирование параметров – тестирование в рабочих условияДля снижения затрат на тестирование параметров все соответствующие данные должны быть проанализированы до того, как будет вырабатываться расчет разведочных работ. Существующие сейсморазведочные и скважинные данные представляют наибольшую ценность. Имеется необходимость в том, чтобы заказчиками была проведена соответствующая подготовительная работа.

Окончательным тестированием параметров является тестирование в рабочих условиях. Посредством теста в рабочих условиях обеспечивается получение соответствующего интервала полнократных сейсмических данных вдоль производственного профиля, после чего производится оценка параметров на основе полностью обработанных сейсмических данных. Заказчику необходимо либо обеспечить полную обработку данных на борту судна, либо же произвести скоростную обработку сейсмических данных на берегу.

Заключительная концепция представляет собой концепцию сейсмологических зон. Оптимальные значения параметров сейсморазведки для заданной сейсмологической зоны отличаются от таких параметров соседних сейсмологических зон. Различия в батиметрических характеристиках бассейнов, околоповерхностной и приповерхностной геологии определяют сейсмологические зоны.

to whether these drills are performed (or which ones should).

Still, high seas operations are complex scenarios. In streamer marine jobs, the handling of the heavy equipment poses clear dangers. Proper planning, from fully fledged operations (those that are not routine) to the daily “Tool Box Meetings” must be carried out, and documented. The TBM’s can be used specifically for planning and reviewing procedures, which may have a higher level of risk if the crew begins to see them as routine and “easy”. It is the role of the HSE professional and Heads of Departments to foresee problems that break with this routine and can lead to incidents.

In Ocean Bottom Cable (OBC) jobs, the key issue is the use of several different types of crafts. HSE must ensure that different regulations and levels of seaworthiness mesh together, and that maintenance and safe practices cover all procedures. OBC also calls for land bases, mixing both land aspects with marine. This usually leads to duplicate or “extended” HSE departments.. These must ensure that emergencies in both land and sea are taken care of while not relying on the same personnel and services. The intrinsic spreading of personnel, crafts and equipment over both sea and land make these operations more complex than the Streamer jobs, calling for a more detailed planning of the initial aspects of the operation, as well as the day to day after the job has started.

42 ROGTEC

РАЗВЕДКА


New Discoveries through Integration of Geosciences

Call for PapersDeadline 15 October 2009

www.eage.org

4th Saint Petersburg International Conference & Exhibition

5-8 April 2010International Business Center, Saint Petersburg, Russia

2010

Чем больше зона, охватываемая программой, тем выше вероятность того, что имеется более одной сейсмологической зоны. Для каждой сейсмологической зоны требуется отдельное тестирование параметров и тестирование в рабочих условиях.

Сейсмо-рациональные методы против методов для бюджетных ограниченийУстановленные принципы формируют основу для рациональной сейсморазведки, в которой данные, соответствующие целям сейсморазведки, представляют собой независимую переменную, а затраты – зависимую переменную. Хочется надеяться, что бюджет для проекта является достаточным. Независимой переменной затраты являются в противоположном подходе, который может быть назван бюджетно-ограниченной сейсморазведкой, сейсморазведка “как получается” или сейсморазведка “с надеждами и молитвами”. Такой подход является достаточно распространенным. Опять же, все надеются на то, что бюджет достаточен, в противном случае полученные данные будут только частично соответствовать целям сейсморазведки, или же могут

New Discoveries through Integration of Geosciences

Call for PapersDeadline 15 October 2009

www.eage.org

4th Saint Petersburg International Conference & Exhibition

5-8 April 2010International Business Center, Saint Petersburg, Russia

2010

44 ROGTEC

РАЗВЕДКА


не соответствовать им вообще. Можно вспомнить изречение о том, что наиболее дорогими данными сейсморазведки являются данные, которые не соответствуют целям разведочных работ.

Охрана труда, окружающей среды и техника безопасности Для специалиста по охране труда, окружающей среды и технике безопасности, сейсморазведочные работы на акватории обеспечивают то преимущество, что безопасность является неотъемлемым аспектом всякой деятельности на море в соответствии с положения ИМО (Международная морская организация), а также директивами по этому вопросу от Международной ассоциации геофизических подрядчиков, а также Ассоциации производителей газа и нефти. Весь персонал и команда на корабле могут подняться на борт только после прохождения минимального обучения, что гарантирует, что вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности являются элементом морского менталитета.

Однако, охрана труда, окружающей среды и техника безопасности при выполнении работ на море являются задачами, требующими усилий. Для того, чтобы гарантировать соответствие требованиям по “передовым практическим методам”, необходимо соблюдать множество положений и регламентаций. Одним из примеров является МАРПОЛ, Международная конвенция по предотвращению загрязнения вод с судов (1973 г., измененная посредством Протокола 1978 года). Здесь четко разъяснены нормативы и регламентирующие положения, таким образом, роль персонала по охране труда, окружающей среды и технике безопасности заключается в том, чтобы управлять сложной системой, в отличие от задачи реализации ее требований.

Также четко определены и запланированы по времени обучение и тренинги. Это оставляет для персонала по охране труда, окружающей среды и технике безопасности свободу сконцентрировать свои усилия на качестве и эффективности программы обучения, вместо того, чтобы принимать решение о необходимости проведения таких тренингов (или которые из них должны проводиться).

Однако, работы в открытом море представляют собой сложные сценарии. Во время проведения морских работ на сейсмоприёмной косе обслуживание тяжелого оборудования сопряжено с определенными опасностями. Должно выполняться и документироваться надлежащее планирование,

Д-р Ричард Стокер, доктор философии, магистр точных наук, старший консультант по геолого-геофизическим исследованиям

Пабло Альварес, магистр точных наук, BSAT. Старший консультант по вопросам охраны труда, окружающей среды и техники безопасности

VISION PROJECT SERVICES (UK) LTD., Дорсет, Англия.

Dr. Richard Stocker, PhD, MSc. Senior Geoscience Consultant

Pablo Alvarez, MSc., BSAT. Senior HSE Advisor

VISION PROJECT SERVICES (UK) LTD., Dorset, England.

начиная с развёрнутых работ (тех, которые не относятся к категории повседневных работ) и заканчивая ежедневными “производственными совещаниями”. Такие производственные совещания могут использоваться конкретно для процедур планирования, анализа и контроля, которые могут иметь более высокий уровень риска, если команда начинает относиться к ним как к повседневным “легким”. Именно в задачи специалиста по охране труда, окружающей среды и технике безопасности и руководителей подразделений входит необходимость предусмотреть проблемы, которые возникают при таком “рутинном” отношении и могут привести к несчастным случаям.

При работах на донной сейсморазведочной косе, основным вопросом является использование нескольких различных типов транспорта. Специалист по охране труда, окружающей среды и технике безопасности должен позаботиться о том, чтобы различные нормативные положения и уровни мореходности находились в сочетании, и чтобы техническое обслуживание и техника безопасности охватывали все процедуры. Работы на донной сейсморазведочной косе также требуют наземных баз, когда происходит смешение обоих наземных видов с морским. Это обычно приводит к созданию двойных или “расширенных” подразделений по охране труда, окружающей среды и технике безопасности. Это должно гарантировать то, что чрезвычайные ситуации, как на суше, так и на море, будут оказываться под контролем, не полагаясь на одни и те же персонал и службы. Специфически характерное распределение персонала, транспорта и оборудования, как на море, так и на суше, делают такие работы более сложными, чем работы на сейсмоприёмной косе, требуя более детального планирования изначальных моментов деятельности, также, как и повседневной деятельности, после того, как работы начались.

45ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Organisers:

ITE (London) Tel.: +44 (0)20 7596 5000; Fax:+ 44 (0)20 7596 5106;

Iteca (Almaty) Tel.: +7 (727) 258 34 34; Fax: +7 (727) 258 34 44;

O�cial Support:

Aktau, Kazakhstan

4

Iteca (Aktau) Tel.: +7 (7292) 300316; Fax: +7 (7292) [email protected]

Iteca (Atyrau) Tel.: +7 (7122) 58 60 87/ 58 61 50; Fax: +7 (7122) 58 60 87/ 58 61 [email protected]

Mangystau regionadministration

1st Mangystau RegionalPetroleum

Technology Conference

Grand Nur Plaza Hotel andConvention Center

5

Grand Nur Plaza Hotel and Convention CenterAktau, Kazakhstan

4th Mangystau RegionalOil, Gas & Infrastructure Exhibition

46

IntroductionField development using a combined methods of production and creating a reliable control and regulation systems for production with respect to all producing layers is one of the main aims of the rules and and regulations during field development. Currently, emphasis is placed on the implementation of new technologies, including the use of wells with multi-packer section assembley designed for differential injection in geologicaly unrelated production facilities [1].

Currently existing assembley for dual injection operations (DIS) in wells with three or more layers prevent the determination of liquid flow rate for every layer without the participation of a workover crew. The injection into layers is regulated after a study of the geophysical data and data from the well’s performance over specific period of time.

This article looks at the regulation and control of multilayer fields using the DIS system. The ultimate aim is the transition into an intelligent well sytem which enables the operator to regulate the producing zones in real time, and to ensure different action in a separate area of the oil reservoir.

Basic improvements of multi-packer DIS arrangementsThe desired aim can be achieved through tandem use of the existing DIS, use of control sensors of bottom-hole parameters (pressure p and temperature T) as well as software engineered for the calculation of liquid flow rate’s according to the available data of pressure decreases the “nerve system” of the intelligent structure [2].

ВведениеРазработка месторождений с использованием систем совместной эксплуатации пластов и созданием надежной системы контроля и регулирования процессов выработки запасов по каждому пласту является одним из основных постулатов горного законодательства и регламента на проектирование разработки. Поэтому в настоящее время все большее внимание уделяется технологиям, включающим использование скважин с многопакерно-секционными компоновками, предназначенными для дифференциальной закачки в геологические разнородные эксплуатационные объекты [1].

Существующие на сегодняшний день конструкции компоновок одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) в скважинах, вскрывших три пласта и более, не позволяют определить расход жидкости по каждому пласту без участия бригады капитального ремонта скважин. Закачка по пластам регулируется после изучения геофизических данных и данных по работе скважины за определенный период времени. Основная идея предлагаемой статьи заключается в систематизации регулирования и контроля разработки многопластовых месторождений с использованием систем ОРЗ. Конечная цель заключается в переходе к интеллектуальной скважине, позволяющей регулировать параметры работы пластов в режиме реального времени и обеспечивать дифференцированное воздействие на отдельный интервал или участок нефтяной залежи.

Основные направления совершенствования многопакерных компоновок ОРЗДостичь поставленной цели можно за счет создания тандема существующей технологии

ROGTEC

ДОБЫЧА


В.И. Никишов (ОАО «НК «Роснефть»),

А.И. Маркин, Р.Р. Габдулов (ООО «РН-Юганскнефтегаз»),

П.И. Сливка (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

V. I. Nikishov (OAO “NK “Rosneft”),

A. I. Markin, R. R. Gabdulov (OOO “RN-Yuganskneftegaz”),

P. I. Slivka (OOO “RN-YufaNIPIneft”)

Совершенствование технологииодновременно-раздельной закачкидля многопластовых месторождений

Technology Advances in Dual Injection Systems for Multilayer Fields

47ROGTEC

ОРЗ, использования датчиков контроля забойных параметров (давления р и температуры Т), а также разработки программного обеспечения для расчета расхода жидкости по имеющимся данным перепада давлений, что и является «нервной системой» интеллектуальной структуры [2].

К элементам совершенствования конструкции компоновки ОРЗ относятся (рис. 1) следующие:

1. Изменение конструкции забойного штуцера, позволяющее уменьшить гидравлические сопротивления с целью увеличения его пропускной способности.

2. Определение расхода жидкости, основанное на принципе учета жидкости по перепаду давлений, и, как следствие, создание программного продукта для расчета расхода жидкости для закачки в пласт.

3. Использование системы геофизических датчиков (р, Т) внутри трубки и затрубном пространстве компоновки ОРЗ с передачей информации на поверхность по кабельной линии.

The following points refer to the improved elements of the DIS construction arrangement (fig. 1):

1. Construction modification of the bottom-hole choke which allows the reduction of hydraulic resistance for the purpose of increasing its throughput capacity.

2. Determination of liquid flow rates based on the calculation principle of liquid according to pressure decreases and therefore the creation of a software product for the calculation of liquid flow rate for injection into the layer.

3. Use of geophysical sensor systems (p, T) within the tube and the annular space of the DIS with information transfer to the surface via cable lines

Let us examine one of the main improvement elements of the multi-packer system of the DIS system. As shown in practice the liquid flow rate through an existing choke is limited by the diameter of the axial channel. It is possible to achieve a large flow rate through the choke in order to guarantee the planned pattern of injection capacity by enlarging

ROGTEC

PRODUCTION


Рис. 1. Схемы применяемой (а) и усовершенствованной (б) компоновок ОРЗ

48

the diameter (construction modifications) of the axial channel or reducing the pressure decrease at the existing construction.

Figure 1 shows comparative diagrams of the DIS assembley in use (a) and the improved DIS assembley (b).

For analysis, the comparison of two versions of choke construction with different types of orifice instruments (SU) (table 1) is recommended.

The orifice instruments in the form of Venturi tubes make it possible to increase the throughput capacity of the choke at the expense of a decrease in pressure by overcoming resistance to the fluid stream. It can be accepted that the fractional decrease in pressure is 5 – 20 % for Venturi tubes generally.

In flow motion, longitudinal friction head loss and the overcoming of local resistance are often observed at the same time. The total head loss is calculated as the total loss from these types.

Рассмотрим один из основных элементов совершенствования системы многопакерной системы ОРЗ. Как показывает практика, расход жидкости через штуцер существующей конструкции ограничивается диаметром осевого канала. Добиться большего расхода через штуцер для обеспечения плановых режимов приемистости можно путем увеличения диаметра (изменения конструкции) осевого канала или сокращения потерь давления в существующей конструкции. Рис. 1. Схемы применяемой (а) и усовершенствованной (б) компоновок ОРЗ

Для анализа предлагается сравнить два варианта конструкции штуцера с различными типами сужающих устройств (СУ) (табл. 1).

Сужающее устройство в виде трубки Вентури позволяет увеличить пропускную способность штуцера за счет сокращения потерь давления на преодоление сопротивлений потоку жидкости. Можно принять, что относительная потеря давлеия для трубок Вентури в общем случае составляет 5 - 20 %.

ROGTEC

ДОБЫЧА


Fig. 1. Diagrams of the DIS assembley in use (a) and the improved DIS arrangement (b)

49ROGTEC

Часто при движении жидкости одновременно наблюдаются потери напора на трение по длине и преодоление местных сопротивлений. Полная потеря напора определяется как арифметическая сумма потерь этих видов.

Гидравлический расчет приведен для штуцеров существующей конструкции (в виде суженного канала) и в виде трубки Вентури. Из-за малых размеров и больших скоростей потока жидкости в расчетах можно принять следующие допущения:

» существующий штуцер представляет собой диафрагму шириной, равной длине суженной части канала;

» потери давления на трение равны нулю.

Согласно теории течения жидкостей через насадки средняя скорость потока в месте его сужения повышается, а статическое давление становится меньше статического давления до диафрагмы/трубки Вентури. Разность давлений (перепад давлений) тем больше, чем больше расход среды, и, следовательно, она может служить мерой расхода [3-5]. В табл. 2 представлен алгоритм методологии расчета штуцера по перепаду давлений.

The hydraulic calculation is presented for chokes of the existing construction (in the form of a restricted channel) and in the form of Venturi tubes. Due to small sizes and high speed of the liquid stream the following assumptions can be added to the calculations:

» the existing choke represents an orifice plate of a wide part of the channel restricted evenly along its length;

» the friction pressure loss is equal to zero.

The theory about the liquid flow through nozzles assumes that the average speed of the stream increases together with its restriction and the static pressure becomes less than the static pressure before the orifice plates/Venturi tubes. The pressure difference (differential pressure) becomes higher if the flow environment increases.

So it can serve as flow measure [3-5]. Table 2 shows the methodology algorithm of the choke at differential pressure.

The use of the choke in DIS assembley is limited by the size of the flow area of 9.5 mm. The use of orifice instruments in the form of Venturi tubes under the same conditions makes it possible to increase the liquid flow rate through the choke up to 39%. Table 3 shows a comparative calculation for two types of choke.

ROGTEC

PRODUCTION


Тип СУSU type

ПреимуществаAdvantages

НедостаткиDisadvantages

Диафрагма 1. Простота в изготовлении и монтаже, может применяться в широком диапазоне чисел Re.2. Устанавливают на измерительной трубе внутренним диаметром от 0,05 до 1 м.3. Неопределенность коэффициента истечения диафрагм меньше, чем у других СУ.4. Наличие небольшого содержания конденсата практически не влияет на коэффициент истечения

1. В процессе эксплуатации неизбежно притупление входной кромки диафрагмы, что приводит к дополнительной прогрессирующей неопределенности коэффициента истечения, которая может быть существенной для диафрагм, устанавливаемых в трубопроводах диаметром менее 0,1м.2. Потери давления на диафрагмах выше, чем на других СУ

Orifice plate 1. Simplicity in fabrication and assembly, it may be adjusted to wide- ranging Re numbers2. To be installed in the measuring pipe with an internal diameter from 0.05 to 1 m.3. Indeterminateness of the discharge coefficient of orifice plates is smaller than the discharge coefficient of other SU.4. The presence of low condensate yield does practically not influence the discharge coefficient

1. The blunting of the entry wedge of orifice plate is necessary during the exploitation process. This leads to additional progressive indeterminateness of the discharge coefficient which can be essential for orifice plates set in pipelines with a diameter of less than 0.1 m.2. The decrease in pressure is higher at orifice plates than at other SU.

ТрубкаВентури

1. Стабильные характеристики при длительной эксплуатации.2. Потери давления значительно меньше, чем на диафрагме и сопле, а в некоторых случаях и сопле Вентури.3. Требуются короткие прямолинейные участки измерительной трубы.4. В проточной части отсутствуют застойные зоны, где могут скапливаться осадки

Сложность изготовления и большие размеры

Venturi tube 1. Stable behaviour in case of long-term usage.2. The decrease in pressure is far less than at the orifice plate and throat and in some cases Venturi throat as well.3. Short, straight sections of measuring pipe are required.4. There are no dead zones in the flow tube where deposits can gather

Complexity of manufacturing and large sizes

50

Employing the trail-and-error method of number values, i.e. changing the diameter of the existing choke it is easy to calculate the equivalent diameter (11.56 mm) of the restrictive channel which would guarantee a liquid flow rate of 659.28 m3/day. The result of the calculations is the dependence of the liquid flow rate on the differential pressure for two versions of choke.

Использование штуцера в компоновках ОРЗ ограничивается размерами проходного сечения 9,5 мм. Использование сужающего устройства в виде трубки Вентури при всех равных условиях позволяет увеличить расход жидкости через штуцер до 39 %. В табл. 3 представлен сравнительный расчет двух вариантов штуцера.

ROGTEC

ДОБЫЧА


Parameter to be calculated

Type of choke

Orifice plate

Coefficients and

Venturi tube with a treated inlet conical section

Diameter of bore

Internal diameter of the measuring pipe

Relative diameter of bore

Speed coefficient of entry

Coefficient of correction

Coefficient of expansion

Reynolds number

Discharge coefficient

Coefficient of correction

Flow environment

Depends on the number, and Depends on the number and

Рассчитываемый параметр

Вид штуцера

Диафрагма

Коэффициенты и

Трубка Вентури с обработаннойвходной конической частью

Диаметр отверстия

Внутренний диаметр измерительной трубы

Относительный диаметр отверстия

Коэффициент скорости входа

Поправочный коэффициент

Коэффициент расширения

Число Рейнольдса

Коэффициент истечения

Поправочный коэффициент

Расход среды

Таблица 2 - Table 2

51ROGTEC

Используя метод подбора числовых значений, т.е. изменяя диаметр существующего штуцера, несложно рассчитать эквивалентный диаметр (11,65 мм) сужающего канала, который бы обеспечивал расход жидкости 659,28 м3/сут. Итогом расчетов являются зависимости расхода жидкости от перепада давления для двух вариантов штуцера.

