rogtec issue 38

Оптимизация добычи для месторождений с высоким ГФ

Production Optimization for High GOR Fields

ТюменНИИгипрогаз: Утилизация попутного нефтяного газа в России

TNGG: APG Utilization in Russia

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

38

Метод сейсмической энтропии для повышения эффективности ГРП

Seismic Entropy to Increase Frac Efficiency

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Работа с данными по группе скважин на нетрадиционных месторождениях с последующим полноценным моделированием Смотреть видео в кинозале Каппы

Новое: скоро выходитКурс по обработке и анализу данных для нетрадиционных запасов (сокр. URAP)

Обработка данных стационарных глубинных манометров Смотреть видео в кинозале Каппы

Новое: скоро выходитТренинг по работе с данными глубинных манометров и Каппа Сервером (PDG-KS)

|

Нетрадиционные запасы

www.kappaeng.com/ur www.kappaeng.com/software/ks

| Контроль разработки

Topaze KURC

Rubis

Citrine

CitrineP10 P50 P90

Saphir

KServer

Topaze Rubis

www.rogtecmagazine.com

Работа с данными по группе скважин на нетрадиционных месторождениях с последующим полноценным моделированием Смотреть видео в кинозале Каппы

Новое: скоро выходитКурс по обработке и анализу данных для нетрадиционных запасов (сокр. URAP)

Обработка данных стационарных глубинных манометров Смотреть видео в кинозале Каппы

Новое: скоро выходитТренинг по работе с данными глубинных манометров и Каппа Сервером (PDG-KS)

|

Нетрадиционные запасы

www.kappaeng.com/ur www.kappaeng.com/software/ks

| Контроль разработки

Topaze KURC

Rubis

Citrine

CitrineP10 P50 P90

Saphir

KServer

Topaze Rubis

ROGTEC6

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

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

Редактор материалов по России Russian EditorBoris [email protected]

Bryan [email protected]

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

Верстка и дизайн Production / DesignКреативный дизайн Creative DirectorSaul Haslam

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

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

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

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

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

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

САМОЕ НАДЕЖНОЕ В МИРЕ

АРМИРУЮЩЕЕ ПОКРЫТИЕ

100% БЕЗ ТРЕЩИН И РЕМОНТОПРИГОДНОЕ

Отличная защита обсадки и замковых соединений

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

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

100% БЕЗ ТРЕЩИН И РЕМОНТОПРИГОДНОЕ

Отличная защита обсадки и замковых соединений

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

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

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

Email: [email protected]

© 2

012

Natio

nal O

ilwel

l Var

co

D392

0000

00-M

KT-0

01 R

ev 0

1

TorqueMaster

Одна компания . . . бесконечное множество решений© 20

13 N

ation

al Oi

lwell

Var

coВс

е пр

ава

защи

щены

D392

0054

79-M

KT-0

02 R

ev 0

1

Компания NOV обеспечивает повышение безопасности и экономию затрат на буровые операции. Установка Torquemaster позволяет свинчивать и развинчивать элементы оборудования и КНБК непосредственно на буровой. Установлен TorqueMaster на мостках для хранения труб, тем самым обеспечивая повышение безопасности для персонала и уменьшая время, затрачиваемое на доставку оборудования из ремонтного цеха. Установка может быть использована как на наземных, так и на морских буровых. Данный модуль является автономным, прост в использовании для свинчивания/развиничивания бурового оборудования, предназначен для быстрого, безопасного и надежного технического обслуживания оборудования и буровых двигателей. Свяжитесь с вашим региональным представителем NOV Downhole для получения более детальной информации.

www.nov.com/TorqueMaster Email: [email protected]

$$Сервисное оборудование для свинчивания и развинчивания

резьбовых соединений

Согласно отчетам буровиков меньше чем за полгода, было сэкономлено до $10млн, за счет снижения затрат времени на доставку, а также обслуживания оборудования непосредственно на буровой

TM

DH TorqueMaster Ad RUSSIAN REV 11-05-13.indd 1 11/11/2013 12:53:40 PM

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

Email: [email protected]

© 2

012

Natio

nal O

ilwel

l Var

co

D392

0000

00-M

KT-0

01 R

ev 0

1

TorqueMaster

Одна компания . . . бесконечное множество решений© 20

13 N

ation

al Oi

lwell

Var

coВс

е пр

ава

защи

щены

D392

0054

79-M

KT-0

02 R

ev 0

1

Компания NOV обеспечивает повышение безопасности и экономию затрат на буровые операции. Установка Torquemaster позволяет свинчивать и развинчивать элементы оборудования и КНБК непосредственно на буровой. Установлен TorqueMaster на мостках для хранения труб, тем самым обеспечивая повышение безопасности для персонала и уменьшая время, затрачиваемое на доставку оборудования из ремонтного цеха. Установка может быть использована как на наземных, так и на морских буровых. Данный модуль является автономным, прост в использовании для свинчивания/развиничивания бурового оборудования, предназначен для быстрого, безопасного и надежного технического обслуживания оборудования и буровых двигателей. Свяжитесь с вашим региональным представителем NOV Downhole для получения более детальной информации.

www.nov.com/TorqueMaster Email: [email protected]

$$Сервисное оборудование для свинчивания и развинчивания

резьбовых соединений

Согласно отчетам буровиков меньше чем за полгода, было сэкономлено до $10млн, за счет снижения затрат времени на доставку, а также обслуживания оборудования непосредственно на буровой

TM

DH TorqueMaster Ad RUSSIAN REV 11-05-13.indd 1 11/11/2013 12:53:40 PM

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC

Содержание Contents

10

20

Новый контракт между руководством и техническим специалистом-нефтяником

Перспективы геологоразведки на Российском шельфе до 2025 года

Новая технология оптимизации добычи нефти и/или газоконденсата из оторочек газовых резервуаров и нефтяных месторождений,

содержащих нефть с высоким газовым фактором

Применение метода сейсмической энтропии для решения технологических задач в

нефтегазовой отрасли

Утилизация попутных нефтяных газов

Поездки команды ROGTEC!

A New Contract Between Management and the Petro-Technical Professional

Outlook for Offshore Exploration in Russia Until 2025

New Technologies for Optimizating Condensate Fields with High Gas Factors

Application of Seismic Entropy to Increase Frac Efficiency

TNNG: APG Utilization at Russian Oil Fields

ROGTEC on the Road!

38

54

20

62

66

66

10 ROGTEC

Добро пожаловать на страницы 38-го выпуска журнала ROGTEC, ведущего издания в области технологий разведки и добычи в России и Каспийском регионе.

По причине региональной напряженности, в данное время между Россией и Западом наблюдаются такие же натянутые отношения, как во времена холодной войны, при этом кризис на Украине еще глубже вбивает клин в отношения между Востоком и Западом. Коротко говоря, страны Европейского союза и США обвиняют Россию в активном участии в поставках оружия и снабжении повстанцев-сепаратистов на Украине военной техникой и военнослужащими, хотя, что немаловажно, эти страны воздерживаются от фактического обвинения России во вторжении на суверенную территорию Украины. Россия, конечно же, отрицает это, и пропагандистские машины с обеих сторон конфликта работают на полных оборотах. Истина, как это зачастую бывает при такого рода конфликтах, вероятнее всего, находится где-то посередине. Трагедия заключается в том, что пока геополитики обвиняют друг друга, число жертв растет и страдания втянутого в конфликт населения усиливаются.

До недавнего времени Евросоюз занимал выжидательную позицию, опасаясь возможной дестабилизации важных отношений в деловой сфере, но в конце июля он усилил санкции в отношении России, в том числе в таких ключевых секторах экономики как энергетика и финансы. Это, конечно, включало отдельные санкции на импорт нефтяных технологий. Тем не менее, имелось несколько ключевых формулировок, сделавших данные санкции по возможности более щадящими. Они распространялись только на разведку нефти в арктических районах, глубоководную разведку или разведку сланцевой нефти, и не действовали в отношении любых сделок, которые уже были заключены или “согласованы” ранее. Фактически, уже после того, как были введены санкции, ExxonMobil и Роснефть приступили к бурению первой скважины в Карском море в рамках своего соглашения по Арктике. Сейчас мы наблюдаем, как компании прилагают усилия к тому, чтобы продолжить осуществление деловых отношений, демонстрируя


Колонка шеф-редактора

серьезность своих обязательств по отношению к региону, имеющему огромную важность для компаний-операторов, сервисных организаций и производителей оборудования. Продолжение партнерства имеет огромную важность.

В преддверии отправки данного выпуска в печать стало известно о том, что перемирие было согласовано, а уточнение всех деталей и подписание соответствующих документов ожидается уже в ближайшее время.

Это должно привести к прочному миру для обеих сторон и для гражданского населения, оказавшегося в центре конфликта. Далее мы надеемся, что и бизнес вернется в нормальное русло с отменой всех санкций с обеих сторон.

А теперь вернемся к текущему выпуску журнала ROGTEC, в котором мы публикуем отличные статьи. Этот номер журнала начинается с материала Дэвида Бэмфорда, за которым следует отличная статья RPI, посвященная разведочным работам на шельфе в России. Кроме того, в этом номере журнала мы публикуем статью ТюменНИИгипрогаза об утилизации попутного нефтяного газа, а также мы рады приветствовать нашего нового автора, Российский институт нефтегазовой геологии и геофизики Российской академии наук. Не забудьте прочитать наш отчет о мероприятиях Mobius на странице 66, в котором рассказывается о Круглом столе российских буровых подрядчиков (RDCR 2014), конференции UOR 2014 (Нетрадиционная нефть в России), выставке “Нефтегаз”, 21-м Мировом нефтяном конгрессе и выставке “Нефть и газ Каспия”.

Я надеюсь, что вам понравятся материалы данного выпуска, и мы с нетерпением ждем встречи с вами на международной выставке KIOGE и на Российской технической нефтегазовой конференции (ROG) и выставке SPE в Москве.

С наилучшими пожеланиями,

Ник ЛуканШеф-редактор

[email protected]

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

Dear Readers,Welcome to issue 38 of ROGTEC Magazine, Russia and the Caspian’s leading upstream focussed technology publication.

Regional tensions and the relationship between Russia and the west are as strained as they have been since the cold war, with the crisis in Ukraine driving an increasing wedge between East and West. Simply put, The EU and the US are accusing Russia of being heavily involved in arming and equipping the rebel separatists in Ukraine with both military hardware and manpower, although they have, significantly, stopped short of actually accusing Russia of invading Ukraine’s sovereign territory. Russia of course denies this, and the propaganda machine on both sides are running overtime. The reality, as is often the case in such conflicts, is most likely, somewhere in the middle. The tragedy is that while the Geo Politicians blame each other, the death toll rises and the misery for those caught in conflict increases.