Как видно из рис. 2, штуцер в виде трубки Вентури имеет более высокую пропускную способность по сравнению с используемыми штуцерами. Для упрощения определения расхода жидкости для различных диаметров штуцера и значений перепада давления применяются палетки, представленные на рис. 3. Пропускная способность штуцера практически не зависит от материала изготовления сужающего устройства и измерительной трубы и во многом определяется лишь чистотой обработки поверхности, износостойкими и коррозионными характеристиками материалов.Частным случаем альтернативного решения увеличения пропускной способности для Приобского месторождения является использование хвостовика без скважинных камер и заглушки. Однако данное решение противоречит стандарту предприятия по техническому требованию к организации ОРЗ воды на Приобском месторождении в нагнетательные скважины, вскрывшие несколько объектов (№ П1- 01 С-034 ЮЛ-99), согласного которому после первого

Figure 2 shows that the choke in the form of Venturi tubes has a higher throughput capacity in comparison to the chokes in use. The charts shown in figure 3 are used, for the sake of simplicity, to determine the liquid flow rate for different choke diameters and the differential pressure value. The throughput capacity of the choke is practically unaffected by the production material of the orifice instruments and measuring pipe and depends largely just on the surface finish characteristics, wear-

ROGTEC

PRODUCTION


Таблица 3 - Table 3

Расчетный параметрВид штуцера

Трубки Вентури СУ в виде диафрагмыЧисло Re

Коэффициент истечения

Расход жидкости, м3/сут

Скорость потока, м/с

Потери на штуцере, м3/сут

1213964 744532

1,0000 0,6503

659,28 404,34

107,65 66,02

254,94

Calculated parameterType of choke

Venturi tubes SU in the form of orifice plate

Re number

Discharge coefficient

Liquid flow rate, m3/day

Stream speed, m/s

Loss in the choke, m3/day

1213964 744532

1,0000 0,6503

659,28 404,34

107,65 66,02

254,94

52

спуска и установки в скважину оборудования для раздельной закачки воды должны быть проведены следующие тесты:

1) опрессовка колонны НКТ;

2) контроль надежности работы пакеров с точки зрения отсутствия перетоков жидкости;

3) регулировочные работы для обеспечения плановых режимов приемистости с проведением геофизических исследований.

Другой важной составляющей потерь давления в конструкции штуцера является наличие местных сопротивлений, возникающих в зонах изменения сечения трубы или направления движения потока жидкости. Эти потери зависят от средней скорости и размеров поперечного сечения струи жидкости, формы и размеров преграды, ее расположения по отношению к струе.

Учитывая постоянство массы расхода жидкости и пренебрегая гидравлическими сопротивлениями на трение, для определения местных потерь можно

ROGTEC

ДОБЫЧА


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

dP=100 dP=90 dP=80 dP=70 dP=60

dP=40 dP=30 dP=20 dP=10 dP=5dP=50

9.5мм

Диаметр СУ, мм Diameter SU, mm

Рас

ход

, м3 /

сут

Flo

w r

ate,

m3 /

day

659м3/сут

659 m3/day

атм - atm

Рис. 3. Палетки для определения расхода жидкости через штуцер в виде трубки Вентури (диаметр измерительной трубы – 20 мм; материал СУ и измерительной трубы – 40Х)

Fig. 3. Charts to determine the liquid flow rate through the choke in the form of Venturi tubes (measuring pipe diameter – 20 mm; material of SU and the measuring pipe – 40X)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

y = 82.5 x 0.5

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

y = 58.0 x 0.46

Перепад давления dP, атм Differential pressure dP, atm

Рас

ход

жи

дко

сти

Q, м

3 /су

т

Liqu

id fl

ow r

ate

Q, m

3 /da

y

f(dP)=Q для трубки Вентуриf(dP)=Q for Venturi tubes

f(dP)=Q для диафрагмыf(dP)=Q for orifice plate

Степенной (f(dP)=Q для диафрагмы)Steady (f(dP)=Q for orifice plate)

Степенной (f(dP)=Q для трубки Вентури)Steady (f(dP)=Q for Venturi tubes)

Рис. 2. Зависимость расхода жидкости от перепада давления для трубки Вентури (1) и диафрагмы (2) Fig. 2. Dependence of the liquid flow rate on the differential pressure for Venturi tubes (1) and orifice plates (2)

53ROGTEC

использовать формулу Вейсбаха [6-7]

где – местные потери давления; P – плотность жидкости; V – средняя скорость (как правило, после прохода через местное сопротивление).

Найденные теоретические значения коэффициентов местных сопротивлений для ряда случаев (внезапное сужение, диафрагма и др.) вполне соответсвуют опытным данным.

С целью адаптации методики расчета штуцера 22.06.08 г. в скв. 6295 Приобского месторождения были установлены автономные датчики давления в компоновках ОРЗ, позволяющие регистрировать давления в затрубном пространстве (между эксплуатационной колонной и компоновкой ОРЗ). Давление в трубках (до входа в штуцер) и фактический расход определяли по данным промысловогеофизических исследований. Для полной адаптации методологии расчета необходима статистика исследований на различных режимах.

Наибольшие сопротивления отмечаются в случае резкого изменения направления потока жидкости. При использовании штуцера, где жидкость после выхода из сужающего устройства резко меняет направление движения на 90°, потери давления составляют 6,29 МПа, тогда как при выходе под углом 45° давление снижается практически в 3 раза. В результате были предложены небольшие изменения в конструкции штуцера, в частности, изменились направления входа и выхода жидкости из штуцера (рис. 4).

Корпус 1 регулирующего устройства соединяется с захватной головкой 2 и хвостовиком 3. Хвостовик 3 содержит цангу 4. Захватная головка 2 и хвостовик 3 имеют уплотнительные элементы 5. Регулирующее устройство содержит гидравлические каналы, при этом осевые каналы 6–8 соединены с боковыми каналами 9–11: в хвостовике – осевой канал 6 и боковой 9, в корпусе – соответственно 7 и 10, в головке –соответственно канал 8 и 11.

Под уплотнительными элементами и цангой имеется осевой канал, который по объективным причинам имеет сужения 12, 13. Это связано с тем, что на корпусе необходимо иметь место-паз с некоторой глубиной для закрепления манжет 5 и упорного кольца цанги 4.

Для уменьшения сопротивления от сужения и увеличения его пропускной способности на

resistance and corrosion behaviour of the materials. An alternative solution for the increasing of throughput capacity for the Priobskoye field is often the use of an extension pipe without a borehole chamber and cap. However, this solution is in conflict with the company specification concerning the engineering requirements for the DIS arrangements in connection of water at the Priobskoye field in the injection wells, which uncovered several sites (No. P1-01 S-034 JuL-99), according to which the following tests must be carried out after the first running-in and installation of equipment in the well for separate water injection:

1) pressure test of the oilwell tubing columns;

2) reliability check of the performance of packers in terms of lack of fluid crossflow;

3) regulation operations with a view to ensuring the planned injection conditions including the performance of geophysical studies.

Another important constituent of pressure loss in the construction of choke is the presence of local resistance occurring in zones where the tube section or travelling direction of the liquid stream changes. This loss depends on the average speed and the cross-sectional dimensions of the fluid jet, the form and size of the barrier, and its position in relation to the fluid jet.Taking into account the consistency of mass of the liquid flow rate and ignoring the friction hydraulic resistance the Weisbach formula can be used for the determination of local loss [6-7]

where – local pressure loss; p – fluid density; v – average speed (as a rule after the pass-through through the local resistance).

In a number of cases (sudden contraction, orifice plate, etc.), the determined theoretical coefficient values of local resistance correspond to the test data completely.

In order to adapt the calculation procedure of the flow bean, autonomous pressure sensors in the DIS assembley which make it possible to register pressure in annular space (between the production string and the DIS arrangement) were installed in the well 6295 of the Priobskoye field on 22 June 2008. The pressure in the tubes (before entry into the choke) and the actual flow were determined according to the field geophysical survey. In order to completely adapt the calculation methodology it is necessary to have the survey statistics relating to different conditions.

The largest resistance becomes evident in the case of a peg-leg in the liquid stream. When using the choke,

ROGTEC

PRODUCTION


54

where the liquid abruptly changes direction by 90° after having left the orifice instruments, the pressure decrease is 6.29 MPa, followed by a 3 x decrease in pressure decreases 3 times, similar to an exit of 45 degrees an angle of 45°. As a result small changes to the construction of the choke were recommended; in particular the directions of the liquid’s entry into and exit out of the choke have been changed (fig. 4).

Body 1 of the regulating device is connected to the gripping head 2 and the tail 3. The tail 3 contains a gas lens 4. The gripping head 2 and tail 3 have sealing elements 5. The regulating device contains fluid passages; in addition, axial channels 6-8 are connected to side channels 9-11: in the tail are the axial channel 6 and the side channel 9, in the body are the channels 7 and 10 and in the head the channels 8 and 11 correspondingly

Under the sealing elements and the gas lens is an axial channel which has restrictions 12 and 13 for objective reasons. This is related to the fact that it is necessary to have a groove deep enough for the fastening of sealing rings 5 and a cementing collar of the gas lens 4.

For the reduction of resistance from restriction and the increasing of its throughput capacity at the entry of restrictions 14 and 16 and exit of the restrictions 15 and 17, bevelled flowing walls 14-17 are installed which make it possible to minimise the internal hydraulic resistance, which increases the throughput capacity, reduces the choke effect as well as the running time, and reduces significant corrosion in the restriction zone.

The use of the recommended choke construction under the same conditions makes it possible to increase the liquid flow rate through the choke to 30-35% at the expense of loss reduction by overcoming the hydraulic resistance.

Another improvement measure for the DIS arrangement is data acquisition from geophysical sensors on a real-time basis (see fig. 1). This project was initiated within the scope of the established working group Systems of New Technologies in the OAO HK “Rosneft”. The DIS technology introduced in two layers and more than one well and with one downhole machine is unique in domestic and foreign oilfield practice. This work is carried out in wells with an internal diameter of the production string of 146 mm. The whole downhole machine is drained in one run.

First stage DIS operations are currently being carried out on the Priobskoye field in the wells 8709/2016 and 7730/201a at OOO “RN-Yuganskneftegaz”.

входе к сужению 14, 16 и выходе от сужения 15, 17 устанавливают конусные воронки 14–17, которые позволяют минимизировать внутренние гидравлические сопротивления, что увеличивает пропускную способность, снижает штуцирующий эффект, а также длительность работы, уменьшает значительный размыв в зоне сужения.

Использование предложенной конструкции штуцера при всех равных условиях позволяет увеличить расход жидкости через штуцер на 30-

ROGTEC

ДОБЫЧА


Изменения в существующей конструкции штуцераChanges to the existing construction of choke

Рис. 4. Конструкция двухстороннего штуцера с учетом внесенных доработок

Fig. 4. Construction of a double-sided choke taking into consideration the integrated rework

35 % за счет сокращения потерь на преодоление гидравлических сопротивлений.

Другим направлением совершенствования компоновки ОРЗ является получение данных c геофизических датчиков в режиме реального времени (см. рис. 1). Данный проект в 2008 г. инициирован в рамках созданной рабочей группы Системы Новых Технологий в ОАО НК «Роснефть». Внедряемые технологии ОРЗ на два пласта и более одной скважиной и с одним внутрискважинным оборудованием в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике аналога не имеют. Данные работы проводятся в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 146 мм. Все внутрискважинное оборудование спущено за одну спускоподъемную операцию.

В настоящее время в ООО «РН-Юганскнефтегаз» проводятся работы по первому этапу ОРЗ на Приобском месторождении в скв. 8709/201б и 7730/201а. Основные задачи, которые будут решены в ходе выполнения работ: спуск многопакерной компоновки с датчиками (р, Т) за одну спускоподъемную операцию; получение

The main tasks which will be decided during the performance of work are: lowering of the multi-packer section arrangement with sensors (p, T) in one run; acquisition of geophysical data (p, T) on a real-time basis; checking of the reliability of the entire system; detection and prevention of risks; transition to the final stage of “intellectualisation” of DIS (fig. 5).

The stage-by-stage approach of the operations is defined by the complexity of the operations to be carried out and the degree of intellectualisation of the well.

Conclusion1. The current development state, of the majority of multilayer fields, is characterised by the ever-increasing demand for the use of technologies which make it possible to maintain a separate account of products to be lifted and to be injected.

2. The improvement of the DIS technology is based on tandem use of the existing technologies for geophysical control of the layers parameters and the mathematical devices for calculating the hydrodynamic processes taking place at the boundary of the well – layer.

PRODUCTION

its-energyservices.com

UK, USA, Venezuela, Trinidad, Mexico, Peru, Egypt, Dubai (Middle East)India, Pakistan, China, Singapore (Asia-Pacific), Kazakhstan

Kazakhstan Branch Office of International Tubular Services Limited130000, Mangystau Oblast, Aktau, Promzon, Base Vira, Republic of Kazakhstan

Tel: +7 7292 [email protected]

геофизических данных (р, Т) в режиме реального времени; проверка надежности системы в целом; выявление и предотвращение рисков; переход к завершающему этапу «интеллектуализации» ОРЗ (рис. 5).

Этапность работ определяется сложностью выполняемых работ и степенью интеллектуализации скважины.

Заключение1. Современное состояние разработки большинства многопластовых месторождений характеризуется все возрастающей потребностью в использовании технологий, позволяющих вести раздельный учет добываемой и закачиваемой продукции.

3. The changes to the existing arrangement must relate to all elements of the DIS System. At OOO “RN-Yuganskneftegaz”, in association with OOO NPO “Novye Heftyanye Tekhnologii”, a choke was developed which makes it possible to increase the flow rate by 30-35% in comparison to the chokes used today.

4. A methodology for calculating the liquid flow rates according to the differential pressure is being developed jointly. It is planned to develop a software product, based upon the results of the collection of statistical data, which makes it possible to carry out operational supervision of the choke operation without the involvement of geophysics.

5. At the moment operations are being carried out in the wells of the Priobskoye field. The performance of

56 ROGTEC

ДОБЫЧА


GPRS связь, радиомодем

connection, wireless modem

сид

Система сбора и мониторинга Collection and monitoring system

База накопительных данных Р, ТBase of accumulative data Р, Т

Полученные значения параметров при спуске компоновки на скважине 8709/201аReceived parameter values when lowering the arrangements in the well 8709/201а

Ртр =174.5атм

Р(АС10 ) =175.8атм

Р(АС11) =181.3атм

Р(АС12) =189.8атм

Рис. 5. Схема передачи данныхFig. 5. Transmitted-data circuit

2. Совершенствование технологии ОРЗ основывается на создании тандема существующих технологий геофизического контроля параметров пластов и математических приемов расчета гидродинамических процессов, происходящих на границе скважина – пласт.

3. Изменения в существующей компоновке должны коснуться всех элементов системы ОРЗ. В ООО «РН-Юганскнефтегаз» совместно с ООО НПО «Новые Нефтяные Технологии» разработан штуцер, позволяющий на 30-35 % увеличить расход жидкости по сравнению с ныне используемыми штуцерами.

4. Совместно разрабатывается методология расчета расхода жидкости по перепаду давления. По результатам набора статистического материала планируется создание программного продукта, позволяющего вести оперативный контроль работы скважины без привлечения геофизики.

5. В настоящее время осуществляются работы в скважинах Приобского месторождения. Выполнение работ по совершенствованию технологии ОРЗ разделены на этапы, которые определяются сложностью выполняемых работ и степенью интеллектуализации скважины.

57ROGTEC

operations concerning the technological advancement of DIS is divided into stages which are defined by the complexity of operations to be carried out and the degree of intellectualisation of the well.

6. An assessment must be made on economic efficiency during implementation of the improved DIS arrangement, on the basis of the whole “life” cycle of the well. However, the main effect of the project is linked to an increase of oil recovery at the expense of isolating zones or intervals with severe water breakthroughs.

7. The improvement of the DIS technology is a relatively recent trend both in Russia and abroad (in our situation in columns of 146 mm) due to lack of experience in the use of the technology under real conditions. Therefore a more in-depth approach is necessary for this direction in order for it to become an effective instrument for the controlling of water flooding in multilayer fields. OOO “RN-Yuganskneftegaz” is preparing for an adaptation of technology for two layer wells (“annular tube”) which will make it possible to maintain accounts of injected liquid directly from the well collar.

8. The improvement of DIS technology is one step in the development of the intellectualisation of oil

ROGTEC

PRODUCTION


production and differentiated water injection into unrelated geological zones. Rosneft is currently working on this at the moment.

List of references1. Leonov V.A., Sharifov M.Z., Garinov O.M. ORRNEO Technology (Single Commingle Development of Several Production Zones) Introduction Experience on Oil Fields in Western Siberia/OOO NII “SibGeoTech”// SPE-1043382. Lukyanov E.E., Kayurov K.N. Operation intellectualisation of injection and exploitation wells when using multi-packer arrangements for simultaneous injection and exploitation on multilayer wells//Karotazhnik. 2005. – No. 5. – p. 270-275.

3. GOST 8.586.1-2005 (ISO 5167-1:2003). Measurement of liquids and gases flow rate and quantity by means of orifice instruments. Part 1.



6. Rabinovich E.Z., Evgenyevich A.E., Hydraulics: 3rd ed. revised and amended. M.: Nedra, 1987. – 224 p.

7. Altshul A.D. Hydraulic resistance: 2nd ed. revised and amended. M.: Nedra, 1982. – 224 p.

This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO NK Rosneft, No.4, 2008, pp. 36-41; ISSN 2074-2339) and won the second prize in the 2008 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

58 ROGTEC

ДОБЫЧА


6. Об экономической эффективности внедрения усовершенствованной компоновки ОРЗ следует судить исходя из всего «жизненного» цикла скважи- ны. Однако основной эффект проекта сопряжен с повышением коэффициента извлечения нефти за счет изоляции обводненных зон или интервалов с резкими прорывами воды.

7. Совершенствование технологии ОРЗ представляет собой относительно новое направление, как в России, так и зарубежом (в нашем случае на 146-мм колоннах) из-за отсутствия опыта использования технологии в реальных условиях. Поэтому к данному направлению необходим более углубленный подход для получения эффективного инструмента по управлению заводнением на многопластовых месторождениях. В ООО «РН-Юганскнефтегаз» готовится к внедрению технология для двухпластовых скважин («труба в трубе»), позволяющая вести учет закачиваемой жидкости непосредственно с устья.

8. Совершенствование технологии ОРЗ является одной из ступеней развития интеллектуализации добычи нефти и дифференцированной закачки воды в разнородные геологические объекты. Этим в настоящее время занимается компания «Роснефть».

Список литературы1. Леонов В.А., Шарифов М.З., Гарипов О.М. Опыт внедрения ОРРНЭО (одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов) на месторождениях Западной Сибири/ООО НИИ «СибГеоТех»//SPE-104338.

2. Лукьянов Э.Е., Каюров К.Н. Интеллектуализация работы нагнетательных и добывающих скважин при использовании многопакерных компоновок для одновременной закачки и эксплуатации на многопластовых скважинах//Каротажник. – 2005. – № 5. – С. 270-275.

3. ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003). Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1.

4. ГОСТ 8.586.2-2005 (ИСО 5167-2:2003). Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2.

5. ГОСТ 8.586.4-2005 (ИСО 5167-4:2003). Измерение расхода и количества жидкостей

и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 4.

6. Рабинович Е.З., Евгеньев А.Е. Гидравлика: 3-е изд., перераб. И доп. – М.: Недра, 1987. – 224с.

7. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления: 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра, 1982. – 224с.

59ROGTECROGTEC

PRODUCTION


60

What is the current condition of the data storage and retrieval sector in Russia? What changes are required?

David Sullivan: The storage and retrieval sector in Russia is still characterised by warehouse style storage spread across this vast nation. Over time, some organisations have transcribed the original format data into more modern and durable media (3590, 3592, LTO-4 etc.) and scanned sections and film to produce digital archives. Other organisations have created automated near-line and on-line data management systems. Russia, like its competitors, needs to move to contemporary data storage and retrieval sector focused on smaller data centres, using modern media, on-line storage and with the focus on quality and availability. More controversially, once the data is converted to the new systems and quality assured the original format data should be destroyed.

Alexander Yakovlev: Due to significant IT budget cuts and restrictions, the sales of large solutions and high-end class disk arrays dropped down in the first quarter. Resources were reallocated and some projects that initially

Какова сегодня ситуация в секторе хранения и поиска данных в России? Какие изменения необходимы?

Дэвид Салливан: В России, как, и в остальной части мира, разведочные и промысловые данные традиционно хранились на оригинальных носителях – в условиях хранилища. Со временем некоторые организации переписали данные в оригинальном формате в более современные форматы, обеспечивающие длительный срок службы (3590, 3592, LTO-4 и т. п.) и отсканировали монтажи сейсмограмм и пленки для создания цифровых архивов. Некоторые организации создали автоматизированные системы управления данными постоянной (или близкой к постоянной) готовности. Россия, так же, как и ее конкуренты, нуждается в том, чтобы перейти на уровень современного хранения и поиска данных, когда эти функции сосредотачиваются в рамках имеющих меньшие размеры центров сбора данных, использующих современные носители, запоминающие устройства, работающие с

ROGTEC

ИТ


Сбор и хранение электронных данных в России:ROGTEC обсуждает показательный рост данных по добыче и разведке с лидерами промышленности

Data Storage and Retrieval in Russia;ROGTEC Talks Exponential E&P Data Growth with the Industry Leaders

Директор-распорядитель компании Geotrace Data Integration Services Ltd

Managing Director of Geotrace Data Integration Services Ltd

Дэвид Салливан

David Sullivan

Александр Яковлев

Alexander Yakovlev

Владимир Зыков

Vladimir Zykov

Томас Нил Келлер

Thomas N. Keller

Менеджер по маркетингу продукции RISC/UNIX серверы и системы хранения Fujitsu Technology Services

Product ManagerRISC/UNIX servers and storageFujitsu Technology Services

Ведущий специалист по продажам систем хранения,HP Россия.

Product Sales Specialist StorageWorks Division, HP Russia

Генеральный директор

President of Iron Mountain in Russia

61ROGTEC

центральным процессором, когда внимание сосредотачивается на качестве и доступности данных. Более спорной выглядит идея о том, что после того, как данные преобразованы в новые системы и качество гарантировано, данные в оригинальном формате должны быть уничтожены.

Александр Яковлев: Из-за существенных сокращений и ограничений ИТ-бюджетов прежде всего сократились продажи больших решений и дисковых массивов класса High-end. Произошло определенное перераспределение, и часть проектов, которые изначально планировались как проекты High-end, были реализованы на системах среднего уровня. Поскольку темпы роста хранимых данных остался на докризисном уровне, то количество продаваемых дисковых массивов в сегментах среднего уровня изменилось незначительно, а в сегменте SMB даже увеличилось. Это можно объяснить с одной стороны сокращением бюджетов, а с другой стороны существенным увеличением производительности и функциональности массивов сегмента SMB. Например, в наших недавно анонсированных дисковых хранилищах начального уровня применяется ряд аппаратных решений, которые ранее были доступны исключительно в массивах среднего и high-end сегментов.

Владимир Зыков: В основном в компаниях внедряются Low-end и Mid-Range решения. В отдельных региональных центрах и крупных научно-исследовательских институтах заметен переход от семейств Low-end и Mid-Range к старшим моделям Mid-Range и Hi-End, внедрение новых технологий, специализированных систем хранения, иерархических моделей хранения. Это правильный путь и отрасль в целом идет в ногу с последними веяниями в индустрии систем хранения.

Томас Нил Келлер: Текущая ситуации с хранением данных по нефтяной и газовой энергетике характеризуется большой фрагментарностью и децентрализацией. Имеются значительные объемы данных по энергетике (с огромной стоимостью замещения и дорогостоящим коммерческим использованием), которые хранятся ненадлежащим образом, слабо каталогизированы и не имеют резервных копий или замены. Короче говоря, у большинства крупных энергетических компаний не имеется централизованной политики в отношении хранения ключевых данных и системы предоставления прав на доступ к ним. Такие данные в основном находятся у субподрядчиков и провайдеров на контракте

В регионе наблюдается экспоненциальный рост объемов данных по всем секторам, имеется ли риск того, что будущие ценные ресурсы данных

were planned as high-end projects were downgraded to middle class systems. Data growth rates have remained the same as before the downturn, and as such sales of disk arrays in the middle class segment did not change much, and indeed even grew in SMB sector. This can be explained one hand by budget cuts, and on the other hand by significant performance and functionality enhancements of SMB disk arrays. For example, in our recently announced entry-level disk storage there are a number of hardware solutions that were previously available only in middle - and high-end segments.

Vladimir Zykov: For the most part Oil&Gas companies buy Low-end and Mid-range systems. There are some transitions to higher level Mid-Range and Hi-end models in some of the regional centers and large research facilities, accompanied by new technologies, specialized storage systems and hierarchical storage. All in all O&G is pretty much in line with current trends in storage industry.

Thomas N. Keller:: Present conditions of oil and gas energy data storage are very fragmented and de centralized. There are significant amounts of energy data (with huge replacement cost and valuable commercial application) which is improperly stored, poorly catalogued, and has no back up or replacement. In short, most major energy companies do not have a centralized policy for storage of key data and an authorization system for its retrieval. It’s mostly held with subcontractors and contracted providers.

The region is seeing exponential data growth across all sectors, is there a risk that future valuable data assets will be lost because of inadequate storage capacity?

David Sullivan: Russia has always placed great emphasis on the national interest value of exploration and production data. However, here, as in all other oil provinces, valuable data assets are regularly lost because of inadequate storage capacity (and techniques). The near exponential growth of E&P data in the Russian Federation will mean that more modern storage conditions, together with more technically advanced and effective data management techniques, will be mandated. Availability of appropriate quality assured data to the exploration community will be a key factor for success in the ongoing development of the Russian oil and gas business. Certainly, modern 3D surveys create much more data by volume. But these surveys use advanced, more durable media. The cost of the survey means that the client tends to take care of this valuable purchase (at least in post stack form). However, most of our knowledge of the world’s hydrocarbon bearing rocks, by area and most of our understanding of the history of our oil and gas fields comes from 2D seismic surveys, traditional well data, maps and historical reports. This will be the case for many years. These are the invaluable data sources whose value is constantly denuded by inadequate data

ROGTEC

IT


management - both in terms of the physical condition of the media and availability of the data.

Alexander Yakovlev: Even with a cut in IT budgets, a skilful management should be able to avoid the loss of critical data. On the one hand, a number of solutions for information life-cycle management and managed services, and on the other the use of cutting edge storage technologies that allow the user to store substantial volumes of information a cheaper cost. A good example of this are Nearline SAS (NL-SAS) hard drives, that give big advantages in performance and reliability of SAS interfaces and in the near future will have a capacity of 2 TB.

Vladimir Zykov: If the storage systems implementation lifecycle in companies is reduced from the current 10-12 months to 5-6 months, taking into account the arrival of new storage technologies along with bigger disk drive capacities there should be no such risks. HP already provides several storage solutions to the Russian market which combine low cost with high performance and storage volumes. Also, implementation of the Hi-End storage systems will allow for capacity reserves for some of the customers tasks.

Thomas N. Keller: Yes there is a large risk of this but we feel many of the companies are beginning to realize this and develop solutions to handle this. However, most companies have yet to make the key distinction between key “live” data and important historical data (the key difference being access speeds, and authorization levels). In many cases they are over engineering solutions which are costly and unnecessary

With large legacy systems existing in Russia, is there an urgency to modernise the solutions the operators are using?

David Sullivan: At first glance, it is much less expensive and requires far fewer resources just to preserve the status quo. To progress we need to adapt and to innovate. The large legacy systems need to be consolidated into small units with modern media and high levels of accessibility. Unfortunately, data management is often regarded as an expense rather than an opportunity. Conventional accounting techniques show only what we have spent on the storage, rent, utilities, transport etc. No account is taken of the opportunity cost of the delay in producing hydrocarbons resulting from inadequate data management. Replacing a traditional warehouse-based system with a modern and effective data management regime provides oil and gas companies with an effective, strategic tool at the core of their business. Therefore, there is a compelling and urgent need to modernise the solutions in use by Russian operators.

Alexander Yakovlev: If we compare, for example, with western markets, Russia does not have so many inherited

будут потеряны из-за недостаточных ёмкостей запоминающих устройств?

Дэвид Салливан: В России всегда делался большой упор на ценность данных по разведке и добыче с точки зрения национальных интересов. Однако, такие сравнения являются относительными, и здесь, также, как и во всех других нефтеносных провинциях, происходит регулярная потеря ценных ресурсов данных из-за недостаточных мощностей средств хранения (и неадекватных методов). Идущий экспоненциальный рост объемов данных по разведке и добыче в Российской Федерации будет означать то, что будет требоваться создание более современных условий хранения вместе с более продвинутыми в техническом смысле и эффективными методами управления данными. Доступность данных с гарантированным надлежащим качеством для сообщества поисково-разведочных работ будет ключевым фактором, обеспечивающим успешное постоянное развитие нефтегазового бизнеса в России. Конечно, современная трехмерная сейсмосъемка выдает значительно больший объем данных. Но в таких работах используются передовые, более стойкие носители. Имеющие место затраты на разведочные работы означают то, что заказчик будет стремиться бережно относиться к такой дорогостоящей покупке (по крайней мере, в форме после суммирования). Однако, большая часть наших познаний по углеводородосодержащим породам по всему миру, по областям и большая часть нашего понимания истории наших нефтегазовых месторождений основываются на двухмерных сейсмометрических исследованиях, традиционных скважинных данных, картах и статистических сообщениях. И так дела будут обстоять еще долгие годы. И они являются бесценным источником данных, чье значение постоянно возрастает из-за неадекватного управления данными – как с точки зрения физического состояния носителей, так и с точки зрения доступности данных.

Александр Яковлев: При грамотном управлении даже сильно урезанным ИТ-бюджетом сегодня есть все шансы избежать такого драматического развития ситуации. С одной стороны, это ряд решений по управлению жизненным циклом информации и управляемых сервисов, с другой – собственно использование последних технологий хранения, которые позволяют хранить существенно большие объемы данных за существенно меньшие деньги. Сюда можно отнести например использование жестких дисков Nearline SAS (NL-SAS), которые предоставляют преимущества по производительности и надежности, предлагаемые интерфейсом SAS, но при этом в ближайшем будущем емкость одного такого диска

62 ROGTEC

ИТ


MUD-DATA GmbH Drilling - Fluids Königstraße 39 D-26180 Rastede

Tel: +49-4402-69500 Fax: +49-4402-939455

[email protected] www.mud-data.de

ЦЕНТРИФУГИ – ВИБРОСИТА – СМЕСИТЕЛИ – БЛОКИ ОЧИСТКИ БР – УСТАНОВКИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БР

Немецкая компания MUD-DATA специализируется в сфере технологий подготовки и очистки растворов для нефтегазовой и нефтехимической промышленности во всех уголках света.

Предлагаем буровикам на условиях аренды широкий ассортимент смесительных агрегатов, блоков очистки и обратной закачки, а такжецентрифуги, насосы высокого давления, погружные и перекачивающие насосы, генераторы и другое оборудование.

Помимо стандартного оборудования для очистки растворов,компания производит оборудование по спецзаказам с учетом специфики условий производства буровых работ. Гарантируем высокое качество проектирования и изготовления оборудования для проектов строительства наклонно-направленных и глубоких скважин, а также для утилизации отходов.

СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ – МАНИФОЛЬДЫ – БЛОКИ УПРАВЛЕНИЯ

будет составлять 2 Тбайта.

Владимир Зыков: С учетом постоянного появления новых технологий хранения и все более емких дисков такой опасности можно не бояться, если в компаниях жизненный цикл проектов по внедрению систем хранения будет сокращен с текущих 10-12 месяцев до 5-6 месяцев. HP предлагает на рынке несколько новых решений, характеризующихся низкой стоимостью в сочетании с высокой производительностью и большими объемами хранения. Кроме того, для некоторых задач, переход к использованию систем хранения класса hi-end позволит иметь больший запас для растущих объемов данных.

Томас Нил Келлер: Да, существует большой риск этого, но, как мы ощущаем, многие компании начинают осознавать это и разрабатывают решения для недопущения возникновения такой проблемы. Однако, большинству компаний пока необходимо определить ключевые различия между ключевыми “живыми” (оперативными) данными и важными статистическими данными (когда ключевые различия будут заключаться в скорости доступа и уровнях предоставления прав доступа). Во многих случаях такие решения представляют собой решения с завышенными техническими характеристиками, которые являются дорогостоящими и излишними

systems. It gives us a number of advantages – customers are ready to implement modern technologies much more actively that allow a significant rise in efficency. Thanks to the virtualization of tape media we offer increased speed and performance of the back up and copy process to the tapes in very diverse environment, including back up copying from mainframes to modern LTO-4 devices.

Vladimir Zykov: There is no need to modernize such legacy systems; the system will have to be replaced instead. Legacy systems usually have no means for integration between themselves and a new IT system. Small vendors that initially provided these solutions often do not exist anymore and system support is provided by the companies own IT staff. However, many of the old systems are still in line. New systems are being bought for the new tasks. In some companies old systems are being transferred to the branch offices that do not require high storage capacities or performance, so as to maximize efficiency. Later these systems are being utilized, according with companies hardware lifecycle policies. So there is no urgency as such.

Thomas N. Keller: Not really. There is a large need to inventory the key data and categorize it according to its creation, usefulness, and access levels. Operators then have to upgrade legacy systems, as needed, rather then “across the board”. Selective protection (using proper data

IT

MUD-DATA GmbH Drilling - Fluids Königstraße 39 D-26180 Rastede

Tel: +49-4402-69500 Fax: +49-4402-939455

[email protected] www.mud-data.de

ЦЕНТРИФУГИ – ВИБРОСИТА – СМЕСИТЕЛИ – БЛОКИ ОЧИСТКИ БР – УСТАНОВКИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БР

Немецкая компания MUD-DATA специализируется в сфере технологий подготовки и очистки растворов для нефтегазовой и нефтехимической промышленности во всех уголках света.

Предлагаем буровикам на условиях аренды широкий ассортимент смесительных агрегатов, блоков очистки и обратной закачки, а такжецентрифуги, насосы высокого давления, погружные и перекачивающие насосы, генераторы и другое оборудование.

Помимо стандартного оборудования для очистки растворов,компания производит оборудование по спецзаказам с учетом специфики условий производства буровых работ. Гарантируем высокое качество проектирования и изготовления оборудования для проектов строительства наклонно-направленных и глубоких скважин, а также для утилизации отходов.

СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ – МАНИФОЛЬДЫ – БЛОКИ УПРАВЛЕНИЯ

При больших старых системах существующих в России, имеется ли настоятельная необходимость в том, чтобы модернизировать решения, которые используются операторами?

Дэвид Салливан: На первый взгляд, кажется, что будет значительно дешевле и потребуется существенно меньше ресурсов, если просто сохранять существующее положение вещей. Для того же, чтобы двигаться вперед, нам необходимо приспосабливаться и вносить перемены. Большие старые системы должны быть объединены в небольшие секции с современными носителями и высокими уровнями доступа. К сожалению, управление данными зачастую рассматривается как элемент затрат, а не как дополнительная возможность. Обычными методиками учета отображается только то, что мы потратили на хранение, арендную плату, коммунальные услуги, транспорт и т. п. Не осуществляется учет альтернативных издержек в связи с задержками в добыче углеводородов, явившимися результатом неадекватного управления данными. Замена традиционной системы, основывающейся на складском хранении, современным и эффективным режимом управления данными обеспечивает нефтегазовые компании эффективным, имеющим стратегическое значение инструментом в сфере, являющейся ядром их бизнеса. По этой причине, здесь имеет место очевидная и настоятельная необходимость в модернизации тех решений, которые используются российскими операторами.

Александр Яковлев: Если сравнивать например с западным рынком, то унаследованных систем у нас не так уж и много. И в этом есть ряд своих плюсов – заказчики готовы гораздо более активно внедрять современные средства и технологии, позволяющие значительно оптимизировать и повысить эффективность работы. С другой стороны, сегодня существует большое количество решений с применением технологии виртуализации, которые позволяют очень эффективно решить ряд задач и для унаследованных систем. Например, за счет виртуализации ленточного носителя, мы предлагаем существенно увеличить скорость и производительность процесса резервного копирования на ленты в совершенно различном окружении, в том числе производить резервное копирование с мэйнфреймов на современные LTO-4 устройства.

Владимир Зыков: Модернизировать унаследованные системы не нужно. Их нужно менять. Потому, что такие системы, как правило, практически не интегрируются друг с другом и с современными IT-решениями. Небольшие компании-производетели подобных систем часто уже не существуют, и поддержка «железа»

vaults and so forth) can eliminate the need for large-scale modernization of legacy formats. Data can then be used “on demand” which results in significant cost savings. Note however that much of the older seismic data needs urgent categorization, quality control, and modernization to new formats.

What is the level of accessibility to archived data within the regions oil companies?

David Sullivan: Accessibility is entirely dependent on the system in use by the company. Generally, if the data is managed using a legacy warehouse type-environment, where original media is requested, both response times and accessibility are generally poor. This is exacerbated where the data needs extensive QC, improvement and format conversion before it is “workstation ready. There are a great many data sets throughout Russia that could be regarded as “highly inaccessible. Where the data owner has implemented a digitisation and re-mastering project, accessibility is improved, particularly if the system has a nearline or on-line component. Integrated digital data management systems, either in-house or using a reputable third-party system, improve matters further.

Alexander Yakovlev: At the same time with complex multilevel content storage todays market offers WORM technology (Write Once Read Many) that allows the creation of an archive on special LTO standard tapes. Therefore we have the possibility to create a tape with an unchangeable archive copy of the data in a small tape library. If we have, for example, two writing devices in the tape library we have the possibility to create one ordinary tape and one WORM tape for long-term archive. This technology has enabled the access of archived data not only from the headquarters, but also in branch offices.

Vladimir Zykov: Not every company can allow itself to store a few years of archive data online on the disk storage system. And the accessibility level for archive data is not very high. Data archiving systems are not implemented in lots of cases. It might be impossible to restore data from the archive, because there is often no archive copy at all. Usually this happens because there is no archiving process in place, or if it is present, is poorly implemented, not automated and prone to human errors.

Thomas N. Keller: In our experience it’s poor or non-existent. Often the original source data resides not with the owner of the data but a sub contractor. The subcontractor does not inventory the data and has no real incentive or systems to catalogue it for its client. The real end user, the oil field specialist, often has no access or idea what resources are available to him/her. This is where the real money is made or lost.

64 ROGTEC

ИТ


Компания BEL Valves выпускает вентили, клапаны, исполнительные механизмы и регулирующие устройства для нефтегазовой отрасли, сосредотачивая свои основные усилия на устройствах высокого давления с высоким уровнем интеграции. Изготавливаемые на заказ изделия удовлетворяют повышенным требованиям по применению, жестким критериям по выбросу загрязняющих веществ в атмосферу и всем основным отраслевым нормам и стандартам – для диаметров от ½ дюйма до 42 дюймов, для давлений до 16 500 фунтов на квадратный дюйм, для морских глубин до 3000 метров и для широкого ассортимента материалов для работы как с бессернистыми или малосернистыми, так и сероводородными нефтепродуктами – пригодных для использования в условиях высоких давлений и температур.

www.belvalves.com

BEL Valves, подразделение British Engines Ltd.

Головной офис BEL ValvesSt. Peters, Newcastle Upon Tyne, NE6 1BS, UK / Великобритания

Тел: +44 (0) 191 265 9091, факс: +44 (0) 191 276 3244

Электронная почта: [email protected] П р е в о с ход н а я т е х н и к а в е н т и л е й

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ • КАНАДА • НОРВЕГИЯ • США - ЕВРОПА • БРАЗИЛИЯ • БЛИЖНИЙ ВОСТОК • АФРИКА • РОССИЯ И СНГ

осуществляется силами IT-отдела компании. Тем не менее, многие старые системы по прежнему работают. Новые системы покупаются под новые задачи. В некоторых компаниях старые системы отправляют в филиалы, не требующие больших объемов или производительности. Затем старые системы выводятся из эксплуатации по мере их амортизации. Поэтому особенной срочности в их замене нет.

Томас Нил Келлер: Не совсем. Имеется большая потребность в том, чтобы составить опись ключевых данных и разбить их по категориям в соответствии с их созданием, полезностью и уровнями доступа. После этого операторам необходимо модернизировать старые системы по мере необходимости, вместо того, чтобы делать это “поголовно”. Выборочная защита (использование надлежащих хранилищ данных и т. п.) может устранить необходимость в крупномасштабной модернизации форматов старых систем. Затем данные могут использоваться “по запросу”, что имеет своим результатом значительную экономию затрат. Однако, следует обратить внимание на то, что большая доля старых сейсморазведочных данных нуждается в срочных распределении по категориям, контроле качества и модернизации в новые форматы.

Data protection has always been a concern – what can the operators and data centres do to ensure data security and their legal requirements?

David Sullivan: By storing data in remote physical stores and distributing interpretations across systems spread right across this vast country, we often create an environment that is susceptible to security breaches When we were designing our own system, we recognised the need to produce a system that would give data owners ultimate security over their valuable data asset, yet provide controlled and convenient access to authorised users. In addition to secure, convenient access ,it is also extremely important to automatically monitor the use of the data asset --both to ensure that there are no security breaches and to add to the knowledge of the data’s provenance. The Ministry of Natural Resources, tax authorities, regional administrations and a host of others mandate regular filings relating to a wide variety of exploration activities across the entire asset life cycle. Once again, the concept of a warehouse-based store or archive is entirely inappropriate for this purpose. By migrating to an integrated digital data management system, we can produce a more effective and less expensive statutory reporting system. Digital data integration systems, not only enhance security and make short work of complying with statutory reporting obligations, they enable the data owner to manage their assets in real-

IT

Компания BEL Valves выпускает вентили, клапаны, исполнительные механизмы и регулирующие устройства для нефтегазовой отрасли, сосредотачивая свои основные усилия на устройствах высокого давления с высоким уровнем интеграции. Изготавливаемые на заказ изделия удовлетворяют повышенным требованиям по применению, жестким критериям по выбросу загрязняющих веществ в атмосферу и всем основным отраслевым нормам и стандартам – для диаметров от ½ дюйма до 42 дюймов, для давлений до 16 500 фунтов на квадратный дюйм, для морских глубин до 3000 метров и для широкого ассортимента материалов для работы как с бессернистыми или малосернистыми, так и сероводородными нефтепродуктами – пригодных для использования в условиях высоких давлений и температур.

www.belvalves.com

BEL Valves, подразделение British Engines Ltd.