Reticent up until now because of key business relationships that could potentially be disrupted, the EU stepped up the sanctions on Russia at the end of July to include key sectors such as Energy and Finance. Of course, this included specific sanctions on the import of Oil technology. There were however some key wordings that that made the sanctions as permissive as possible. They only covered Arctic, deepwater or shale oil exploration, and did not apply to any deals that had been signed or had already been “agreed”. Indeed, since the sanctions have been imposed, ExxonMobil and Rosneft started drilling the first well in the Kara sea as part of their arctic agreement. What we are seeing is companies attempting to continue their business relationships, show commitment to a region that is hugely important to both the operators, service companies and manufactures, whilst the legal teams assess what is and isn’t permissible. Continued partnership is essential.

EDITORSNOTESEditors Notes

Just as this issue was about to hit the printers, news is breaking that a truce has been agreed with the final details and signings expected within a couple of days.

This should result in a lasting peace for both sides and for the civilians caught in the middle of the conflict. Following on, business will hopefully return to normal with a removal of all sanctions from both sides.

Back to this issue of ROGTEC and we have some great pieces. David Bamford starts us off, followed by a great article by RPI looking at offshore exploration in Russia. As well as a piece on APG Utilization from TNNG, we also welcome on board the Russian Geological Survey and the Physics Institute of the Russian Academy of Science as contributors. Don’t forget to read our Mobius show report on page 66, reviewing the RDCR and UOR 2014, Neftegaz, 21st WPC and Caspian Oil and Gas Exhibition.

I hope you enjoy this issue, and we look forward to catching up with you all at the regional Autunm events including KIOGE and the ROG (SPE) in Moscow.

Best regards,

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

12

he continued search for oil and gas relies in equal measure on good management and superior petro-

technical expertise. The key, though, is ensuring that the two worlds mesh smoothly and create a working environment that motivates both parties to succeed. This is less obviously achieved than might be thought, for a number of factors.

First is the scarcity of top-quality petro-technical professionals. This used to be blamed on the famous crew change, which described the paucity of recruits during the oil price crash of the 1980s. But things have now changed. The last few years have seen abundant recruiting by both operators and the service industry, and the crew-change problem has morphed into the different challenge of accelerating the development of thousands of young professionals to fill the still-prevalent mid-career gap. The result is an industry obsessed with accelerating employee development. Second is the market force generated by the continued lack of mid-career petro-technical professionals. These lucky individuals command a price in excess of their equivalent managers, and so even do the young aspirants joining their ranks. With the oil price robust around $100 and global upstream activity buoyant, there remains an extraordinary lack of competent geoscientists, drilling and petroleum

родолжающийся поиск нефти и газа полагается в равной мере на эффективное руководство

и первоклассные экспертные знания технических специалистов-нефтяников. Ключевым фактором, однако, является обеспечение органичной связи двух этих миров и создания рабочей атмосферы, мотивирующей обе стороны к достижению успеха. Этого не так легко достигнуть, как может показаться, по ряду факторов.

Во-первых, это нехватка компетентных технических специалистов-нефтяников. Когда-то виной этому называли знаменитую “смену экипажа” - такой термин использовался для описания малочисленности новых кадров во время падения цен на нефть в 1980-х годах. Но сейчас ситуация изменилась. В течение нескольких последних лет происходит активный набор персонала как компаниями-операторами, так и сервисными компаниями, и проблема “смены экипажа” превратилась в проблему иного рода - ускорение повышения квалификации тысяч молодых профессионалов, необходимое для компенсации по-прежнему преобладающей нехватки специалистов, находящихся на средней ступени своей карьеры. В результате сейчас наблюдается сильный уклон

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Новый контракт между руководством и техническим специалистом-нефтяником A New Contract Between Management and the Petro-Technical Professional

Генри Эдмундсон, R9 Energy Consultants

Дэвид Бэмфорд, Petromall Ltd

Henry Edmundson, R9 Energy Consultants

David Bamford, Petromall Ltd

П T

13ROGTEC

индустрии в сторону ускоренного повышения квалификации работников.

Во-вторых, это рыночная сила, созданная продолжающейся нехваткой технических специалистов-нефтяников, находящихся на средней ступени своей карьеры. Эти счастливчики назначают себе цену больше, чем у соответствующих руководителей, и так же поступают молодые кандидаты, пополняющие их ряды. При том, что сейчас цена на нефть сейчас находится на стабильной отметке около 100 долл. США и ведется активная деятельности в сфере разведки и добычи, в мире наблюдается чрезвычайный дефицит компетентных ученых-геофизиков, специалистов-буровиков и нефтяников. И они знают об этом. Никогда еще не было так легко сменить работодателя в надежде на лучшее будущее.

В-третьих, это точка, где пересекаются интересы руководства компании и технического специалиста-нефтяника. Очевидно, что обе стороны желают успеха бизнесу, но под корпоративными целями в широком смысле таятся важные различия. В компаниях любого разумно обоснованного размера, руководители должны, образно говоря, обеспечить надлежащую сборку, обильную смазку и работу с максимальным к.п.д. своего механизма поиска и извлечения нефти и газа. При этом важны стандарты и дисциплина; в хорошо очерченных пределах, работники должны им следовать.