Головной офис BEL ValvesSt. Peters, Newcastle Upon Tyne, NE6 1BS, UK / Великобритания

Тел: +44 (0) 191 265 9091, факс: +44 (0) 191 276 3244

Электронная почта: [email protected] П р е в о с ход н а я т е х н и к а в е н т и л е й

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ • КАНАДА • НОРВЕГИЯ • США - ЕВРОПА • БРАЗИЛИЯ • БЛИЖНИЙ ВОСТОК • АФРИКА • РОССИЯ И СНГ

аков уровень доступности архивированных данных внутри нефтяных компаний регионов?

Дэвид Салливан: Доступность в полной мере зависит от системы, использующейся в компании. Как правило, если управление данными осуществляется с использованием старой системы, в основе которой лежит складское хранилище, откуда должны запрашиваться оригинальные носители, такие показатели работы, как время реагирования системы и доступность, в общем, будут на низком уровне. Проблема будет усугубляться, когда данные нуждаются в углубленном контроле качества, усовершенствовании и преобразовании в другой формат перед тем, как они будут готовы к работе с ними на рабочей станции. Имеется огромное количество комплектов данных по всей России, которые можно рассматривать, как “в высокой степени недоступные”. В тех случаях, когда владелец данных реализовал программу оцифровки и повторной выверки по эталону, доступность будет повышаться, в особенности, если в системе имеется компонент хранения данных постоянной (или близкой к постоянной) готовности. Дальнейшее улучшение состояния дел обеспечивается интегрированными системами управления цифровыми данными, обеспечиваемыми внутри компании, либо с использованием системы заслуживающей доверия третьей стороны.

Александр Яковлев: Для создания архива сегодня наряду со сложными многоуровневыми хранилищами контента на рынке присутствует технология WORM (Write Once Read Many), которая позволяет создать архив на специальных лентах стандарта LTO. Таким образом, существует возможность создать ленту с архивной неизменной копией данных на небольшой ленточной библиотеке. При наличии например двух записывающих устройств в ленточной библиотеке существует возможность создать одну обычную ленту и другую ленту WORM для долгосрочного архива. И эта технология позволила сделать архивные копии действительно доступным решением не только в центральных офисах, но и в филиалах компаний.

Владимир Зыков: Не все компании могут позволить себе хранить на дисковой системе архивные данные за несколько лет. Уровень доступности архивных данных не очень высокий. Далеко не везде внедрены системы архивирования данных. Не везде можно восстановить данные из резервной копии, т.к. таких копий часто нет. Их может не быть потому, что может отсутствовать процесс резервного копирования. Или он может быть не автоматизирован и подвержен сбоям и ошибкам оператора.

Томас Нил Келлер: Согласно имеющимся у нас сведениям, она незначительная или отсутствует

time. Thus the latest digital oilfield techniques, usually only used on the most capital intensive of fields can be applied to the smallest, remotest asset, at minimum cost.

Alexander Yakovlev: As with any complex goal, the problem of data integrity and security must have complte solution on both soft- and hardware level, and, probably the most importantly on organizational level. Competent use of modern entry and middle class solutions allows the user to decrease the possibility of hardware data loss to very low level. For example, in our recently announced entry level disk arrays, ETERNUS DX60/80, along with snapshots, it is possible to create full clones, internal and remote data replication. I would like to emphasize that all these functions are embedded into the entry level systems. So, if the process of back up copying and information life cycle management are organized properly, and in conjunction with modern storage functionality it is possible to build a highly reliable configuration even when using entry level systems.

Vladimir Zykov: Actually, I would class this question is a continuation of the previous one. Of course there have to be means for data backup and archiving in the company’s data center. Also, IT departments have to have a data protection strategy and have to work according to the SLAs for the different types of data: operational, archives, backup, etc. At HP we can help here by providing an integrated solution for all types of customer data, along with the monitoring and management tools for the data itself and for the storage infrastructure as well.

Thomas N. Keller: There is a fine line between security and paranoia. Our strong suggestion is to benchmark with others in the industry.

In today’s climate with operators looking to cut cost across all sectors of operations– describe the solutions you can offer to help them achieve this goal, especially as data management can be viewed as a spiralling cost for the owner.

David Sullivan: Silo-based data archiving belongs in the dark ages, exploration data is the very stuff hydrocarbon discoveries are made of and it is high time we recognised its importance. In fact, such projects not only assist the exploration process, the scanning, digitisation, re-mastering and re-cataloguing activities associated with their implementation drive down traditional data administration costs. Storage area is vastly reduced, outmoded media can be discarded and transport costs virtually eliminated. Also, given that traditional storage costs are annually recurring the project will go on saving money for many years to come.

Alexander Yakovlev: One of the ways of cost reduction during constant growth of stored data is the concept of managed storage services. We offer «Managed server» and «Managed storage». These solutions allow the creation of

66 ROGTEC

ИТ


вообще. Зачастую, оригинальные исходные данные находятся не у владельца, а у субподрядчика. Такой субподрядчик не составляет опись этих данных и не имеет реальной заинтересованности или систем для каталогизации этих данных для своего заказчика. Реальный конечный пользователь, специалист на нефтяном месторождении, зачастую не имеет ни доступа к данным, ни представления о том, какие ресурсы имеются в распоряжении для него. Это та самая сфера, в которой зарабатываются или теряются реальные деньги.

Защита данных всегда была предметом для беспокойства – что могут сделать операторы и центры обработки данных для того, чтобы гарантировать защищённость данных и соблюдение требований законодательства в отношении к ним?

Дэвид Салливан: При хранении данных в удаленных физических хранилищах и при распространении интерпретации данных по системам, разбросанным по всей этой огромной стране, мы нередко создаем условия, которые имеют склонность к тому, чтобы допускать бреши в защите. Когда мы занимались разработкой нашей собственной системы, мы отдавали себе отчет в необходимости создания системы, которая будет обеспечивать

private “cloud” storage which allows the user to utilize the advantages of storage and computing supported by the cloud computing technologies, and at the same time to avoid a number of vulnerabilities inherent to this concept. Managed services will take into account all the specifics of the customer’s IT infrastructure, will meet customer’s business needs and will allow the system to be scalable and flexible depending on the situation.

The necessary conditions for successful integration of the managed DDC are clear definitions and service level agreements. It also important for optimization, because both a lack, or indeed excess of services can cause the system to be ineffective. Consequently, the first step is to analyze the demands and their requirement of service level agreement (SLA) including goals, roles, reaction and restore time limits. Such agreements are the basis of cooperation between the service provider and the customer’s IT department. For example, SLAs of Fujitsu Technology Solutions define the components of operation (e.g. storage devices, mail servers and print servers), processes of back up copying and restoration, and the management of all IT services for the centralized network and system management platform. These clear interfaces allow the management of DDC operation fully or partly, and the customer does not lose the general understanding of the levels of quality and cost of the managed services. IT

For morethan 100 years,

we have engineered liquid ringvacuum and compressor systems

for the toughest applicationsin the Oil and Gas Industry.

Made of stainless steel and othersophisticated materials, our productshandle explosive and corrosive gases

safely and efficiently.

Вакуумные насосы и компрессоры для нефтегазовой промышленностиVacuum Pumps and Compressors for the Oil and Gas Industry

Уже более чем 100 летмы проектируем и производимжидкостно-кольцевые вакуумныенасосы, компрессоры испециализированные системыдля особо сложных примененийв нефтегазовойпромышленности.

Благодаря использованиюнержавеющей стали и другихвысококачественных материалов,наши насосы и компрессоры особенноподходят для процессов свзрывоопасными и вызывающимикоррозию газами.

Gardner Denver Nash Deutschland GmbHKatzwanger Str. 150 90461 Нюрнберг, Германия

Телефон: +49 911 1454-7797Факс: +49 911 1454-7575

[email protected]

Вакуумные насосы. Компрессоры. Инжиниринг. Сервис.

Vacuum. Compression.Engineering. Service.

Ваш контакт в России: Sulzer МоскваТел. (+7) 495 363 2460

email: [email protected]

67ROGTECROGTEC

IT


68 ROGTEC

ИТ


для владельцев данных предельную безопасность для их ценных ресурсов данных, предоставляя, тем не менее, контролируемый и удобный доступ наделенным на это правами пользователям. В дополнение к безопасному и удобному доступу, также является чрезвычайно важным обеспечить автоматический контроль использования ресурсов данных – как для того, чтобы гарантировать отсутствие брешей в системе безопасности, так и для расширения знаний об источниках происхождения данных. Министерство природных ресурсов, налоговые органы, региональные администрации и множество других требуют предусмотренных оформлений и регистраций, касающихся широкого круга деятельности по разведке полезных ископаемых на протяжении всего жизненного цикла ресурса. Следует отметить еще раз, что концепция хранения или архивирования на основе складского хранилища полностью не соответствует данной цели. При переходе на интегрированную систему управления цифровыми данными мы можем обеспечить более эффективную и менее дорогостоящую систему нормативной отчётности. Системы интеграции цифровых данных, такие, как REFORMS, не только повышают безопасность и сокращают объемы работ по обеспечению соответствия требованиям по нормативно-правовой отчетности, они также обеспечивают для владельца данных возможности по управлению своими ресурсами в реальном масштабе времени. Таким образом, самые последние цифровые технологии для нефтяных промыслов, обычно используемые только на самых капиталоемких нефтяных месторождениях, могут использоваться и на самых маленьких, самых удаленных объектах при минимальных затратах.

Александр Яковлев: Как любая комплексная задача, проблема целостности и защищенности данных должна иметь комплексное решение на программном, аппаратном, и, возможно, самое главное, на организационном уровне. Грамотное использование функционала сегодняшних решений даже начального и среднего уровня позволяет свести к исчезающее малой величине вероятность потери данных из-за аппаратного сбоя. Например, в анонсированных нами недавно дисковых массивах начального уровня ETERNUS DX60/80 наряду с созданием обычных моментальных снимков возможно создание полноценных клонов, внутренней и удаленной репликации данных. Причем, подчеркиваю, все это - в дисковых массивах начального уровня. Таким образом, при надлежащей организации процесса резервного копирования и управления жизненным циклом данных в совокупности с использованием современного функционала хранилищ можно создавать действительно высоконадежные конфигурации даже на базе систем начального уровня.

departments do not need well paid professionals in their headcount. The goal is to use the resources when they are necessary and not to pay when they are not neccesary. As a service provider we can offer a high level of flexibility to give additional advantages to our customers. Thus, a managed DDC of Fujitsu Technology Solutions gives the choice between our customers own activities and placement of DDC outside of the company providing the necessary services.

Vladimir Zykov: These are the solutions, specially developed by HP to provide high user value with low TCO. We are continuing to improve our midrange systems such as the HP StorageWorks EVA x400 series, which are, according to the Edison Group whitepaper the easiest to manage among similar class storage systems. At the beginning of this year we announced a new storage appliance, HP StorageWorks ExDS 9100, which provides exceptional storage density per sq.m. of data center floor, combined with low cost per TB of data and highly scalable performance, and delivers access to different types of data, i.e. geological, via many file access protocols: NFS, CIFS, FTP, HTTP, etc. For the remote offices and regional branches we promote inexpensive HP LeftHand P4000 SAN solutions, which are based on the iSCSI and do not require costly FC SAN implementation and staff training. As for the storage backup solutions we provide traditional tape libraries along with virtual libraries such as HP StorageWorks VLS, that allow the user to store vast amounts of data with high speed access, thanks to new deduplication technology.

Thomas N. Keller: Iron Mountain (IM) is the global leader in the storage and protection of energy data. It’s all we do around the world. We are able to assess problems and outline solutions which are safe, secure, redundant, allow access control, and cost effective. We have industry specific software (and solutions), which allows companies to move data from a spiraling cost to a productive asset.

How do you see the future of the storage and retrieval sector in Russia and the CIS?

David Sullivan: Russia has always regarded exploration and production data as being important to the national interest. Consequently, it understands very well the need for secure, strategic management of these assets. As such, I expect that Russian organisations will wish to exploit the opportunities that the new technologies afford. Specifically, I see a trend for removing data from remote warehouse locations, re-mastering to modern formats and relocating to state-of-the-art integrated digital data management systems. The reduction in bulk means that these centres can often be located at the company’s headquarters with a security copy stored at another secure location. Where the company is involved in operations around the world, these integrated digital data management systems can

IT

Hosted by RosGeoOrganized by AAPG & Allworld Exhibitions

The Geosciences Event for the Arctic

Gubkin Russia State University of Oil & Gas

www.3pArctic.com / www.3pArctic.ru

REGISTRATION NOW OPENREGISTRATION NOW OPEN

General Co-Chairs:rgy

Konstantin A. Kleshchev, VNIGNI

Register now for 3P Arctic: The Polar Petroleum PotentialConference & Exhibition. 3P Arctic is a geological/geophysicalconference and exhibition focused on the circum-Arctic basinsthat are within the Russian, Norwegian, Greenlandic (Danish),Canadian and Alaskan onshore and offshore basins. This world-class event will bring together geosciences professionals for:

Oral and poster presentations on topics such as ArcticPetroleum Systems, Plays and Assessments; ArcticUnconventional Resources; North Atlantic Conjugate Margins,and more

Exhibition dedicated to companies working in the Arctic

This informative event will be held at Gubkin Russia StateUniversity of Oil & Gas, 30 September–2 October in Moscow.Register today!

3P Arctic – это конференция, главной темой которой являются геологические и геофизические исследования бассейнов Арктического круга, находящихся в пределах континентальных и морских бассейнов России, Норвегии, Гренландии (территория Дании), Канады и Аляски. На этом мероприятии мирового уровня соберутся специалисты в области наук о Земле. Программа включает в себя:

• Устные и стендовые доклады по темам: “Нефтегазоносные системы и комплексы Арктики и их оценка”, “Нетрадиционные ресурсы Арктики”, “Субарктические зоны Северной Атлантики” и другие

• Выставка, посвященная компаниям, работающим в Арктике

Это важное в информационном плане мероприятие состоится с 30 сентября по 2 октября в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве. Зарегистрируйтесь сегодня!

Владимир Зыков: Фактически этот вопрос – продолжение предыдущего. Конечно же центры обработки данных должны обладать средствами для резервного копирования и восстановления данных. А IT-подразделения компаний должны обладать стратегией в области хранения данных и работать согласно соглашениям об уровне сервиса, предоставляемого в отношении данных: оперативных, архивных и резервных. HP может помочь в этом, предоставляя полностью интегрированный программно-аппаратный комплекс для хранения всех типов данных, совокупно со средствами мониторинга и управления как самими данными, так и инфраструктурой хранения.

Томас Нил Келлер: Линия между безопасностью и паранойей – очень тонкая. Наше разумное предложение заключается в том, чтобы сравнивать положение дел с тем, что наблюдается в отрасли у других.

При сегодняшних умонастроениях среди операторов, когда они смотрят на то, чтобы снизить затраты по всем секторам деятельности – опишите решения, которые Вы могли бы предложить в помощь им в достижении данной цели, в особенности когда управление данными может восприниматься в качестве резко возрастающих издержек для владельца.

Дэвид Салливан: Честно говоря, архивное хранение данных в бункерах – это реалии мрачного средневековья, разведочные данные являются тем самым материалом, на основе которого открываются месторождения углеводородов, и уже давно настало время для того, чтобы мы признали их важность. В действительности, такие проекты не только содействуют процессу разведочных работ, мероприятиям по сканированию, оцифровке, повторной выверке по эталону и повторной каталогизации, связанным с их осуществлением, но и снижают затраты по традиционному управлению данными. Зона хранения в большой степени уменьшается, отжившие свой срок носители могут быть выведены из обращения, а транспортные издержки могут быть фактически ликвидированы. Помимо этого, если учесть, что издержки по традиционному хранению ежегодно повторяются, данный проект будет продолжать экономить деньги на протяжении долгих лет.

Александр Яковлев: Как один из вариантов сокращения издержек в условиях постоянного роста хранимых данных следует отметить концепцию управляемых сервисов по хранению данных. Наша компания предлагает набор управляемых сервисов «Managed server» и «Managed storage». Данные решения позволяют создать частное облачное хранилище,

be distributed, allowing access to the data in the partner country as if it were in Moscow. In addition, I see a trend towards integrating the integrated digital data management with the wider exploration lifecycle. These modern systems need to be able to communicate with modern workstation formats and supply data to them and receive data from them rather like an automated digital librarian, recording the transaction and maintaining an audit trail of how these data have been used. These systems will also be integrated with the regulatory authorities, meeting the statutory reporting obligations of the oil and gas company.

Vladimir Zykov: Russia and CIS companies are moving in the same direction as the rest of the world. We can expect to see rapid development of SAS technologies, continuation of the FC and iSCSI SANs development. Oil & Gas companies will continue to mlargely purchase Mid-range systems that will be based more and more on the industry standard components. Hi end systems will be implemented for specific “heavy” tasks like SAP and the like.

Thomas N. Keller: Clearly the key data will be created and stored near the energy production. Therefore we will have to move our vaults, people and expertise to the regions and keep working with our customers to save them money and increase the security of their data. Further in Russia there is a strong assumption that data needs to be in house to be compliant with Russian law and internal company regulations. This is simply not true. We see this changing but it will take time and experience for companies to try and fail to manage data themselves. We see many of our clients now outsourcing “trial” parts of its data storage to IM so they can verify the process and manage costs.

What are the key issues for data storage and accessibility, in terms of workf low optimisation and maximising E&P decision making? What can you offer to overcome these issues?

David Sullivan: Accessibility is key. If explorers are unable to access data when required, the value of that data is lost. Modern exploration and production specialists need high quality, workstation-ready data on demand. The challenge is to meet this need in a cost effective manner, while ensuring the company’s precious data asset remains secure. We believe passionately that the effective use of exploration and production data is at the very heart of the exploration task. We can create a real time, integrated digital management system that enables companies to make the very most of every data acquisition Rouble. Our approach can streamline the exploration process, and deliver incredible efficiency savings. Regulators, including government and national oil companies, can ensure their data is managed strategically, ensuring that the national interest is properly served. All stakeholders can have a much more informed view of the potential of their hydrocarbon assets. We have created a suite of state-

70 ROGTEC

ИТ


71ROGTECROGTEC

IT


72 ROGTEC

ИТ


тем самым воспользоваться достоинствами хранения данных и проведения вычислений, обеспечиваемых технологиями вычислительных облаков, избежав при этом ряда свойственных для этой концепции уязвимостей. При этом управляемые сервисы будут учитывать всю специфику работы ИТ-структуры заказчика, полностью соответствовать требованиям бизнеса и позволят очень гибко масштабироваться в зависимости от изменения ситуации. Необходимым условием для успешного использования сервисов управляемого центра обработки данных является установление четких определений и уровней качества предоставляемых услуг. Это также важно для оптимизации, т. к. недостаток или избыток услуг также неэффективен и ведет к ненужным издержкам. Следовательно, первым шагом должен стать анализ требований и их формулирование в четких определениях услуг в рамках соглашений об уровне обслуживания (SLA), в которых излагаются задачи, роли, время реагирования и восстановления. В основе сотрудничества между поставщиком услуг и ИТ-подразделением компании лежат подобные соглашения. Например, в соглашениях SLA компании Fujitsu Technology Solutions определяется эксплуатация компонентов, например устройств хранения, почтовых серверов и серверов печати, обеспечиваются процессы резервного копирования и восстановления или применяется дистанционный контроль, включая управление всеми ИТ-услугами для централизованной сети и платформы управления системой. Эти четкие интерфейсы позволяют частично или полностью управлять работой центра обработки данных, а заказчик не теряет общего представления об уровнях качества и издержек по управляемым сервисам. ИТ-подразделениям не нужно иметь под рукой высокооплачиваемый персонал или другие ресурсы. Цель состоит в том, чтобы использовать ресурсы тогда, когда они требуются, но не нести накладные расходы, в случае если они не нужны. В качестве поставщика ИТ-услуг мы можем обеспечить высокий уровень гибкости работы для того, чтобы предоставить дополнительные преимущества нашим заказчикам. Таким образом, управляемый центр обработки данных компании Fujitsu Technology Solutions представляет собой реальный выбор между ведением собственной деятельности или размещением центра обработки данных полностью в сторонней компании, предоставляющей соответствующие услуги.

Владимир Зыков: Это решения HP, специально разработанные для обеспечения высоких эксплутационных характеристик при низкой стоимости владения. В частности, мы продолжаем совершенствовать наши Mid-range системы HP

of-the-art products supported by the best people to make this happen. Our team is based in Tyumen at the heart of the Russian oil and gas business and has vast experience of this type of project.

Vladimir Zykov: Currently storage systems are used not only in the context of traditional IT infrastructure – for database data, financial systems data, but also as a storage for industrial process automation solutions such as SCADA, exploration, geological data and so on. On this base of data silos corporate data warehouses are being built that allow the user to analyze, forecast and get additional value from stored data. No company in O&G sector in Russia currently has such a solution implemented in full scale. However, everyone is moving in this direction, with different rates of success. Difficulties that occur are more administrative, such as problems in communication between departments of merged company. It may also be a technical problem because of the different and incompatible data formats. To solve this HP provides specialized solutions for the O&G industry together with our partners: Schlumberger, ROXAR, Landmark, SGG, SAP.

Thomas N. Keller: In our opinion, this means making sure the key energy data is used by the people who need it most. We so often see that data storage is a black hole where nothing ever comes out. Our solutions put data at the desktop where field people who need the access can have in within seconds. This is a complete process of identification of key data assets, storage and digitizing of key assets, and setting proper access levels for usage.

Any final comments?

David Sullivan: We encourage you to consider how this approach could benefit your organisation. Please visit us www.geotrace.com/products/tigress.html (Russian & English) or mail [email protected] for more information.

Thomas N. Keller: In addition to state of the art data vaults and data migration from older formats, we offer a multilanguage asset management system called “eSearch” which was designed with today’s large-scale energy company in mind. It manages data in terms of location, description, access control, and allows full track and trace of all assets. It’s scaleable and working in a number of major Russian energy companies to manage large amounts of key data. From the archive to the desktop! Find more on eSearch at:

http://www.ironmountain-esearch.com/

StorageWorks EVA серии x400, являющиеся, согласно исследованию Edison Group, самыми простыми в управлении среди систем этого класса. В начале этого года мы анонсировали новые устройства HP StorageWorks ExDS 9100, обеспечивающие непревзойденную плотность хранения данных на кв. метр площади серверной комнаты, при низкой удельной стоимости терабайта и высокой производительности и предоставляющие доступ к данным, например, геологоразведки, с использованием широкого спектра файловых протоколов – NFS, CIFS, FTP, HTTP и т.д. Для филиалов и региональных компаний мы предлагаем недорогие решения HP LeftHand P4000 SAN, основанные на протоколе iSCSI и не требующие на местах развертывания дорогостоящий сетей FC SAN и обучения администраторов. В качестве систем хранения резервных данных мы предлагаем как ленточные библиотеки, так и виртуальные ленточные устройства HP StorageWorks VLS, позволяющие, совместно с использованием механизмов дедупликации, хранить огромные объемы резервных и архивных данных с высокой скоростью доступа.

Томас Нил Келлер: Iron Mountain (IM) является мировым лидером в области хранения и защиты данных в энергетическом секторе. Это то, чем мы занимаемся по всему миру. Мы в состоянии оценить проблемы и представить решения, которые будут надежными, безопасными, обеспечивающими избыточность, будут обеспечивать контроль доступа и эффективность по затратам. У нас имеются специализированные отраслевые программные средства (и решения), которые обеспечивают возможности для компаний переместить данные из области резко возрастающих издержек в сферу производственных активов.

Как Вам видится будущее сектора хранения и поиска данных в России и СНГ?

Дэвид Салливан: В России всегда разведочные и промысловые данные расценивались, как имеющие важное значение для национальных интересов. Следовательно, здесь хорошо понимают необходимость надежного, стратегического управления этими ресурсами. С учетом этого, я предполагаю, что российские организации захотят познакомиться с возможностями, предоставляемыми данными новыми технологиями. В частности, я наблюдаю тенденцию к изъятию данных с удаленных площадок для складского хранения, преобразованию их в современные форматы и перемещению в современные системы управления интегрированными цифровыми данными. Сокращение в объемах означает то,

73ROGTECROGTEC

IT


что такие центры нередко могут размещаться в главных офисах компании, с обеспечением хранения резервной копии в другом надежном месте. В тех случаях, когда компания вовлечена в работы по всему миру, такие системы управления интегрированными цифровыми данными могут распределяться, обеспечивая возможности доступа к данным в стране партнера, как если бы это происходило в Москве. Помимо этого, я вижу тенденцию к объединению управления интегрированными цифровыми данными с более продолжительным жизненным циклом разведочных работ. Данные современные системы должны быть в состоянии осуществлять обмен данными с использованием современных форматов рабочих станций и выдавать данные на них и принимать данные от них в режиме, схожем с режимом работы автоматической программы-библиотекаря, осуществляя запись транзакций и ведя журнал регистрации событий в отношении того, как эти данные были использованы. Такие системы будут также обеспечиваться связью с нормативно-правовыми органами, для обеспечения соответствия обязательным требованиям для нефтегазовых компаний по предоставлению нормативной отчетности.

Владимир Зыков: В отношении систем хранения компании России и СНГ двигаются в одном направлении со всем миром. Нас ожидает развитие технологий SAS, дальнейшее развитие сетей хранения на основе FC и iSCSI. Нефтяные компании, скорее всего так и продолжат массово приобретать Mid-Range системы, которые все больше будут базироваться на использовании стандартных комплектующих. Системы Hi-End будут внедряться для каких-то тяжелых задач, вроде SAP и им подобных.

Томас Нил Келлер: Очевидно, что ключевые данные будут создаваться и храниться вблизи мест производства энергия/энергоносителей. По этой причине мы будем должны переместить наши хранилища данных, персонал и специалистов в эти регионы и продолжать работу с нашими заказчиками в целях сбережения их денег и повышения безопасности их данных. Кроме того, в России крепнет понимание того, что данные должны храниться внутри организации, для того, чтобы соответствовать российским законам и внутренним положениям компании. Сейчас это не так. Мы видим, как ситуация изменяется, но для компаний потребуется время и опыт, чтобы методом проб и ошибок самостоятельно обеспечить управление данными. Мы видим, что многие из наших клиентов в настоящее время передают “пробные” части своего хранения данных компании IM, с тем, чтобы они могли проверить затраты по процессу и управлению.

74 ROGTEC

ИТ


Иногда препятствия носят скорее организационный характер, например - проблемы взаимодействия между департаментами, образовавшимися в результате слияния двух компаний. Иногда это технические сложности из-за несовместимости форматов данных и т.п. Для решения последних компания HP предлагает специализированные решения для нефте-газовой отрасли совместно с нашими партнерами: Schlumberger, ROXAR, Landmark, SGG, SAP.

Томас Нил Келлер: С нашей точки зрения, это означает обеспечение гарантий того, что ключевые энергетические данные используются теми людьми, для которых они необходимы больше всего. Так часто мы видим то, что хранение данных оказывается черной дырой, из которой ничего никогда не выходит. Наши решения подают данные прямо на рабочий стол, откуда непосредственно задействованные в процессе люди, нуждающиеся в доступе к ним, могут получить их в течение нескольких секунд. Мы говорим здесь о полном процессе идентификации ресурсов ключевых данных, хранения и оцифровки ключевых ресурсов и установки надлежащих уровней доступа для использования.

Какие-либо заключительные комментарии имеются?

Дэвид Салливан: Мы призываем Вас к тому, чтобы рассмотреть вопрос о том, как данный метод может принести пользу Вашей организации. Посетите наш сайт: www.geotrace.com/products/tigress.html (на русском и английском языках) или свяжитесь с нами по электронной почте: [email protected], для получения дополнительной информации.

Томас Нил Келлер: В дополнение к ультрасовременным хранилищам данных и переходу со старых форматов, мы предлагаем систему многоязычного управления ресурсами, получившую название “eSearch”, которая была разработана с ориентиром на сегодняшние крупные энергетические компании. Эта система управляет данными с точки зрения местонахождения, описания, контроля доступа, и обеспечивает возможности для полного прослеживания и ведения всех ресурсов. В ней обеспечиваются возможности для масштабирования и она работает в целом ряде крупных российских энергетических компаний, обеспечивая управление большими объемами ключевых данных. Из архива на рабочий стол! Дополнительную информацию по eSearch Вы сможете найти на:

http://www.ironmountain-esearch.com/

Каковы ключевые вопросы и проблемы по хранению и доступности данных с точки зрения оптимизации процесса работы и максимизации эффективности принятия решений по разведке и добыче? Что Вы можете предложить для преодоления таких проблем?

Дэвид Салливан: Доступность является ключевым моментом. Если проводящие разведочные работы специалисты оказываются не в состоянии получать доступ к данным, ценность таких данных теряется. Современные специалисты по разведке и добыче нуждаются в высококачественных данных в формате, пригодном для работы на рабочей станции, получаемых по запросу. Задача заключается в том, чтобы удовлетворить эту потребность с наименьшими затратами, одновременно обеспечивая то, чтобы ресурс ценных данных оставался в безопасности. Мы без тени сомнения верим в то, что использование разведочных и промысловых данных является основой для выполнения задач по разведочным работам. Мы можем создать работающую в режиме реального времени интегрированную цифровую систему управления, которая обеспечит для компаний возможности максимальной отдачи от каждого рубля, вложенного в получение данных. Наши методы могут придать ускорение и оптимизировать разведочный процесс и обеспечить невероятную экономию за счет повышения эффективности. Регулятивные органы, включая сюда государственные и национальные компании, могут обеспечить гарантии того, что их данные управляются с учетом стратегических интересов, с обеспечением надлежащего соблюдения национальных интересов. Все акционеры, опираясь на более полную информацию, смогут выработать более обоснованную позицию в отношении потенциальных возможностей их углеводородных активов. Мы создали набор самых современных продуктов, опираясь на поддержку самых лучших специалистов, которые помогли этому свершиться. Наша команда располагается в Тюмени – месте, являющемся центром российского нефтегазового бизнеса, и она обладает громадным опытом в том, что касается проектов такого типа.

Владимир Зыков: Сейчас системы хранения используются не только в рамках традиционной IT-инфраструктуры – для хранения данных СУБД, финансовых программ, но и для хранения данных АСУТП, геологоразведки, т т.п. На базе собранного массива данных создаются единые корпоративные хранилища данных предприятий, позволяющие проводить анализы, строить прогнозы, и извлекать дополнительную ценность из накопленных данных. В нефтяной отрасли России сейчас практически ни у кого в полной мере подобные решения не внедрены. Но все к этому идут, разные компании в разной степени.

75ROGTECROGTEC

IT


76

In this two-part Article “Turkmen Gas - Export Strategy and Trans-Caspian Opportunities” Turkmenistan’s historic and current gas export strategies are examined, and the opportunities for Trans-Caspian gas exports to Europe are considered. Part One of this Article provides an overview and assessment of Turkmenistan’s current gas export strategy, and considers some of the competing claims for Turkmen gas.

Recent diplomatic events involving Turkmenistan and Russia, and to a lesser degree Azerbaijan and the European Union, when taken together with recent statements of Turkmen President Berdymukhamedov, suggest a sea-change in Turkmenistan’s energy export strategy. Is Turkmenistan finally ready to commit to gas exports to the European market, or are we once more seeing Turkmenistan successfully playing off competing interests for its natural resources?

Whilst Azerbaijan, with the support of the US, was successful in securing a non-Russian alternative export route for its oil and gas through the Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) Pipeline, and the South Caucasus Pipeline (SCP) respectively, the export of Turkmen gas through a proposed Trans-Caspian link foundered in the late 1990s. Now, however, there are renewed signs that Turkmenistan may be serious about committing to diversify its gas export options.

Turkmenistan has traditionally been a net exporter of gas. Since independence from the Soviet Union in 1991, it has, together with Caspian neighbours Kazakhstan

В этой состоящей из двух частей статье - “Туркменский газ – стратегия экспорта и транскаспийские возможности” – изучаются исторические и сегодняшние экспортные стратегии Туркменистана, а также рассматриваются возможности транскаспийского экспорта газа в Европу. Часть первая данной статьи представляет собой обзор и оценку сегодняшней экспортной стратегии Туркменистана и рассматривает некоторые конкурирующие притязания на туркменский газ.

Недавние дипломатические события с участием Туркменистана и России, а также, в меньшей степени, Азербайджана и Европейского Союза, рассматриваемые в комплексе с последними заявлениями Президента Туркменистана Бердымухамедова, предполагают полный пересмотр туркменской стратегии экспорта энергоносителей. Готов ли, наконец, Туркменистан начать экспорт газа на европейский рынок или же мы в очередной раз наблюдаем успешное стравливание конкурирующих интересов на свои природные ресурсы?

В то время как Азербайджан с поддержкой США успешно обеспечивал себе альтернативные, нероссийские, экспортные пути для своих нефти и газа по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) и Южнокавказскому трубопроводу (ЮКТ) соответственно, экспорт туркменского газа через предложенный транскаспийский канал потерпел неудачу в конце 1990-х. Сейчас, однако, снова появились признаки того, что Туркменистан серьезно относится к необходимости диверсифицировать свои газоэкспортные возможности.

ROGTEC

ТРУБОПРОВОД


Туркменский газ

стратегия экспорта и транскаспийские возможности

Turkmen Gas Export Strategy and Trans-Caspian Opportunities

Хамиш МакАрдл, cпециальный cоветник, Baker Botts (UK) LLP

Марк Роули, партнер, Baker Botts (UK) LLP

PART 1ЧАСТЬ 1

Hamish McArdle, Special Counsel, Baker Botts (UK) LLP

Mark Rowley, Partner, Baker Botts (UK) LLP

77ROGTEC

Туркменистан традиционно являлся нетто-экспортером газа. С момента получения независимости от Советского Союза в 1991 г. он, вместе с соседними Прикаспийскими странами – Казахстаном и Азербайджаном, постоянно находился в центре внимания США и Европейского союза в попытках сбалансировать зависимость Европы от российских поставок газа. Действительно, Туркменистан рассматривается некоторыми как потенциальный ключевой поставщик газа в Европу. Однако различные факторы как будто сговорились поддерживать status quo в области экспорта газа. Этими факторами являются упреждающая геополитическая и энергетическая стратегия России и Газпрома, провалы попыток Прикаспийских государств прийти к соглашению по вопросу морских границ, сохраняющаяся неопределенность относительно фактических запасов извлекаемого газа в Туркменистане, а также тяжелый климат для иностранных инвестиций в Туркменистане как результат идиосинкразии бывшего Президента Ниязова - самозваного “Туркменбаши” (или “Предводителя всех туркмен”).

Ограниченный выбор против богатых возможностейУчитывая историческую важность Каспийского региона с точки зрения производства углеводородов, а также неподтвержденные предположения о значительных запасах нефти и газа в Туркменистане, Азербайджане и Казахстане, Каспийский регион остается относительно недоизученным. Главными причинами сравнительно плохого состояния нефтегазовой индустрии Туркменистана и ее ограниченных возможностей для развития являются (i) политические и экономические взаимоотношения между Туркменистаном и Россией (как в историческом плане, так и текущие) и (ii), по крайней мере по отношению к газу, трудность в нахождении доступного рынка, вызванная географическим положением Туркменистана. Следует отметить, что положение Туркменистана не является абсолютно уникальным и что эти же обстоятельства присущи также Казахстану и, в меньше степени, Азербайджану.

По собственным (неподтвержденным) оценкам туркменского правительства, запасы нефти в стране составляют 12 миллиардов баррелей, а запасы газа – 20 триллионов кубических метров, что могло бы поставить Туркменистан на пятое место по запасам газа в мире. В Туркменистане имеется два основных газодобывающих района – в приграничных районах с Восточным/Юго-Восточным Узбекистаном и с Афганистаном/Ираном, а также в Западном/Каспийском морском районе (см. схему 1). Производство углеводородов осуществляется на основе лицензии на разведку и добычу и соглашения о разделе продукции (СРП). В настоящее время вся разведка и добыча углеводородов с участием иностранных компаний ведется в рамках СРП. Существует лишь незначительное, но растущее

and Azerbaijan, been the focus of sustained US and EU attention in a bid to counterbalance European dependence on Russian gas supplies. Indeed, Turkmenistan is seen by some as a potential keystone supplier of gas to Europe. Various factors have, however, conspired to maintain the gas export status quo. These factors include the proactive geopolitical and energy strategy pursued by Russia and Gazprom, failure to agree the littoral boundaries of the Caspian Sea states, continued uncertainty as to Turkmenistan’s actual recoverable gas reserves, and the difficult environment for foreign investment in Turkmenistan as a result of the idiosyncratic policies of former President Niyazov - the self-styled “Turkmenbashi” (or “Leader of Turkmens”).

Limited Options versus Abundant Opportunities Considering the historic importance of the Caspian region for hydrocarbon production, and the unconfirmed estimates of significant oil and gas reserves in Turkmenistan, Azerbaijan and Kazakhstan, the Caspian region generally (and Turkmenistan in particular) remains relatively under-explored. The principal causes of the relatively poor state of Turkmenistan’s oil and gas industry, and its limited options for development, are (i) the political and economic relationship between Turkmenistan and Russia (historic and current), and (ii) at least with respect to gas, the difficulty in finding an accessible market, caused by Turkmenistan’s geographic location. It should be noted that Turkmenistan’s position is not entirely unique and that these circumstances are largely also experienced by Kazakhstan and, to a lesser extent, Azerbaijan.

The Turkmen Government’s own (unverified) reserves’ estimates are 12 billion barrels of oil and 20 trillion cubic metres of gas, which would equate to Turkmenistan having around the fifth largest gas reserves in the world. There are two main gas producing regions in Turkmenistan: in the Eastern/Southeastern Uzbekistan and Afghan/Iran border regions, and in the West/ Caspian offshore area (see Diagram).

Hydrocarbon production is by means of Licences for Exploration and Production, and by Production Sharing Agreement (PSA). All hydrocarbon exploration and production involving foreign company participation is currently undertaken through PSAs. There are currently a small but growing number of foreign investors operating oil and gas concessions in Turkmenistan, including Dragon Oil, Petronas, Eni and CNPC. The list of foreign companies currently seeking to become involved in Turkmenistan is growing almost daily.

Exports to RussiaCurrently, around two-thirds of Turkmenistan’s gas is sold to Gazprom, and is exported to Russia via the Central Asia Centre Pipeline (CACP) (see Diagram). The CACP has

ROGTEC

PIPELINING


Hamish McArdle, Special Counsel, Baker Botts (UK) LLP

Mark Rowley, Partner, Baker Botts (UK) LLP

79ROGTECROGTEC

PIPELINING


a capacity of approximately 80 billion cubic metres (bcm) per annum, and has been constructed on a piecemeal basis from 1974. 90% of gas exported from Turkmenistan to Russia travels via the eastern branch of the CACP through Uzbekistan and Kazakhstan, where it meets with the western branch taking gas from the Caspian region north through Kazakhstan. The CACP generally, and particularly the western section, is understood to require significant modernisation, and recently suffered an explosion claimed by the Russians to be the result of the “dilapidation of the gas pipeline system”. The generally poor state of these main export pipelines, together with capacity constraints in the Kazakhstan sections of the CACP, restricts Turkmenistan’s current gas export opportunities to Russia.

One proposal was for a new Caspian Sea border pipeline linking Turkmenistan with Russia via Kazakhstan (the “Caspian Gas Pipeline”, also known as “Prikaspiiski”) to be constructed alongside the existing 10 bcm per annum onshore pipeline (the western section of CACP) which would increase export capacity on this route by an initially planned 12 bcm per annum, (see Diagram). The Prikaspiiski project was agreed between Russia, Kazakhstan and Turkmenistan in 2007, and was intended to be operational in 2010, however construction has yet to commence. Arguably, the delay can be attributed to the increased diplomatic tensions surrounding the Nabucco project, and potential Trans-Caspian export options, (to be discussed in Part Two of this Article) and may reflect a desire by Turkmenistan not to commit wholly to Russia’s gas import embrace.

Turkmenistan’s recent decision to open to international tender for the construction of the internal East-West gas pipeline, connecting Turkmenistan’s Eastern and Caspian region gas fields caused further strain to the Turkmen-Russian relationship, and to the historic influence of Russia in the key gas development and export decisions of its neighbour. The original plan had been for Gazprom to build this pipeline and for it to tie-in to the Prikaspiiski pipeline to facilitate additional gas deliveries to Russia.

How Russia Took Control of the GasWestern interest in Turkmen gas was relatively short-lived following the country’s independence, largely as a result of Russia’s ability, through national champions Gazprom, Rosneft and LUKoil, to maintain its traditional influence in the region.

Gazprom, Rosneft and LUKoil have been strong and successful players in the competition for the control of strategic oil and gas assets within the Russian zone of influence. In controlling the main gas export infrastructure, Russia’s strategy has been to prevent Turkmenistan from selling its gas directly to the European market. The export relationship is chequered, including a significant transit price dispute in 1998, which resulted in gas exports to

число иностранных инвесторов, получивших газовую и нефтяную концессию в Туркменистане, включая Dragon Oil, Petronas, Eni и CNPC. В настоящее время список иностранных компаний, желающих работать в Туркменистане, увеличивается практически каждый день.