Технический специалист, однако, марширует под другую мелодию, руководствуясь совершенно иными критериями. Когда речь заходит о творческом

engineers. And they know it. Never has it been so easy to jump ship, hoping for a better future.

Third is the meeting point between management and the petro-technical expert. Both obviously aspire to business success, but beneath broad corporate goals lurk important differences. In companies of any reasonable size, managements must ensure that their machine to find and extract oil and gas is properly assembled, well lubricated, and working to maximum efficiency. Standards and discipline are important; within well-defined limits employees are expected to conform.

The technical expert, however, marches to a different tune, motivated by quite different criteria. When it comes to creativity and improving technical knowledge, petro-technical professionals prefer less rather than more management, or even no management. The ideal state is being self-directed; satisfaction comes from solving tough technical problems. When it comes to their career, peer recognition and involvement is as important as

ROGTEC

EXPLORATION


2013

2009

ТСН - Количество

PTPPopulation

ТСН - ВозрастPTP Age

Проблема смены экипажа (2009 г.) трансформировалась в проблему ускорения повышения квалификации технических специалистов-нефтяников (ТСН) (2013 г.)The crew change challenge (2009) has morphed into the challenge of accelerating petro-technical professional (PTP) development (2013)

Смазка механизма с помощью нового контракта между руководством и техническим специалистом-нефтяником

Oiling the machine with a new contract between management and the petro-technical professional

14 ROGTEC

РАЗВЕДКА


потенциале и расширении технических знаний, технические специалисты-нефтяники предпочитают, чтобы руководство компании имело к этому как можно меньше отношения, а еще предпочтительнее для них отсутствие какого-либо руководства. В идеале они хотят работать самостоятельно; удовлетворение они получают от решения сложных технических проблем. Когда речь идет об их карьере, признание среди коллег-экспертов и участие коллег-экспертов в работе так же важно, как и роль руководства. Вкратце, рискуя провести упрощенную аналогию, можно сказать, что квадратный колышек, который представляет из себя технический эксперт, не всегда может войти в круглые отверстия отлаженного бизнес-механизма. Чтобы справиться с такой не совсем простой задачей, требуются несколько необычные стратегии.

Начнем с двух первоочередных требований руководства и затем рассмотрим их подробнее. Во-первых, чтобы не отставать от других компаний, руководителям необходимы по возможности наиболее одаренные и информированные технические эксперты. Это означает необходимость в обеспечении надлежащей атмосферы для развития новых знаний и навыков техническими специалистами, в частности на инновационных направлениях технологии, и необязательно только для молодых работников. Также это означает, что эксперты нуждаются в свободном и беспрепятственном обмене знаниями и опытом как в пределах компании, так и вне ее.

Во-вторых, руководство должно стимулировать своих технических специалистов к тому, чтобы они не ушли к другим, более заманчивым работодателям. Этого можно достигнуть разнообразнейшими способами, включая полный пакет вознаграждений, систему повышения технической квалификации (или “техническую служебную лестницу”), и удовлетворение вышеупомянутых потребностей в развитии. Но в первую очередь руководители должны обеспечить уверенное лидерство и гармоничную и привлекательную корпоративную культуру.

Повышение квалификации работниковПовышение квалификации работников - это то, что легко пожелать, но трудно реализовать на практике. Здесь существует несколько “подводных камней”. Один из них - это традиционное мышление, подразумевающее, что для повышения квалификации достаточно раз в год проводить однонедельный курс обучения. Курсы, конечно, важны, но они - лишь одна из составляющих программы повышения квалификации. Другие составляющие - это, в том числе, самостоятельное обучение (раньше оно проводилось с помощью книг, а теперь - с использованием Интернета), производственная практика (аналогичная стажировке, которую в

management input. In short and at risk of working an analogy beyond breaking point, the square peg that is the technical expert may not always fit the round holes of the smoothly running business machine. How to manage this less-than-exact fit requires some unusual strategies.

Let’s start with two management imperatives, and then examine the details.

First, in order to keep pace, managers need the brightest and best informed technical experts possible. This means ensuring technical employees have the right environment to develop new knowledge and skills, particularly in emerging technology areas, and not necessarily junior employees only. It also means that experts need free and easy exchange of knowledge and experience both from within and outside the company firewall. Second, management needs to incentivize their technical experts not to leave for more enticing-looking employers. This can be achieved through a smorgasbord of options, including total compensation package, a technical promotion system or ladder, and satisfying the development needs mentioned above. Above all, management must provide strong leadership and ensure a coherent and attractive company culture.

Employee DevelopmentEmployee development is easy to wish for, harder to put into practice. There are several pitfalls. One is the traditional thinking that development is going on a week-long training course once a year. Courses have their place, but are only one component of a development program. The other components include self-study—used to be done from books but now the internet—on-the-job training, just like apprentices used to do, and learning from colleagues. Each training mode has its memory retention factor, and research shows that the class-room setting, although key for getting basics across, does not feature high compared with self-study and repetitive on-hands practical application.Whatever the mix, there are two management temptations that must be discouraged. The first is cutting employee training whenever business looks bleak. It’s the easiest thing to cut since it never impacts the short-term bottom line, but the long-term is of course another matter.

• Focus training on task at hand• Emphasize total package• Partner with petro-technicals on technical ladder• Devolve large chunks of knowledge management to petro-technicals

• Cut training to shore up bottom line• Let competency-driven training get too big• Assume majority control of the technical ladder• Attempt to manage tacit knowledge inside the organization

Do’s Do Nots

Guidelines for management in the new contract

Ощутите прогресс.Краны для буровых платформ

� Технология и инновации � Опыт � Компетенция � Качество � Сервис

[email protected]/LiebherrMaritimewww.liebherr.com

Группа компаний

30 Sept. - 3 Oct. 2014Almaty, KazakhstanBooth 10-262

EXPLORATION

прошлом проходили подмастерья), а также обучение коллегами по предприятию. Каждый режим обучения имеет свой фактор сохранения в памяти, и, согласно научным исследованиям, обстановка учебного класса, хотя она и является важной для получения базовых навыков, не так эффективна по сравнению с самостоятельным обучением и многократным выполнением практических заданий.

The second is believing that the ROI of training and development can be measured and monitored. Training and development, by definition, is a long-term commitment, and it is as hard to quantify the benefits as it is to predict the success of R&D.

What management can insist on, though, is focusing training and development on the job at hand, or at least what the employee is likely to be doing in the near future. Otherwise, training budgets quickly get eaten up providing employees nice-to-know stuff rather than need-to-know essentials. The challenge is deciding what is truly necessary for the business. The oft-quoted T-model of training

• Фокусировать обучение на непосредственно выполняемой работе• Подчеркивать размер совокупного вознаграждения• Выступать партнером с техническими специалистами- нефтяниками на технической служебной лестнице• Передавать техническим специалистам- нефтяникам большие “порции” управления знаниями

• Сокращать обучение, чтобы сохранить прибыльность• Позволять излишне разрастаться обучению с уклоном в профессиональную квалификацию• Брать на себя мажоритарное управление технической служебной лестницей• Пытаться управлять неявными знаниями внутри организации

Правильно Неправильно

Рекомендации для руководства в случае нового контракта The T-model challenge: how to strike the balance

between in-depth versus contextual development

Broad contextual learning

Deepspecialistlearning

Ощутите прогресс.Краны для буровых платформ

� Технология и инновации � Опыт � Компетенция � Качество � Сервис

[email protected]/LiebherrMaritimewww.liebherr.com

Группа компаний

30 Sept. - 3 Oct. 2014Almaty, KazakhstanBooth 10-262

16 ROGTEC

РАЗВЕДКА


При любом сочетании составляющих, руководителям следует избегать двух искушений. Первое - это сокращение обучения работников в случае ухудшения дел в компании. От обучения отказаться легче всего, т.к. оно никогда не влияет на результаты деловой деятельности компании в краткосрочной перспективе, но если говорить о долгосрочной перспективе, то, конечно же, все выглядит иначе. Второе - это вера в то, что эффективность капиталовложений в обучение и повышение квалификации можно измерить и проконтролировать. Обучение и повышение квалификации, по определению, являются долгосрочным вложением средств, и трудно оценить их преимущества в количественном выражении, так же, как трудно предсказать результаты научных исследований и разработок.

Тем не менее, руководство может настаивать на том, чтобы обучение и повышение квалификации были сфокусированы на непосредственно выполняемой работе, или, по меньшей мере, на том, чем работник вероятнее всего будет заниматься в ближайшем будущем. В противном случае выделенные на обучение средства быстро закончатся, и в результате работники получат лишь общую информацию необязательного характера, а не ту, что им критически необходима для работы. Проблема в данном случае заключается в принятии решения о том, что по-настоящему необходимо для предприятия. Часто цитируемая Т-образная модель обучения и повышения квалификации является полезной в данном случае метафорой. Вертикальная часть буквы Т представляет собой доскональный, специализированный опыт, в то время как ее горизонтальная часть представляет собой широкое, контекстуальное понимание. Обучение компанией своих работников в значительной мере зависит от значения, придаваемого каждой из различных ступеней карьеры технического специалиста.

Компании, желающие реализовать сиюминутную прибыльность молодых работников, будет

and development is a useful metaphor. The vertical of the T represents in-depth, specialist expertise, while the horizontal represents broad, contextual understanding. How a company trains its employees depends very much on the importance attached to each at various stages of the technical expert’s career. Companies wishing to realize immediate earning power from young employees will focus on the vertical, allowing the horizontal to develop once the employee matures. Other companies prefer more contextual development before forcing the vertical. It is a matter of strategy, but it needs to be thought through.

There are concomitant choices for managing the employee’s development. The vertical is best managed through curriculum-based programs, a linear progression of tasks and learnings to be ticked off. The horizontal is best managed using a competency management approach that maps selected competencies and proficiencies to the job at hand. It risks becoming a large sledge hammer to crack the nut, but the idea does offer flexibility and the option to tailor training programs to large numbers of diverse employees. However, competency management comes with a health warning. The systems quickly get heavy, they require employee assessments, and are difficult to maintain. The trick is to keep things simple.

Another training imperative is coaching, an idea handed us from ancient times when young people learned from a master. It has been unambiguously proven in recent studies that good coaching provides the most efficient catalyst for accelerating employee learning. However, most companies struggle with the same basic conundrums. The coaching role needs careful definition, otherwise it ends up meaning whatever the participants decide. It is also expensive because valuable time is required from senior technical experts, and in today’s world there are simply not enough senior experts to go round. Some companies contract retired experts to provide the role, but this risks diluting company culture. Coaching is worth every penny, but there are no cook-book recipes.