Экспорт в РоссиюВ настоящее время около двух третей туркменского газа продается Газпрому и экспортируется в Россию по трубопроводу Средняя Азия-Центр (САЦ) (см. схему 1). Пропускная способность САЦ составляет приблизительно 80 миллиардов кубических метров в год, он строился поэтапно с 1974 г. Девяносто процентов газа, экспортируемого из Туркменистана в Россию, транспортируется через восточную ветвь САЦ, идущую через Узбекистан и Казахстан, где она встречается с западной ветвью, транспортирующей газ из Каспийского региона на север через Казахстан. САЦ в целом и его западный участок в частности требуют значительной модернизации. Недавно газопровод пострадал от взрыва, произошедшего, согласно заявлениям России, в результате “обветшания системы газопровода”. Плохое в целом состояние этих главных экспортных трубопроводов, а также ограничение пропускной способности на Казахстанском участке САЦ, сдерживают в настоящее время экспортные возможности Туркменистана на российском направлении.

Одним из предложений было строительство вдоль границы Каспийского моря нового трубопровода, соединяющего Туркменистан с Россией через Казахстан (Каспийский газопровод, известный также как “Прикаспийский”), который предполагалось соорудить вдоль существующего прибрежного трубопровода с пропускной способностью 10 млрд. кубометров в год (западный участок САЦ) и который увеличил бы экспортные возможности на этом пути трубопровода на заранее запланированные 12 млрд. кубометров в год (см. схему 1). Прикаспийский проект был согласован между Россией, Казахстаном и Туркменистаном в 2007 г. и должен был вступить в строй в 2010 г., однако строительство до сих пор не начато. Не исключено, что задержка вызвана усилением дипломатической напряженности вокруг проекта Набукко и потенциальными транскаспийскими экспортными возможностями (этот вопрос обсуждается в Части второй данной статьи) и может отражать желание Туркменистана не попадать полностью в тиски импорта России.Недавнее решение Туркменистана провести международный тендер на строительство внутреннего газопровода Восток-Запад, соединяющего газовые месторождения Восточного и Каспийского районов Туркменистана, повысило градус напряженности в туркмено-российских отношениях и историческом влиянии России на ключевые решения ее соседей в области разработки газовых месторождений

80 ROGTEC



2010 Offshore Technology Conference

10OTC.P_FP-1145.indd 1 8/12/09 5:02:24 PM

и экспорта газа. По первоначальному плану сооружением этого газопровода должен был заниматься Газпром и его должны были присоединить к Прикаспийскому трубопроводу для облегчения дополнительных поставок газа в Россию.

Как Россия установила контроль над газомИнтерес Запада к туркменскому газу возник сравнительно недавно, после обретения страной независимости, и причиной этому была способность России поддерживать свое традиционное влияние в этом регионе через крупнейшие национальные компании - Газпром, Роснефть и Лукойл.

Газпром, Роснефть и Лукойл – сильные и успешные игроки в борьбе за контроль над стратегическими нефтяными и газовыми ресурсами в зоне российского влияния. Стратегией России в области контроля над главной газоэкспортной инфраструктурой является предотвращение прямых продаж Туркменистаном газа на европейском рынке. Экспортные взаимоотношения изменчивы, о чем говорят и серьезные споры о цене транзита в 1998 г., которые привели к остановке экспорта газа в Россию. С течением времени коммерческие условия, на которых Туркменистан мог прямо торговать своим газом, изменились, в результате чего сегодня Газпром покупает весь туркменский газ, экспортируемый через Россию, на границе.

Неспособность Туркменистана и Азербайджана достичь прогресса по вопросу Транскаспийского трубопровода, строительство которого было впервые предложено в 1996 г., во многом приписывается политической оппозиции России, а также неразрешенному статусу морских границ Прикаспийских государств, обстоятельству, которое Россия с выгодой использует в своих интересах. Стоит также отметить, что на тот момент строительство Транскаспийского трубопровода не соответствовало также и экономическим интересам Азербайджана, который стремился обеспечить жизнеспособность своего собственного проекта экспорта газа в Турцию (ЮКТ) раньше, чем какого-либо проекта по экспорту конкурирующего туркменского газа.

Неудивительно, что, столкнувшись с вышеописанными обстоятельствами, Туркменистан начал продвигать свои проекты по экспорту газа географически на восток и юг, в направлении Китая, Ирана и Пакистана, подальше от зоны российского влияния в Каспийском регионе, на Кавказе и на Черном море. Российское геополитическое влияние на этих альтернативных рынках слабее, хотя однажды Газпром предпринял попытку внедриться в индийско-пакистанский экспортный проект, но, в конечном счете, отказался от участия по финансовым причинам.

Russia being suspended. Over time the commercial terms on which Turkmenistan has been able to directly trade its own gas have changed, so that now Gazprom purchases all Turkmen gas exported via Russia at the border.

The failure of Turkmenistan and Azerbaijan to progress a Trans-Caspian Pipeline, initially proposed in 1996, is substantially attributable to Russian political opposition, as well as the unresolved status of the Caspian littoral state’s offshore boundaries, a circumstance used by Russia to its advantage. It is also worth noting that the Trans-Caspian pipeline was not, at the time, in Azerbaijan’s economic interests either - it being keen to ensure the viability of its own gas export project to Turkey (SCP) ahead of any project to export competing Turkmen gas.

Faced with the circumstances described above, it is unsurprising that Turkmenistan has progressed gas export projects geographically to the east and south, towards China, Iran and Pakistan, and away from the zone of Russian influence in the Caspian, Caucasus and Black Sea. Russian geopolitical influence is weaker in these alternative markets, although Gazprom at one time did seek involvement in the India/Pakistan export project, ultimately pulling out for financing reasons.

The New ChallengersIranian ExportsThe first non-Russian post Soviet-era gas exports by Turkmenistan were to Iran. Operational since 1997, the 150km pipeline from the Korpedji Field in Western Turkmenistan to Kurt Kui in Iran has an 8 bcm per annum capacity. A second 1 bcm per annum gas pipeline was put into operation in 2000 (see Diagram).

Although Iran has the world’s second largest gas reserves, it is a net importer of gas and is keen to increase imports of Turkmen gas for domestic supply to its northern regions. Iran considers itself to be a natural route for Turkmenistan’s gas to the European market, and continues to lobby Ashgabat for new export commitments and co-operation. Turkmen gas could be supplied to Turkey via the Iran-Turkey Pipeline (although prone to stoppage and interruption, particularly in winter months), and theoretically then onwards to Europe. Unsurprisingly, the Iranian export route is politically a high-risk option given the internal instability of that country, US and EU sanctions against Iran, and the associated pressure brought to bear on Turkey, Turkmenistan and Azerbaijan against a deepening of their energy dealings with Iran.

Pakistani and Indian Exports The proposed 1,700 km, 27 bcm per annum Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-India (TAPI) gas pipeline has been long in planning and is supported by the Asian Development Bank (ADB). The project proposes that Afghanistan would off-take 2 bcm per annum with the remainder shared equally between Pakistan and India.

82 ROGTEC



Новые вызовыЭкспорт в ИранВ постсоветскую эпоху первыми нероссийскими экспортными поставками газа Туркменистаном были поставки в Иран. Вступивший в строй в 1997 г. трубопровод из месторождения Корпедже в Западном Туркменистане в Курт-Куи в Иране, протяженностью 150 км имеет пропускную способность 8 млрд. кубометров в год. Второй трубопровод с пропускной способностью 1 млрд. кубометров в год вошел в строй в 2000 (см. схему 1).

Хотя по запасам газа Иран занимает второе место в мире, эта страна является нетто-экспортером газа и стремится увеличить импорт туркменского газа для внутреннего потребления в северные районы. Иран считает свою территорию естественным путем для туркменского газа на европейский рынок и продолжает оказывать давление на Ашхабад в вопросах принятия новых обязательств по экспорту и сотрудничеству. Туркменский газ можно было бы поставлять в Турцию через газопровод Иран-Турция (хотя он часто испытывает перебои и остановки в работе, особенно в зимние месяцы), а затем, теоретически, далее в Европу. Естественно, что иранский экспортный путь - это возможность, сопряженная с высоким политическим риском, учитывая внутреннюю нестабильность этого государства, санкции США и ЕС против Ирана, а также связанное с этим давление на Турцию, Туркменистан и Азербайджан, направленное против их углубляющихся деловых отношений с Ираном в области энергоносителей.

Экспорт в Пакистан и ИндиюПредложенный газопровод Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия (ТАПИ), длиной 1700 км и пропускной способностью 27 млрд. кубометров в год, давно в планах и поддерживается Азиатским банком развития (АБР). Предполагается, что Афганистан будет отбирать 2 млрд. кубометров в год, а остальная часть будет распределяться в равных долях между Пакистаном и Индией. Первоначально строительство было запланировано на 2010 г., а к 2014 г. трубопровод должен был заработать; однако пока неясно, все ли части проекта будут реализованы и в какие сроки. Проект газопровода ТАПИ поддерживается США как альтернатива экспорту в Пакистан и Индию из Ирана. Экспорт туркменского газа по ТАПИ составил бы конкуренцию иранскому и катарскому газу, транспортируемому по предложенному газопроводу Иран-Пакистан-Индия (ИПИ). Есть надежда, что ТАПИ и ИПИ совместно образуют ядро Газовой системы южного региона.

Экспорт в КитайБлизится к завершению строительство трансазиатского газопровода из Туркменистана в Китай через Узбекистан и Казахстан длиной в 7000 километров, который, в конечном счете, достигнет

83ROGTEC

Construction was originally scheduled to commence in 2010 with the pipeline projected to be operational by 2014; however it is unclear whether all parts of the project will be built, and to what timetable. The TAPI pipeline is supported by the US as an alternative to exports to Pakistan and India from Iran. Turkmen gas exports via TAPI would compete with Iranian and Qatari gas transported via the proposed Iran-Pakistan-India pipeline (IPI). It is hoped that TAPI and IPI would together form the core of a Southern Region Gas System.

Chinese ExportsThe 7,000km Trans-Asia Gas Pipeline from Turkmenistan to China via Uzbekistan and Kazakhstan is currently nearing completion, and will eventually reach Shanghai. From 2010 Turkmenistan will export 30 bcm per annum of gas to China for thirty years, with a further 10 bcm per annum committed for export to China by Kazakhstan. By offering “near-European” gas prices and assisting Turkmenistan to finance gas field development, China is aggressively consolidating its position as a credible gas export partner, and building a sphere of influence in the Caspian region energy market in direct competition with both Russia and the European Union. China’s pragmatic and decisive approach, and its deep pockets, have found favour in Turkmenistan, and as the relationship has flourished the countries have agreed a suite of co-operation agreements on energy matters, gas production and gas purchasing.

Part Two of this Article reviews the current, and changing, state of the Turkmen-Russian relationship, and assesses the likelihood of Turkmenistan committing to a Trans-Caspian gas export link to Europe

ROGTEC

PIPELINING


Шанхая. Начиная с 2010 г., Туркменистан будет ежегодно экспортировать 30 млрд. кубометров газа в Китай в течение тридцати лет и еще 10 млрд. кубометров в год Китай будет получать из Казахстана. Предлагая “почти европейские” цены на газ и помогая Туркменистану финансировать разработку месторождений газа, Китай агрессивно укрепляет свои позиции как заслуживающий доверия партнер по экспорту газа и формирует сферу влияния на рынке энергоносителей Каспийского региона, вступая в прямую конкуренцию как с Россией, так и с Европейским Союзом. Прагматичный и решительный подход Китая, а также его богатство снискали расположение в Туркменистане, а улучшение взаимоотношений привело к согласованию пакета соглашений о сотрудничестве по проблемам энергоносителей, добычи и покупки газа.

Часть вторая этой статья представляет собой обзор текущего и изменяющегося состояния туркмено-российских отношений, а также оценку вероятности участия Туркменистана в транскаспийском экспортном канале, ведущем в Европу.

Society of Petroleum Engineers

84 ROGTEC

НОВОСТИ


Техническая конференция

«Повышение нефтеотдачи путем рационального управления заводнением»

17–19 ноября 2009

Конференц-центр “На Филипповском”

Москва, Россия

Последний день регистрации: 20 октября 2009

Зарегистрируйтесь на сайте www.spe.org/atws

или Обратитесь для регистрации в Московский офис SPE по адресу электронной почты [email protected]

Избыточная добыча воды – это главный критерий консервирования нефтяных и газовых скважин и формирования в пластах большого количества остаточных углеводородов. с возрастанием объемов отбираемой воды эффективность добывающего оборудования резко сокращается. в дополнение к традиционным технологиям отрасль вынуждена искать и внедрять более эффективные решения.

На передний план выходит задача управления заводнением пластов, которая позволит увеличить извлечение углеводородов путем совершенствования методов диагностики и оптимизации программ заводнения. Данная конференция будет посвящена изучению различных аспектов «управления заводнением месторождений» на различных уровнях: от пластовых процессов до скважины . Особое внимание будет уделено технологиям заводнения, мониторингу/ наблюдению за процессом заводнения, управлению притоком и приёмистостью пласта-коллектора и ограничению водопритока. Ключевым аспектом конференции станет обсуждение успешных проектов по увеличению эффективности процесса управления заводнением и уроков, извлеченных из проектов, реализованных на территории россии и близлежащих стран.

Цель конференции – собрать специалистов для обсуждения существующих и потенциальных решений и идей, направленных на увеличение газо и нефтеотдачи за счет управления/ регулирования фронта заводения и отбираемой из пласта воды.В ходе конференции планируется рассмотреть следующие вопросы:

Управление системами заводнения / режимом вытеснения:• Новейшие технологии и задачи в моделировании, дизайне и внедрении.• Инновационные / передовые методы эффективного мониторинга и технического надзора

Борьба с водопроявлением:

• Постановка проблемы и поиск решений• Успешное применение механических и химических методов воздействия в добывающих и нагнетательных скважинах

Участники конференции определят и обсудят ключевые технологии, использование которых позволяет улучшить показатели добычи, экономические результаты и надежность проведения работ. Мы стремимся привлечь Ваше внимание к обмену практическим опытом, идеями по применению технологий и выбрать наиболее подходящие технологии и методы для зрелых месторождений. Трехдневная специализированная конференция позволит участникам:

• Обзор последних технических достижений, связанных с управлением и контролем заводнения• Обсуждение примеров из практики на месторождениях, обмен идеями с участниками из других стран и компаний.• Выявление специальных решений для месторождений с проблемами отбора воды, включая полезное применение, обратную закачку в пласт и утилизацию промысловых вод.

Конференция будет интересна экспертам следующих направлений:

• Технология разработки и моделирование• Анализ работы скважин• Химия добываемого флюида• Физико-химические свойства составов для обработки призабойной зоны• Экономические аспекты разработки месторождения.

Всем участникам конференции предлагается представить для обсуждения примеры из полевой практики.

Society of Petroleum Engineers

SPE Applied Technology Workshop

Improving Oil Recovery Through Better Water Management

November 17 to November 19, 2009

“Na Filippovskom” Conference Hall

Moscow, Russia

85ROGTEC

Excessive production of water today is the main criterion to abandon oil and gas wells, leaving large volumes of hydrocarbons behind. As water volumes increase, the effective capacities of the hydrocarbon production facilities are dramatically reduced. In addition to the traditional end-of-pipe techniques, the industry is now forced to identify and implement more effective solutions. Managing water in the reservoir becomes a prime focus for addressing reserves recovery through better diagnostics and optimization of waterflood programs.

This workshop addresses various aspects of water management at scales ranging from the reservoir down to the wellbore. A few topics are highlighted, including waterflood engineering & performance monitoring, conformance control and water shut-offs. Emphasis is placed on discussion of the best practices and lessons learnt from cases histories in Russia and nearby countries on the improvement of water management effectiveness.

The aim is to conduct a Workshop involving experts to discuss current and potential solutions and ideas to increase oil and gas recovery by managing of water flooding front and produced water. The Workshop agenda is expected to include the following topics:

Water flood/drive systems management • State-of-the-art techniques and challenges in modeling, design and implementation• Innovative and effective monitoring and surveillance Water control technology• Problem identification and selection of solutions• Successful applications of mechanical and chemical conformance control methods in both producer and injector wells

Workshop participants will identify and debate key advances whose application improves production results, economic results, and operational reliability. We are especially keen to promote sharing best practices, exchange of ideas and experiences in technology application, and identify and recommend technologies and methods that are effective in mature fields. This comprehensive and focused 3-day Workshop will allow participants to:

• Review the latest technical advances associated with water control and waterflood management.• Network, share case histories and exchange ideas with participants from other companies and countries.

Identify specific value-added solutions for fields with produced water issues including beneficial uses, re-injection and disposal.

The workshop will be of interest to those with extensive theoretical and applied knowledge and interests in the following disciplines:

• Reservoir Engineering and Modeling• Produced Fluid Chemistry• Chemistry and Materials Science of Well Treatment Fluids• Economics of Field Development• Well Performance Evaluation

Applicants are encouraged to submit their own case histories and experiences for discussion.

ROGTEC

NEWS


Registration Deadline: October 20, 2009

Register online at www.spe.org/atws

Or Contact SPE Moscow office for registration at [email protected]

86

Manas Petroleum Provides Kyrgyzstan Drilling UpdateManas Petroleum reports that the drilling of the second exploration well at the Huday Nazar SPC-1 (Soh license) prospect by the Kyrgyz joint venture, SPC (South Petroleum Company) is underway. Huday Nazar SPC-1 is to test tertiary-aged (Palaeogene) clastics and carbonate reservoirs between 1680 and 1835m below ground level. Projected total depth of this well is 2400m below ground level and it is expected to take 30 to 40 days to drill. Should drilling be sufficiently encouraging, testing and completion of the wells would be made following the drilling.

The Huday Nazar SPC-1 prospect was generated as a result of the processing of seismic shot in a recent 2D seismic program by SPC.

Gas flows through Ukraine tumble Gas transit from Central Asia and Russia through Ukraine towards Europe fell 37.1% in the first seven months of this year compared to the same period a year ago. The State Statistics Committee did not give figures for the volume of gas transported through Ukrainian territory but according to last year’s statistics, 74 billion cubic metres of gas was sent through Ukraine. In the full year of 2008, some 120 billion cubic metres of gas was transited through Ukraine. Russia sends 80% of its gas exports to Europe through its southern neighbour.

Gazprom earmarks $300m for exploration work in KyrgyzstanGazprom is set to invest $ 300m in exploration work in Kyrgyzstan over the next three years. Gazprom owns licenses for the Kugart and Eastern Mailuu-Suu IV blocks, which contain oil and gas deposits. The company signed a 25-year cooperation agreement with the Kyrgyz government in 2003. Drilling will begin in the “near future” Prime Minister Igor Chudinov was quoted as saying on June 10.

Корпорация Manas Petroleum обнародовала свежие новости о буровых операциях на киргизских месторожденияхКорпорация Manas Petroleum сообщает о начале буровых работ на второй разведочно-эксплуатационной скважине перспективного проекта Huday Nazar SPC-1 (лицензия Soh) совместным предприятием South Petroleum Company (SPC), Кыргызстан. Проект Huday Nazar SPC-1 нацелен на разведку карбонатных и кластических пластов третичного периода (период палеогена), залегающих на глубине 1680 и 1835 м. Общая проектная глубина скважины составляет 2400 м. Производство бурения должно занять от 30 до 40 дней. Если буровые работы окажутся перспективными, операции по испытанию и завершению скважины планируется начать непосредственно после завершения этапа буровых работ.

Проект Huday Nazar SPC-1 разработан компанией SPC на основании данных анализа сейсморазведочного взрыва в рамках программы двухмерного исследования.

Российские компании сокращают объемы газодобычи За последние пять месяцев объемы добычи газа российской компанией Газпром оказались на 58 триллионов куб.м ниже , чем за тот же период 2008 года.

Если в январе объемы добычи Газпрома были на 14% ниже прошлого года, то уже в мае они оказались на 34,5% ниже, в сравнении с соответствующими показателями 2008 года.

Бурение третьей скважины в проекте Timan-Pechora начато корпорацией PrimeGen EnergyКорпорация PrimeGen Energy Corp. сообщает о том, что в рамках недавно опубликованного соглашения

ROGTEC

НОВОСТИ


87ROGTEC

об участии в разработке Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в России, оператор поставил PrimeGen в известность о начале буровых работ на третьей скважине 31 июля 2009 года.

Третьей скважине присвоено название «Кочмесская-3». Подготовка к буровым работам на четвертой скважине производится по ускоренной программе. Начало работ планируется непосредственно после завершения бурения третьей скважины. Первая скважина в рамках этого проекта была завершена во втором квартале 2009 года. Добыча нефти из этой скважины показала рекордные результаты для этого месторождения, составив 1200 баррелей в сутки. Средний показатель добычи на второй скважине составил 920 баррелей нефти в сутки. В третьем квартале 2009 года корпорация PrimeGen планирует дополнительно освоить еще 4 скважины.