Knowledge ManagementKnowledge is essential for any business, not least for satisfying a technical expert’s ability to keep in touch with everything that’s new. Technical knowledge in the business context can be divided between knowledge accessible from public sources and knowledge that is retained inside the firewall because it is deemed proprietary or confidential. Accessing the former is a purely mechanical task, revolutionized in the last decade by the internet. Managing the latter is harder because the company itself must create the mechanisms. This management of internal technical knowledge divides into two main parts.

One is explicit knowledge gained from company activities that must be validated, catalogued and made available

Проблема Т-образной модели: как достичь баланса между доскональным и контекстуальным повышением квалификации

Широкое контекстуальное усвоение знаний

Доскональноеспециализированное

усвоение знаний

Представив передовую технологию миграции методом обращенных

времен и технологию подавления кратных волн по методу поверхностно-

согласованного моделирования, GXT продолжает проводить исследования с

целью создания инновационных и усовершенствованных методик построения

изображений. Обладая такими технологиями, как широкополосная

обработка данных WiBand™, непараметрическая томография и

полноволновая инверсия, GXT предлагает различные решения в области

построения скоростной модели, подобранные под конкретную задачу.

Итоговый результат — изображения сложных геологических структур в

сверхвысоком разрешении, помогающие добиться успеха при изучении и

разработке месторождения. Узнайте больше на iongeo.ru/imagingleaders.

Скоростная модель до томографии с применением непараметрической выборки.

Применение разработанного GX Technology метода томографии высокого разрешения с использованием точных непараметрических выборок позволяет выявить скоростные неоднородности малого масштаба.

GX TECHNOLOGY

Инновационные технологии для сложных геологических условий.

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Нетипичные коллекторы

Регионы с суровымиклиматическими условиями

Разрезы со сложнымгеологическим строением

Изучение осадочных бассейнов

Эксплуатация месторождений

→

ЦЕНТРЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ХЬЮСТОН, ДЕНВЕР, ОКЛАХОМА-СИТИ, КАЛГАРИ, РИО-ДЕ-ЖАНЕЙРО, ПОРТ-ОФ-СПЕЙН, ЛОНДОН, КАИР, ПОРТ-ХАРКОРТ, ЛУАНДА, МОСКВА, ДЕЛИ (ГУРГАОН), ПЕРТ

17ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Представив передовую технологию миграции методом обращенных

времен и технологию подавления кратных волн по методу поверхностно-

согласованного моделирования, GXT продолжает проводить исследования с

целью создания инновационных и усовершенствованных методик построения

изображений. Обладая такими технологиями, как широкополосная

обработка данных WiBand™, непараметрическая томография и

полноволновая инверсия, GXT предлагает различные решения в области

построения скоростной модели, подобранные под конкретную задачу.

Итоговый результат — изображения сложных геологических структур в

сверхвысоком разрешении, помогающие добиться успеха при изучении и

разработке месторождения. Узнайте больше на iongeo.ru/imagingleaders.

Скоростная модель до томографии с применением непараметрической выборки.

Применение разработанного GX Technology метода томографии высокого разрешения с использованием точных непараметрических выборок позволяет выявить скоростные неоднородности малого масштаба.

GX TECHNOLOGY

Инновационные технологии для сложных геологических условий.

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Нетипичные коллекторы

Регионы с суровымиклиматическими условиями

Разрезы со сложнымгеологическим строением

Изучение осадочных бассейнов

Эксплуатация месторождений

→

ЦЕНТРЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ХЬЮСТОН, ДЕНВЕР, ОКЛАХОМА-СИТИ, КАЛГАРИ, РИО-ДЕ-ЖАНЕЙРО, ПОРТ-ОФ-СПЕЙН, ЛОНДОН, КАИР, ПОРТ-ХАРКОРТ, ЛУАНДА, МОСКВА, ДЕЛИ (ГУРГАОН), ПЕРТ

18 ROGTEC

РАЗВЕДКА


фокусироваться на вертикали, позволяя горизонтали развиваться после достижения работником определенного стажа. Другие компании отдают большее предпочтение контекстуальному повышению квалификации, после чего форсируют вертикальную часть модели. Это дело стратегии, но ее необходимо тщательно продумать.

Соответственно, в зависимости от выбора, повышение квалификации работника может осуществляться разными способами. Вертикалью лучше всего управлять посредством программ, основанных на учебном плане, при этом используется прямолинейная последовательность задач и получаемых знаний, которые “отмечаются галочкой” по мере прохождения. Горизонталью лучше всего управлять с использованием концепции управления профессиональной квалификацией, согласно которой определяются конкретные умения и знания, необходимые для работы, непосредственно выполняемой в компании. При этом возникает риск несоответствия усилий поставленной задаче (“использования кувалды для того, чтобы разбить орешек”), но сама идея действительно дает гибкость и возможность адаптировать программы обучения под нужды большого количества различных работников. Тем не менее, управление профессиональной квалификацией связано с определенным риском. Такие системы быстро утяжеляются, в их рамках требуется проводить оценки уровня работников, и их сложно обслуживать. Искусство в данном случае заключается в обеспечении простоты.

Другое первоочередное требование обучения - наставничество, идея, дошедшая до нас из древних времен, когда молодежь проходила обучение у мастеров. Недавними исследованиями было однозначно доказано, что правильное наставничество является наиболее эффективным катализатором для ускорения усвоения знаний работником. Тем не менее, многие компании бьются над решением одних и тех же типичных проблем. Роль наставничества требует тщательного определения, так как в противном случае дело заканчивается тем, что сами участники определят ее так, как им удобно. Кроме того, наставничество дорого, потому что требует затрат ценного времени со стороны старших технических специалистов, а в сегодняшнем мире таких специалистов просто-напросто недостаточно. Некоторые компании заключают контракты с вышедшими на пенсию специалистами, чтобы они выступали в качестве наставников, но это влечет за собой риск негативного воздействия на корпоративную культуру. Да, наставничество оправдывает связанные с ним затраты, но готовых рецептов при этом не существует.

Управление знаниямиЗнания важны для любого бизнеса, не в самую последнюю очередь для того, чтобы технический специалист мог находиться в курсе всех современных

internally. The other is so-called tacit knowledge that is in the heads of the technical experts and only gets shared in conversation, either in person or through the intranet. Sharing tacit knowledge is primarily a social activity. It works best when there is no interference from management; they would simply get in the way. The challenge for most companies is stretching the culture enough so employees can share their tacit knowledge with zero control. When it began, this type of activity was called communities of practice, but what it has become is just a typical social media activity like LinkedIn or Facebook, but restricted inside the company.

Incentivization and CareersGiven the continued shortfall in experienced petro-technical professionals, both operators and the service industry are fighting for talent. For the professionals, the money offered can be tempting and occasionally extravagant, to the point where it is impossible for any given company to compete on an ongoing basis. What companies can do, however, is to ensure that their employees understand the total remuneration package, comprising salary, bonus, housing and travel benefits, pension and so on. The details are rarely understood by the employee or even enumerated by the employer. But the analysis is worth it, because it’s the only way the employee can make a long-term comparison with offers on hand. The best incentive for petro-technical professionals, though, is a good career. Time and again, studies have shown that employees jump ship because of career dissatisfaction. This covers a multitude of sins, but a few basics cannot be argued with.

One is the need for status within the company. The company, in which the management line remains the only path to the top, risks losing its technical talent. The company with a secure technical ladder tied to a well-defined compensation

CareerDissatisfaction

Package

Lifestyle

Typical reasons for petro-technicals jumping ship

EXPLORATION

scale will have no such worries. But given the number of failed attempts in our industry, how to create a technical ladder that both management and the petro-technical professionals believe in? Two issues are key: the ladder must be jointly owned and managed by both management and the technical community, and the criteria for a technical promotion must address in equal part both business needs and technical requirements. Another basic is the well-known fact that many employees quit because they can no longer tolerate their boss or some other irritant close by. This is hard for management to pick up on, but can be avoided through careful monitoring of employee dissatisfaction. In the last analysis, the employee is as responsible for his or her career as the employer is. Both make choices. The challenge is to create the best possible dialogue.

A New ContractThe oil and gas business continues on its technology journey and petro-technical professionals provide the know-how. But they will remain in short supply for at least another decade. In the main, managers and technical professionals are cut from different cloth, so a company’s prerogative is to ensure that their respective talents compliment rather than compromise each other. Contrary to traditional practice, an awful lot can be gained by an

тенденций. Технические знания в контексте деловой деятельности можно разделить на знания, доступные из открытых источников, и знания, сохраняемые в рамках одной компании, потому что они считаются собственными разработками или конфиденциальными данными. Доступ к первой группе знаний является чисто механической задачей, которая в корне изменилась за последнее десятилетие благодарю развитию Интернета. Управлять второй группой труднее, потому что соответствующие механизмы должна создать сама компания. Данное управление внутренними техническими знаниями, в свою очередь, делится на две основные части.

Первая - это явно заданные (эксплицитные) знания, получаемые в ходе деятельности компании, которые должны быть подтверждены, внесены в каталог и сделаны доступными внутри компании. Вторая часть - так называемые “неявные знания”, которые существуют в головах технических технических специалистов и коллективно обсуждаются только в ходе бесед - личных или через внутрикорпоративную интернет-сеть (“Интранет”). Совместное пользование неявными знаниями - это, главным образом, социальная деятельность. Оно лучше всего реализуется при

20 ROGTEC

РАЗВЕДКА


отсутствии вмешательства руководства в этот процесс; начальство просто-напросто будет ему помехой. Сложной задачей для большинства компаний является распространение корпоративной культуры в достаточной мер для того, чтобы работники могли делиться своими неявными знаниями при полном отсутствии контроля. В самом начале данный тип деятельности назывался “сообщество практикующих”, но сейчас он превратился в типичную деятельность в социальных сетях, наподобие LinkedIn или Facebook, но ограниченную рамками одной компании.

Мотивация и карьерный ростС учетом продолжающегося дефицита опытных технических специалистов-нефтяников, компании-операторы и предприятия сервисной отрасли борются друг с другом за таланты. Для профессионалов, предлагаемые суммы могут быть заманчивыми и иногда чрезмерно высокими, вплоть до того, что в какой-то момент отдельно взятой компании становится невозможно постоянно конкурировать с другими. Тем не менее, компании могут обеспечить понимание своими работниками совокупного вознаграждения, включающего зарплату, премию, пособия на жилье и проезд, пенсию и т. д. Работник редко имеет представление о всех составляющих вознаграждения, а работодатель редко перечисляет их. Но анализ вознаграждения имеет смысл, потому что только так работник может провести сравнение в долгосрочной перспективе с другими имеющимися у него предложениями. Наилучшей мотивацией для технических специалистов-нефтяников все же является возможность сделать хорошую карьеру. Исследования вновь и вновь указывают на то, что работники меняют работодателя из-за неудовлетворенности своей карьерой. Это может подразумевать все, что угодно, но, бесспорно, существует несколько главных факторов.