Транзит газа через УкраинуТранзит газа из Средней Азии и России через Украину в Европе упал на 37.1% за первые семь месяцев этого года по сравнению с тем же самым периодом год назад. Государственный Комитет по Статистике не давал конкретных цифр по объему газа, транспортируемого через украинскую территорию, но согласно прошлогодней статистике эта цифра составила 74 миллиарда кубических метров. За весь 2008 год приблизительно 120 миллиардов кубических метров газа были переправлены транзитом через Украину. Россия переправляет 80% от всего экспортируемого газа в Европу через своего южного соседа.

«Газпром» в течение трех лет инвестирует $300 млн на проведение геологоразведочных работ в Кыргызстане «Газпром» готов в течение трех лет инвестировать $300 млн на проведение геологоразведочных работ в Кыргызстане”, — сообщил премьер-министр Киргизии И. Чудинов 10 июня.

По его словам, уже в первом полугодии 2009 года выделяется $30 млн. Как отметил премьер-министр, на данный момент завершается первый этап геологоразведочных работ. «В ближайшее время начнется второй этап — непосредственно процесс бурения», — добавил И. Чудинов.

По данным управления информацией ОАО «Газпром», доказанные запасы природного газа в Кыргызстане оцениваются в 6 млрд кубометров. Освоение газовых месторождений затруднено из-за геологических особенностей и недостаточно развитой инфраструктуры.

В мае 2003 года «Газпром» и правительство Кыргызстана подписали долгосрочное соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли сроком на

Kyrgyzstan is estimated to have gas reserves of 6 bn cm. But “the development of natural gas fields is hindered by the geologic peculiarities and insufficiently developed infrastructure,” Gazprom says.

OPITO Announces New Training Programs Delivered in KazakhstanOPITO – The Oil & Gas Academy continues to position itself as a vitally important channel within the international oil and gas supply chain with the graduation of Kazakhstan’s first trainees at international standard.

Courses were carried out by Abiroy Technical Training in Aksai who approached OPITO, the industry’s focal point for skills, learning and workforce development, to help establish technical training programs which meet the specific needs of the country’s oil and gas industry.

OPITO provided comprehensive coaching and practical advice to ensure the course addressed regional needs whilst adhering to international best practice.

A total of 98 trainee technicians have completed the programs which include the Petroleum Open Learning (POL) Petroleum Technology series, an internationally recognized certificate used by individuals and employers in more than 15 countries around the world to enhance technical knowledge and improve skills and performance in the workplace.

TNK-BP Reports 2009 First Half ResultsTNK-BP has today reported its results for the six months ended June 30th 2009.

Mikhail Fridman, interim Chief Executive Officer of TNK-BP, said: “In the second quarter of 2009, TNK-BP benefited from stronger oil and gas markets with a continuation of the strong performance of the first quarter. In addition, in the first half of this year we generated 3.1% growth in our oil and gas production relative to the first half of 2008, due to first oil from greenfield projects in Verkhnechonskoye, Uvat and Kamennoye. We have also been able to reduce our cost base this year and these factors have contributed to a strong set of financial results for the first half of 2009. We are also pleased to have been able to continue to improve our safety and environmental performance with a cleaner and safer performance year on year. We have managed our cash and debt positions prudently and TNK-BP is well placed for sustained future growth through efficient production operations and focused capital investments.”

Sibir Energy Announces Directorate ChangesSibir Energy announces the appointment to its board of Messrs Dmitry Bekker, Maxim Viktorov and Andrei Martianov as non-executive directors with immediate effect. Mr Bekker is a representative of both OJSC “The

ROGTEC

NEWS


88

Central Fuel Company” and the Government of Moscow. Messrs Viktorov and Martianov are nominees of OJSC “The Central Fuel Company” and JSC Gazprom Neft respectively. In addition, with immediate effect, Messrs William Guinness and Stuard Detmer have stood down from the board, and Mr. Detmer has stood down from his position as the CEO of the Company.

Effective immediately, Vadim Yakovlev who is currently a non-executive director has become the Chairman of the Company in succession to William Guinness and Igor Tsibelman, previously First Deputy CEO, has become the Chief Executive Officer of Sibir in place of Stuard Detmer.

Russia to start prospecting for oil in Georgia’s AbkhaziaRussia’s intends to prospect for oil and gas off the coast of the separatist territory of Abkhazia.

The deal signed May 27 between Rosneft and de-facto authorities in Sukhumi gives the company the right to prospect for hydrocarbons in the Abkhazian-controlled swathe of the Black Sea. Rosneft is also planning to set up a network of gas stations around Abkhazia.

Rosneft President Sergey Bogdanchikov said that his company will start drilling in 2010.

Some estimates indicate that off-shore Abkhaz fields hold up to 200 mm tons of oil.

Transneft launches construction of second stage of Baltic pipelineTransneft launched the construction of the second stage of the Baltic Pipeline System, designed to diversify the country’s oil exports.

The official ceremony of welding the first joint of pipeline was held in the Bryansk region in western Russia. The Baltic Pipeline System-2, with an estimated cost of RUB 120-130 bn ($ 3.9-4.2 bn), will run from the Bryansk Region to the northwest Leningrad Region port of Ust-Luga with a branch going to the Kirishi oil refinery.

TNK-BP to Dry Its GasTNK-BP is going to build a gas processing plant in the Pokrovskoe field of the Orenburg Region with a capacity of 450 million cubic meters by 2012. This plant will allow the company to utilize almost 100% of its associated petroleum gas, but its construction will cost the company several hundred million dollars. Experts, however, justify these expenditures because the oil companies failing to meet the associated gas utilization norms will face the risk of losing their field development licenses starting from 2012.

Russian sees shrinking gas productionGazprom has over the over the last five months produced 58 bn cm less gas than in the same period in 2008.

25 лет. «Газпром» получил две лицензии на право пользования участками недр на площадях «Кугарт» и «Восточное Майлису IV».

КПО провела церемонию окончания программы обучения OPITO «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В. » (КПО) объявила, что 98 казахстанских выпускников получили Международные свидетельства Академии нефти и газа OPITO.

Программа Академии нефти и газа OPITO (Великобритания) по профессиональной подготовке операторов и техников пользуется высокой репутацией среди международных нефтегазовых компаний по всему миру. КПО является первой компанией на территории СНГ, которая обучает специалистов по программе OPITO.

По завершении программы HIC (Свидетельство о технической квалификации) и PPTC (Сертификат по добыче и первичной переработке нефти), студенты направляются на месторождение для обучения практическим навыкам на рабочем месте. Обучение дает возможность успешным выпускникам получить работу в компании КПО. В июне 2009 года еще 113 студентов начали обучение по программе OPITO.

ТНК-ВР объявила о результатах за первое полугодие 2009 годаВ числе основных результатов работы за первое полугодие отмечается начало промышленной добычи в северной части Каменного месторождения в Западной Сибири в мае 2009 года, увеличение добычи нефти и газа на 3,1 % по сравнению с первым полугодием 2008 года (за исключением компании «Славнефть»).

ТНК-ВР также продало в 2009 году сервисные предприятия компании Weatherford International с целью реализации стратегического намерения сосредоточиться на основной деятельности по производству, переработке и маркетингу нефти и нефтепродуктов.

В пресс-релизе компании приводится заявление временно исполняющего обязанности главного управляющего директора Михаила Фридмана: «Во втором квартале 2009 года ТНК-ВР снова, как и в первом квартале, показала отличные результаты, на которых положительно сказалось начавшееся оживление на рынках нефти и газа. Это во многом произошло благодаря увеличению добычи на новых проектах – Верхнечонском месторождении, Уватской группе и Каменном месторождении в Восточной и

ROGTEC

НОВОСТИ


89ROGTEC

Западной Сибири». В этом году нам также удалось снизить расходы, и в целом все эти факторы привели к сильным финансовым результатам за первое полугодие 2009 года».

Sibir Energy объявила об изменениях в составе совета директоров Совет директоров британской Sibir Energy изменился и по составу, и по количеству. На смену прежним руководителям Уильяма Гиннеса и Стюарта Детмера пришли представители «Газпром нефти», и компаний, близких к московскому правительству.

В состав совета директоров вошли два представителя «Газпром нефти»- Вадим Яковлев и Игорь Цибельман, причем первый стал теперь председателем совета, а второй - гендиректором британской компании. В дочке газовой монополии они занимали посты замгендиректора по экономике и финансам и замначальника правового управления соответственно. Другой крупный акционер - московское правительство - также обозначил свое присутствие в компании, введя в совет генерального директора Центральной топливной компании (ЦТК) Дмитрия Беккера.

Оставшихся двух назначенцев в Sibir Energy склонны называть независимыми директорами. Однако кандидатуры Максима Викторова, члена совета директоров Московской нефтегазовой компании (МНГК) и Moscow NPZ Holdings, и Андрея Мартианова, исполнительного директора страховой компании МАКС, предложили ЦТК и «Газпром нефть». Таким образом, основные акционеры в совете директоров представлены в соотношении три к двум.

Россия получила право добывать нефть в Абхазии Российская компания “Роснефть” займется поиском, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений на морском шельфе Абхазии. Такое заявление сделал руководитель “Роснефти” Сергей Богданчиков, сообщает РИА Новости.

Соглашение о сотрудничестве, где указаны основные направления работы сторон, было подписано 26 мая Богданчиковым и министром экономики Абхазии Кристиной Озган. Срок соглашения составляет пять лет.

Руководитель “Роснефти” сообщил, что первый этап соглашения предусматривает работу с месторождениями на шельфе, второй - строительство АЗС и продажу бензина, дизельного топлива и смазочных масел на территории Абхазии. Богданчиков добавил, что добыча нефти и газа будет осуществляться по международным стандартам.

While Gazprom’s production in January was 14 % down year-on-year, the production in May dropped as much as 34.5 % compared with 2008 figures.

Turkey keeps faith with NabuccoTurkey will stand by its commitments to the Nabucco pipeline project despite signing up for alternative developments, Energy Minister Taner Yildiz recently announced.

Russia’s South Stream and the European Union-backed Nabucco projects could delay each other but they would not obstruct construction of each other, Yildiz told Reuters in an interview.

Moscow aims to build the South Stream pipeline ahead of the European Union-supported Nabucco link from the Caspian, a scheme meant to cut Europe’s reliance on Russian gas.

“No matter which project is signed, including the South Stream, our determination for Nabucco will not be weakened and we stand by our commitments,” Yildiz told the news agency.

$3.3bn Mangistau deal delayedA $3.3 billion joint acquisition by Kazakh and Chinese state oil players of privately-held MangistauMunaiGaz has been delayed, according to reports.Neither a timeframe nor a reason for the delay was given by Kazakh government sources, Reuters said. The acquisition of MangistauMunaiGaz, part of a $10 billion “loan for oil” deal agreed this year, was due to be completed in July. But Kazakh state oil company KazMunaiGaz said it had yet to be finalised.

PrimeGen Energy Begins Drilling Third Timan-Pechora WellPrimeGen Energy Corp. advises that as part of the recently announced participation agreement regarding the Company’s oil and gas project in Timan-Pechora, Russia, the operator has notified PrimeGen that drilling of a third well commenced on July 31, 2009.

The third well has been titled as the “Kochmesskoye #3”. As part of the accelerated drilling program, preparations are underway on the fourth well site to begin immediate drilling shortly after the completion of the third well. The first well of the project was drilled and completed in the second quarter of 2009 and resulted in setting a new production record for the field of 1,200 barrels of oil per day. The second well’s average production flow has been 920 barrels of oil per day. PrimeGen expects that an additional 4 wells will be drilled during the third quarter of 2009.

ROGTEC

NEWS


90 ROGTEC

НОВОСТИ

www.rogtecmagazine.com90

конкурирующему проекту Набукко, заявил министр энергетики Турции Танер Йылдыз.

Турция дала разрешение проложить Южный поток через свои территориальные воды, спустя менее месяца после подписания транзитных соглашений со странами-партнерами по Набукко.

“Неважно, под каким проектом мы подписались, включая Южный поток, наша приверженность Набукко не ослабнет, потому что мы держим обещания”, - сказал Йылдыз в интервью агентству Reuters.

Он добавил, что Турция могла бы стать партнером российского проекта, но сначала хотела бы ознакомиться с его технико-экономическим обоснованием. По мнению Йылдыза, ничто не мешает двум проектам развиваться параллельно.“Набукко и Южный поток могут задержать друг друга, но не помешают друг другу”, - считает министр.

Набукко - проект доставки газа в обход России от месторождений Каспия, Средней Азии и Ближнего Востока европейским потребителям. Южный поток должен соединить примерно те же регионы.

Сделка по продаже «Мангистаумунайгаза» за 3,3 миллиарда долларов сорваласьПокупка на паритетных условиях казахстанской и китайской национальными нефтегазовыми компаниями активов «Мангистаумунайгаза» отложена, сообщают международные СМИ. Цена сделки составляла 3,3 миллиарда долларов.

Представители компаний-покупателей предпочли не раскрывать причину срыва сделки.

Реализация этого процесса была частью контракта о предоставлении Казахстану китайского кредита в размере 10 миллиардов долларов в обмен на нефть, подписанного в этом году.

Согласно предварительным данным, запасы нефти на абхазском шельфе достигают более 200 миллионов тонн.

Туркмения увеличит объемы поставок газа в ИранТуркмения увеличит объемы поставок своего природного газа в Иран с 8 млрд до 14 млрд кубометров в год, сообщило РИА «Новости» со ссылкой на туркменский МИД. Стороны, в частности, договорились, что 8 млрд кубометров из этого объема будут поставляться с месторождения Корпедже на западе Туркмении, а 6 млрд кубометров — с месторождения Довлетабад на юго-востоке страны. С этой целью на востоке Туркмении до конца 2009 года будет построен газопровод до границы с Ираном.

Стороны в ходе переговоров также согласовали рыночную цену природного газа, поставляемого из Туркменистана в Иран, рассчитанную по международной формуле. Точная цена на газ не указывается. Кроме того, представители двух стран обсудили возможность увеличить в будущем поставки туркменского природного газа в Иран до 20 млрд кубометров газа в год.

Транснефть начинает вторую стадию строительства Балтийского трубопроводаКомпания “Транснефть” приступила к строительству второй очереди Балтийской трубопроводной системы, разработанной для разностороннего развития экспорта нефти страны. Официальная церемония сварки первого стыка на нефтепроводе произведена в районе БрянскаБалтийская Система Трубопровода - 2, с предполагаемой стоимостью 120-130 миллиардов Рублей($3,9-4,2 миллиарда), будет проходить от Брянской области до порта Усть-Луга, Ленинградской области, с ответвлением на Киришский нефтеперерабатывающий завод.

ТНК-ВР осушит газТНК-ВР к 2012 году построит новый газоперерабатывающий завод на Покровском месторождении в Оренбургской области мощностью 450 млн кубометров. Благодаря заводу компания сможет утилизировать почти 100% своего попутного газа, но строительство обойдется в несколько сотен миллионов долларов. Однако, эксперты считают эти затраты оправданными, так как с 2012 года нефтекомпании, не выполняющие нормы утилизации, рискуют потерять лицензию на месторождение.

Турция остается верна НабуккоТурция может стать партнером российского газопроводного проекта Южный поток, но сохранит верность продвигаемому Евросоюзом

ROGTEC

НОВОСТИ


Confirm your position in the Russian market at

The Exhibition is expected to increase again by over 15% to welcome

• OVER 800 MULTI-NATIONAL EXHIBITORS

• OCCUPYING 11,000 sqm NET EXHIBITION SPACE

• WITH 45 EXHIBITING COUNTRIES (incl. 15 National Groups)

• 24,000 PROFESSIONAL VISITORS

• MORE THAN 350 CONFERENCE PARTICIPANTS

NEVA 2009 - NEW HALLS PLANNED TO MEET THE INCREASING DEMAND

Contact Dolphin Exhibitions:Tel: +44 1449 741801 Fax: +44 1449 741628 E-mail: [email protected]

www.transtec-neva.com

THE 10th ANNIVERSARY NEVA EXHIBITION & CONFERENCE

20 YEARS DEVELOPMENT OF RUSSIA’S MARITIME

INDUSTRIES FOR SHIPPING, SHIPBUILDING,

OFFSHORE ENERGY, PORTS & OCEANOGRAPHY

42212 - NEVA2009AD_205x275.qxd 8/7/09 15:38 Page 1

92

KPO Recognised For Green Gas Emissions Strategy

There is little doubt that environmental protection is a central theme occupying public policy agendas across the globe. It is a common issue, not specific to one nation, one industry, one sector or one individual. But rather, it is an important and serious challenge which we all must face in some way.

Businesses operating in different sectors have different challenges, and none are more obvious then in the oil and gas sector. Today there is little doubt that man-made emissions from burning carbon intensive fossil fuels contribute to global warming. However, the global demand for energy continues to grow year on year.

As one of Kazakhstan’s major oil and gas operators, Karachaganak Petroleum Operating BV (KPO) recognises it has a responsibility to minimise its emissions of greenhouse gases. In 2008 the venture, which operates one of the country’s largest oil and gas condensate fields, set itself an ambitious target of one million tonnes of reductions in greenhouse gas emissions by 2012. This is equivalent to the combined emissions of some 83,000 typical households.

Since operations commenced at the giant Karachaganak field in Kazakhstan’s north west in 2005, normalised greenhouse gas emissions have been reduced by some 9 percent. This achievement has been possible in spite of increasing production levels and is the result of concerted efforts year on year to reduce emissions.

More recently KPO has adopted a strategic five year health, safety and environmental programme focused on enhancing operational practices, applying Best Available Techniques to its operations, targeted capital investment and robust and verifiable data collection. KPO has also invested significant resources, both financial and human, in better understanding its impacts.

Commenting on KPO’s performance, Corporate Environment Manager, Louis Jacobs said: “While we are only in our second year of the programme, we have already seen promising results. In 2008, KPO reduced its emissions by over 160,000 tonnes as a result of key projects which were implemented throughout the year. Of this there has been a sustained reduction of over 106,000 tonnes year on year.”

In the programme’s first year and despite the increases in production levels, KPO has already achieved 27 percent of its million tonne reduction target and, in total, has reduced greenhouse gas emissions by over 269,000 tonnes.

This is an outstanding effort and in May was acknowledged at the BG Group Chairman’s Awards hosted in London. KPO received a Highly Commended from BG Group

Стратегия КПО по снижению выбросов парниковых газов получила международное признание

Вне всякого сомнения, охрана окружающей среды является одним из важнейших направлений в государственной политике многих стран. Данный вопрос является важным для всех без исключения, и не ограничивается пределами лишь одной нации, одной промышленной отрасли, одного человека. Скорее наоборот, это важная и серьезная задача, с которой мы все, так или иначе, сталкиваемся в своей деятельности.

Предприятия, работающие в разных секторах экономики, неизбежно сталкиваются с различными производственными трудностями, связанными с обеспечением охраны окружающей среды, однако данный вопрос зачастую наиболее остро перед компаниями нефтегазового сектора. Общеизвестно, что техногенные выбросы в атмосферу, вызванные сжиганием углеводородсодержащего топлива, оказывают влияние на проблему глобального потепления. Вместе с тем, мировая энергетическая потребность растет из года в год.

Являясь одним из ведущих нефтегазовых операторов Республики Казахстан, компания «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В.» (КПО) признает свою ответственность за сокращение объемов выбросов парниковых газов. В 2008 году, КПО, управляющая освоением одного из крупнейших в стране нефтегазоконденсатных месторождений, поставила перед собой достаточно амбициозную задачу: добиться устойчивого сокращения выбросов парниковых газов до одного миллиона тонн к 2012 году. Данная цифра представляет эквивалент совокупного объема выбросов 83 тысяч домашних хозяйств.

С начала полномасштабной производственной деятельности в 2005 году на огромном по размеру Карачаганакском месторождении в Западно-Казахстанской области, КПО удалось добиться снижения объемов выбросов парниковых газов на девять процентов. Причем, данного достижения компания добилась несмотря на одновременное увеличение объемов производства. Данного показателя удалось достичь благодаря ежегодным согласованным усилиям, направленным на сокращение выбросов в атмосферу.

КПО недавно была внедрена пятилетняя стратегическая Программа охраны труда, производственной безопасности и охраны окружающей среды. Программа основана на применении доступных наилучших технологий,

ROGTEC

НОВОСТИ


93ROGTEC

передового опыта, продуманных капиталовложений, а также системы динамичного и проверяемого сбора данных. КПО также направила значительные финансовые и интеллектуальные ресурсы для того, чтобы улучшить анализ производственного воздействия Карачаганака на окружающую среду.

Говоря о производственной деятельности КПО, Луи ДЖАКОБС, менеджер корпоративного департамента охраны окружающей среды, отметил : «Несмотря на то, что данная программа реализуется еще только в течение двух лет, ее результаты уже достаточно многообещающие. В 2008 году, в результате выполнения ключевых экологических проектов, КПО удалось снизить объемы выбросов на более чем 160 тысяч тонн. Устойчивое сокращение выбросов из года в год, составляет более 106 тысяч тонн».

В течение первого года реализации экологической программы, КПО, несмотря на увеличения объемов производства, уже достигла 27-процентного снижения выбросов от намеченного уровня в один миллион тонн. В целом, компания снизила выбросы парниковых газов в атмосферу на более чем 269 тысяч тонн.

Данный производственный результат был отмечен наградой председателя правления компании Би Джи Групп, сэра Роберта УИЛСОНА, в мае этого года в Лондоне. КПО получила поощрительный приз за проведенную работу, по снижению объемов выбросов парниковых газов.

Вручая награду, сэр Роберт УИЛСОН отметил, что «КПО продолжает реализацию своей амбициозной стратегии снижения парниковых газов, целью которой является совокупное снижение объемов выбросов углекислого газа в атмосферу в количестве одного миллиона тонн в течение пяти лет. Результаты, достигнутые компанией сегодня, впечатляют: в прошлом году КПО обеспечила две трети общего годового объема снижения выбросов парниковых газов по всей группе предприятий Би Джи Групп», - добавил сэр Роберт УИЛСОН.

Chairman, Sir Robert Wilson, for its work on greenhouse gas reductions.

Commenting at the award ceremony, Sir Robert Wilson stated: “KPO is pursuing an ambitious greenhouse gas reduction strategy with the aim of achieving a total, cumulative reduction of one million tonnes of CO2 emissions over five years. Results to date have been impressive, indeed last year, KPO alone contributed two-thirds of BG Group’s total annual reduction in greenhouse gases.”

ROGTEC

NEWS


Пользователи из организаций, занимающихся охраной общественной безопасности, раскрывают требования к средствам связи будущего.

TETRA продолжит удовлетворять спрос на быстрые и надежные средства связи. Motorola, Inc объявляет о начале исследовательской программы «Технологии будущего» (Future Tech). В ходе опроса 196 организаций 82% респондентов отметили наличие потребности в быстрых и гибких средствах связи, которые обеспечивают повышенную безопасность пользователей, предлагают более широкий ассортимент приложений и более просты в обращении. Наличие таких требований к средствам связи убедительно свидетельствует о всевозрастающей важности технологии TETRA .

TETRA предлагает выделенные частные сети, обладающие исключительной надежностью и совместимостью (означающей, что в кризисных ситуациях коллективы разных организаций могут быть соединены); кроме того, такие сети обеспечивают высокую степень конфиденциальности и поддерживают как голосовую, так и информационную связь. Эта технология постоянно совершенствуется, отвечая постоянно растущим запросам клиентов отслеживаемым путем исследований, что позволяет говорить о долговременной выгоде инвестиций в TETRA.

Public Safety Users Reveal Future Requirements from Communications

TETRA will continue to address strong demand for fast, resilient communication Motorola, Inc. unveils its “Future Tech” research program. Analysis from interviews with 196 organizations, reveals the clear demand, expressed by 82 percent of respondents for fast, resilient communications, which improve the safety of users, extend the range of applications available in the field and simplify ease of use. These requirements underline the ongoing importance of TETRA technology.

TETRA provides dedicated private networks which deliver exceptional reliability, interoperability (in a crisis situation teams from different organizations can be connected), are highly secure, and support both voice and data connectivity. The technology is evolving to address the customer expectations revealed by the research and extend the long-term returns of investments in TETRA.

94

Снизьте потребление энергии на 50% с помощью технологии фирмы Grundfos

Возможность эффективно управлять скоростью охлаждающих насосов судов в зависимости от температуры морской воды позволяет значительно снизить потребление энергии и стоимость эксплуатации оборудования. Предлагаемая фирмой Grundfos технология контроля охлаждения через управление скоростью, предназначенная для морских судов, поможет сэкономить до 50% расходов на энергию.

Системы охлаждения предназначены для работы при постоянной температуре морской воды 32°C, вне зависимости от того, пересекает ли судно Персидский залив или идет по Балтийскому морю в январе. Технология Grundfos, позволяя регулировать скорость насосов, призвана устранить этот недостаток и тем самым помочь природе, а также принести экономию судовладельцам. Снижение потребления энергии означает снижение объемов выбросов CO2 и уменьшение расходов на топливо – фактор, который приобретает все большую актуальность для любой отрасли, и Grundfos очень серьезно подходит к этому вопросу.

Cut energy consumption by 50% with a Grundfos solution

Being able to efficiently control the speed of a vessel’s cooling pumps according to the temperature of the sea significantly reduces energy consumption and costs below deck. Grundfos’ speed-controlled cooling solutions for marine applications offer savings of up to 50%.

Cooling solutions are designed to cool at a constant seawater temperature of 32 °C – regardless whether the vessel is sailing around the Persian Golf or the Baltic Sea in January. Grundfos now breaks with this, offering a variable-speed alternative that is as beneficial to the environment as it is to the ship owner’s economy. Reduced energy consumption equals reduced CO2 emissions and fuel costs - an increasingly important factor in every industry and one that Grundfos takes very seriously.

ROGTEC

НОВОСТИ


Корпорация KBR выиграла инженерный контракт c Верхнечонскнефтегазом на участие в нефтяном проекте в Восточной Сибири.

Корпорация KBR подписала с Верхнечонскнефтегазом - контракт на инженеринговое и проектировочное обслуживание (FEED) проекта VC FFD в восточносибирском регионе России.

KBR предоставит услуги FEED для нового нефтедобывающего комплекса, рассчитанного на 140 000 баррелей нефти в день и соединенного новым 85-километровым нефтепроводом с существующим нефтепроводом Восточная Сибирь – Тихий океан.

Планируется, что 430 рабочих скважин Верхнечонского нефтегазового месторождения будут совместно вырабатывать 140 тыс. баррелей нефти в день; кроме того, предусмотрено бурение 215 водонагнетательных скважин. Разработка месторождения потребует бурения в общей сложности 645 скважин, расположенных на 75 буровых площадках. Глубина коллектора – примерно 1 700 м, исходное давление в коллекторе – около 2 250 фт на кв.дюйм, температура коллектора – 12-20.

KBR Awarded FEED Contract by VCNG for Eastern Siberia Oil Project

KBR has been awarded a contract by Verkhnechonskneftegas (VCNG) to provide front-end engineering and design (FEED) services for the VC FFD Project located in the Eastern Siberia region of Russia.

KBR will provide FEED services for a single new build, 140,000 barrels of oil per day facility, which will be tied back via a new 85-kilometer pipeline, to the existing East Siberian Pacific Ocean (ESPO) pipeline.

The VC oil & gas field is planned to produce a plateau production of 140-kbopd from 430 production wells, and there will be 215 water injection wells. The field development will involve total 645 wells distributed over 75 well pads. The reservoir is about 1700m depth and initial reservoir pressure is about 2,250 psia, with a reservoir temperature from 12C to 20C.

GE Oil & Gas Develops Unique –60°C Gas Turbine Generators for Rosneft Power Station at Vankor Oil Field

GE Oil & Gas, announces that it has designed unique gas turbine generators that can operate in temperatures up to -60°C for a power plant project at the Vankor oil field (Turukhansky district, Krasnoyarsk region) owned by Rosneft oil company. The 210 MWt gas turbine power station at the Vankor oil field will become the only complete source of power and heat used for life support and oil and gas production, as well as part of the first stage of the oil field’s launch into operation. As part of its continuing cooperation with Rosneft, GE Oil & Gas is supplying eight gas turbine generators based on MS5001PA gas turbines.

NEWS

Компания GE Oil & Gas разрабатывает уникальные генераторы для газовых турбин, рассчитанные на - 60°С, для электростанции Роснефти на Ванкорском нефтяном месторождении

Компания GE Oil & Gas объявила о создании уникальных генераторов для газовых турбин, способных работать при температурах до -60°С. Новинка предназначена для электростанции на Ванкорском нефтяном месторождении, расположенном в Туруханском районе Красноярской области и принадлежащем нефтяной компании Роснефть. Электростанция на Ванкорском месторождении с газовой турбиной мощностью 210 мегаватт должна стать единственным универсальным источником электричества и теплоэнергии для жизнеобеспечения и производства нефти и газа. Строительство электростанции явится частью первой фазы пуска месторождения в строй. В рамках долгосрочного сотрудничества с Роснефтью GE Oil & Gas поставит восемь генераторов для газовых турбин, сконструированных на основе MS5001PA.

SCIENTIFIC LININIGS AND COATINGS, Inc.

➤

➤

➤

➤

➤

➤

➤

➤

ITS открывает новый офис в Казахстане

Группа ITS, ведущий поставщик продукции и услуг для нефтяных месторождений, разрабатываемых мировыми оффшорными газовыми и нефтяными компаниями, открыла предприятие в Казахстане, которое будет обслуживать операторов в Каспийском регионе.

Предприятие, расположенное в Актау и открытое в феврале 2009 г., уже набрало портфель контрактов и, опираясь на предыдущий успешный опыт, рассчитывает упрочить свои позиции на важнейшем нефтяном и газовом рынке. Предприятие поставляет операторам широкий ассортимент бурового оборудования на основе проката или продажи, которое наряду с прочим включает трубы, хомуты, стабилизаторы, бурильные ясы и отбойные переводники, а также предлагает ловильные услуги, спуск скважинного оборудования и ряд услуг по машинной обработке, выполняемых высококвалифицированным персоналом.

ITS opens new office Kazakhastam

ITS Group, a leading supplier of oilfield products and services to the global offshore oil and gas industry, has opened a facility in Kazakhstan to service operators in the Caspian region.

The Aktau-based facility, which opened in February 2009, has already secured work and is well placed to build on its early success and establish a presence in one of the most important oil and gas markets. The facility supplies operators with a wide range of drilling equipment on a rental or sale basis (including, but not limited to, pipe, collars, stabilizers, drilling jars, shock tools) and also offers fishing, tubular running and a variety of machine shop services delivered by highly-skilled personnel.

96 ROGTEC

НОВОСТИ


КОМПАНИЯ SMT ОБЪЯВЛЯЕТ О РАЗРАБОТКЕ ТЕХНОЛОГИИ KINGDOM GEOMODELIN НА ОСНОВЕ JEWELSUITE™

SMT объявила о сотрудничестве с JewelSuite™, которое позволит компании интегрировать технологию географической привязки JewelSuite™ (ожидается патент) в качестве компонента своей новой технологии геомоделирования KINGDOM Geomodeling. Этот инструмент позволит проводить трехмерное геомоделирование в том же самом приложении, в котором была выполнена исходная интерпретация. Такая функциональность позволит добывающим и перерабатывающим компаниям снизить время на моделирование и повысить точность бурения путем проведения более точных объемных вычислений.

Комментируя новость, Аршад Матин (Arshad Matin), президент SMT, сказал: «В настоящее время моделирование и интерпретация существуют в виде отдельных направлений в деятельности компаний и осуществляются разными коллективами. Этот несогласованный процесс напоминает деятельность скульптора, который описывает свой проект на бумаге, а потом поручает другому человеку воплотить его в материале. Технология KINGDOM Geomodeling, разработанная SMT, передает весь процесс обратно в руки мастера. Более того, так как она очень экономична и проста в работе, теперь каждый может стать мастером».

А вот комментарий Джерарда де Джагера (Gerard de Jager), президента JOA: «Это весьма важная наработка в нашей области. Теперь наряду с инженерингом, где ортогональная привязка Jewel уже зарекомендовала себя как не знающая себе равных, партнерство c SMT позволит охватить область сейсмической интерпретации. Благодаря

использованию метода точной вертикальной привязки достигается эффективная организация работы, что позволяет коллективам быстрее принимать правильные решения».

SMT UNVEILS KINGDOM GEOMODELING POWERED BY JEWELSUITE™

SMT have announced its partnership with JewelSuite™, allowing SMT to incorporate the patent-pending JewelSuite™ gridding technology as a part of the new KINGDOM Geomodeling solution. With this tool, organizations can now conduct 3D geomodeling within the same application as their initial interpretation. This capability helps upstream exploration and production companies reduce cycle times and improve drilling decisions through more accurate volumetric calculations.

Commenting on the announcement, Arshad Matin, President and CEO of SMT, said, “Today, Interpretation and Modeling exist as separate silos within organizations, managed by separate teams. This dysfunctional process is akin to a sculptor having to write his design on paper and require someone else to build it. With KINGDOM Geomodeling, SMT puts the tools back in the hands of the artist. And because it is so cost effective and easy to use, now everyone can be an artist.”

Commenting on the announcement, Gerard de Jager, President of JOA, said: “This is an important step for our industry. Next to the engineering domain, where the orthogonal Jewel gridding has proven superior, the partnership with SMT will integrate Seismic Interpretation. Due to the true vertical gridding method, seamless workflow integration will be achieved, leading to faster and better asset team decision making”.

97ROGTECROGTEC

NEWS


Спуск на воду судна Polarcus Naila

30 июля 2009 года на верфи Drydocks World, Дубай, Объединённые Арабские Эмираты, было спущено на воду судно Polarcus Naila.

Polarcus Naila является вторым судном флотилии Polarcus, специально построенным для трехмерной морской сейсморазведки наивысшего уровня, способным буксировать до 12 сейсморазведочных кос, каждая по 8000 м. Контракт на постройку судна был подписан 28 апреля 2008 года. Работы начались 8 июня того же года. Как и первое судно из этой серии - Polarcus Nadia, спуск на воду которого состоялся 25 июня 2009 года, Polarcus Naila имеет множество новых, не применявшихся ранее конструктивных особенностей - от характерного для компании ULSTEIN X-BOW® корпуса и до системы избирательного каталитического восстановления, разработанной для улучшения эксплуатационных характеристик и сокращения выбросов. Сложная двухкорпусная конструкция также имеет ряд преимуществ, включая безопасность, надежность и двухмерную систему динамической стабилизации судна.

После ввода в эксплуатацию ожидается, что Polarcus Naila станет одним из наиболее экологически чистых и технологически современных морских судов, занятых в морской сейсморазведке, обеспечивающих трехмерную сейсморазведку нефтяных и газовых месторождений в различных частях мира.

Доводка и оснащение судна продолжится на верфи Drydocks World в Дубае. Церемония присвоения имени и передача судна планируется на 4 квартал 2009 года. Фотографии спуска на воду имеются на сайте компании Polarcus по ссылке Project Polarcus.

Launch of Polarcus Naila

The launch of Polarcus Naila took place on the 30 July 2009 at the Drydocks World - Dubai shipyard in the United Arab Emirates.

Polarcus Naila is the second vessel in the Polarcus fleet, purpose built for the high-end 3D marine seismic market and capable of towing up to 12 by 8,000m streamers. The shipbuilding contract for the vessel was signed on the 28 April 2008 and steel cutting commenced on the 8 June 2008. Like her sister ship Polarcus Nadia, launched on the 25 June 2009, Polarcus Naila incorporates many new and innovative design features ranging from the distinctive ULSTEIN X-BOW® hull to the Selective Catalytic Reduction (SCR) system, designed to maximize operational performance and minimize emissions. The sophisticated double hull design also incorporates a range of advanced safety features including a DP 2 dynamic positioning system.

Once in service, Polarcus Naila will be one of the most environmentally friendly and technologically sophisticated marine seismic vessels in the market, providing advanced 3D towed marine seismic services worldwide to the oil and gas industry.

Fit out of the vessel will continue at Drydocks World - Dubai after launch with the naming ceremony and delivery scheduled for Q4 2009. Photographs of the launch are available on the Polarcus website under Project Polarcus.

Are you receiving your FREE copy?

Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +350 2162 4001

Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +350 2162 4001

Name/ФИО:

Company/Компания:

Position/Должность:

Address/Адрес:

Telephone/Тел.:

Fax/Факс:

Email/Эл.почта:

Already receiving your copy? Pass this onto a colleague so they can receive their free subscription!

Уже получаете бесплатные номера ROGTEC?Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал. ROGTEC18

Сведения о Рекламодателях AdvertisersIndex

apl.no

p.12

ite-exhibitions.com

siemens.com

ibc, p.43 & p.77

p.5

belvalves.com

p.63

mud-data.de

sulzer.com

p.61

p.55 & p.65

rao-offshore.ru

p.69

jenbacher.com

p.15

seismicmicro.com

p.21

its-energyservices.com

p.53

auma.com

p.7

3parctic.com hoteng.com

p.67

roxar.com

p.31 p.39

aggreko.co.uk

obc & p.57 p.73

iongeo.com

p.17

sakhalin-oil-gas.com

bentec.com

ifc p.11

tenaris.com

p.9

netzsch.com

dresser-rand.co.uk transtec-neva.com

p.4 p.89

tiorco.com

p.49

otcnet.org

welltec.com

p.79

p.27

dsi-pbl.com

p.13

polarcus.com

p.37

eage.ru

p.41


p.93

weathercap.com

Интервью в журнале ROGTEC с Холгером Хартвигом, представителем компании “Нетч Ойлфилд Продактс ГмбХ”

The ROGTEC Interview - Holger Hartwig of Netzch Oilfield Products GMBH

100

What is your favourite band and track?Queen “These are the days of our life”

I understand that you are keen motorcyclist. What bike are you currently riding?A customized Chopper, based on an HONDA VTX 1300

What is your favourite sport, and what team do you support?International football, Germany of course!

What is your position in the company and how long have you held this?I’m the Managing director of NETZSCH OILFIELD PRODUCTS GmbH, and have been since 2002. The company is a 100% daughter company of NETZSCH-Holding How long have you been in business in Russia and the Caspian?My first project as a young engineer was a compressor station for the gas-pipeline between Russia and Germany in 1982

What companies have you worked with in the Region?We have worked with many big and small oil companies which have wells with heavy oil, sand or gas problems. Today we also have some good partnerships with different oil and gas institutes in Russia and Kazakhstan.

What is your most recent success in the market?We are bringing more and more Progressing Cavity Pumps to oilfields in the region with heavy oil, bitumen, and wells with sand problems or gas.

Have you and any recent product launches for the region? We are starting to sell modern ATEX-Drive heads, with 100% European safety standards in Russia and the Caspian. These Drive heads are already very successful in various oilfields in Europe.

What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year and beyond?I think that the increase in the price of oil will continue to bring new projects online, and indeed help with the reconstruction of old wells. Without a successful and profitable oil and gas market other industries will suffer in any case; so technology implementation, the delivery of high quality products and respect for the environments are all key issues.

Ваша любимая музыкальная группа и композиция?Группа Queen “These are the days of our life”

Я знаю, что вы любитель езды на мотоцикле. На каком мотоцикле вы ездите сейчас? На сделанном на заказ чоппере, построенном на основе модели HONDA VTX 1300.

Ваш любимый вид спорта и любимая команда?Международный футбол. Разумеется, я болею за Германию!

Какова ваша должность в компании и как долго Вы ее занимаете?Я являюсь исполнительным директором компании NETZSCH OILFIELD PRODUCTS GmbH и занимаю этот пост с 2002 г. Компания является 100% дочерним предприятием NETZSCH-Holding.

Как долго вы работаете с Россией и Каспийским регионом?Когда я был начинающим инженером, моим первым проектом была компрессорная установка для газопровода, проложенного между Россией и Германией в 1982 г.

С какими компаниями Вы работали в этом регионе?Мы работали со многими крупными и малыми нефтяными компаниями, имеющими скважины с тяжелой нефтью, песком или проблемы с газом. Сейчас у нас есть хорошие рабочие связи с различными нефтяными и газовыми компаниями в России и Казахстане.

Назовите Ваш последний удачный проект на рынке?Мы поставляем все больше и больше эксцентриковых винтовых насосов на нефтяные месторождения в данном регионе, характеризующемся тяжелой нефтью, битумом и скважинами с проблемами песка или газа.

Запускали ли Вы в последнее время какие-либо новые продукты в этом регионе? Мы начали продавать в Россию и район Каспийского моря забивные головки, сертифицированные по АТЕХ, на 100% соответствующие европейским стандартам качества. Эти головки уже отлично зарекомендовали себя на различных нефтяных месторождениях в Европе.

Что вы думаете о перспективах российского нефтяного и газового рынков в конце этого года и далее?Я думаю, что повышение цен на нефть будет продолжать стимулировать разработку новых месторождений, а также способствовать реконструкции старых скважин. В любом случае, без успешной и прибыльной нефте- и газодобычи будут страдать и другие отрасли промышленности, поэтому ключевыми вопросами на сегодняшний день являются развитие технологий, получение высококачественной продукции и бережное отношение к окружающей среде.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ



102 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Date post:	08-Mar-2016
Category:	Documents
Upload:	rogtec-magazine
View:	255 times
Download:	10 times

ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

Documents