Карьернаянеудовлетворенность

Вознаграждение

Образ жизни

Типичные причины смены работодателя техническими специалистами-нефтяниками

emphatic sharing of responsibility in key areas such as careers, training and development, knowledge management, and status for the technical professional. For the younger generation, especially, this is just plain common sense. For companies that have adopted this philosophy, it has paid huge dividends.

Один из них - это потребность работника в поддержании статуса внутри компании. Компания, в которой руководящая линия остается единственным путем к вершине, рискует растерять свой технический талант. Компания с гарантированной технической служебной лестницей, увязанной с четко определенной шкалой вознаграждения, может не беспокоиться по этому поводу. Но, учитывая множество неудачных попыток в нашей отрасли, как же создать техническую служебную лестницу, в которую поверят и руководители, и технические специалисты-нефтяники? Здесь ключевыми являются два вопроса: лестница должна находиться в совместном владении и управлении руководства и технического сообщества, и критерии технического продвижения должны в равной степени учитывать потребности бизнеса и технические требования.

Также важность представляет общеизвестный факт, что многие работники уходят из компаний потому, что более не могут терпеть своего босса или другого раздражающего их человека из непосредственного окружения. Руководству трудно уловить это, но данной ситуации можно избежать, ведя тщательный мониторинг неудовлетворенности работников. Согласно данным последнего анализа, работник отвечает за свою карьеру так же, как за нее отвечает работодатель. Оба выбирают, как поступать. При этом надо решить задачу создания наиболее оптимального диалога.

Новый контрактНефтегазовый бизнес продолжает свое движение в направлении новых технологий, и технические специалисты-нефтяники предоставляют научно-технические знания. Но таких специалистов будет остро не хватать в течение как минимум еще десяти лет. В основном, менеджеры и технические специалисты, образно говоря, сделаны из разного теста, поэтому прерогативой компании является обеспечение того, чтобы соответствующие таланты скорее дополняли, чем компрометировали друг друга. Вопреки традиционной практике, чрезвычайно многого можно добиться благодаря четко выраженному разделению ответственности на таких ключевых направлениях, как карьерный рост, обучение и повышение квалификации, управление знаниями, а также статус технического специалиста. Для молодого поколения, в особенности, это обычный здравый смысл. Компаниям, которые приняли данный принцип, он принес огромные дивиденды.

21ROGTECROGTEC

EXPLORATION


УМНОЕ РЕШЕНИЕ.Производительность скважины напрямую зависит от используемого вами внутрискважинного оборудования.

Инновационная цельная конструкция, первосортная чистейшая закаленная сталь и термически обработанные стопорные кольца - благодаря всему этому центраторы Centek помогают увеличить продуктивность скважины, обеспечивая повышенное качество цемента, герметичность и надежную изоляцию обсадной колонны.

Оптимальный. Надежный. Износостойкий.Центратор Centek

Centekgroup.com

22

In recent months, the discussions about the impact of foreign companies and technology on Russian oil production have intensified at all levels. State officials, ranging from the President to various Ministers, have highlighted the need to boost domestic production of equipment in order to substitute imports. Given that the participation of foreign capital is most significant in the segment of offshore field development, we decided to assess the actual need for equipment in Russia’s offshore ventures over the next 10 years and pinpoint the areas displaying the greatest demand.

About 15 giant hydrocarbon fields were discovered outside of Russia in 2013 and nearly all of them are classifiable as offshore deposits. It follows that offshore resources are becoming the main source for future global oil and gas production.

В течение последних нескольких месяцев набирает обороты дискуссия о влиянии иностранных компаний и привносимых ими технологий на российскую нефтедобычу. Высокопоставленные лица РФ, начиная от президента и заканчивая руководителями министерств и ведомств, все чаще говорят о необходимости замещения импортного оборудования, предназначенного для извлечения сырья, за счет развития собственного производства. В связи с тем, что зарубежный капитал играет колоссальную роль в проектах по разработке шельфовых месторождений, мы решили оценить, какой будет потребность в оборудовании на российском шельфе в течение ближайших 10 лет и в каких акваториях она окажется наибольшей.

В 2013 году за пределами России было открыто

ROGTEC

РАЗВЕДКА


ПЕРСПЕКТИВЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ НА РОССИЙСКОМ ШЕЛЬФЕ ДО 2025 ГОДА OUTLOOK FOR OFFSHORE EXPLORATION IN RUSSIA UP TO 2025

Ирина Чмелёва Irina Chmeleva

Фот

о пр

едос

тавл

ено

ком

пани

ей IO

NP

hoto

cou

rtes

y of

ION

23ROGTEC

около 15 гигантских месторождений углеводородов и, что характерно, практически все из них относятся к шельфовым. Следовательно, разработка морских ресурсов в ближайшем будущем станет основным источником развития мировой нефтегазодобывающей отрасли.

В настоящий момент месторождения, разработанные еще в бытность СССР, иссякают. По этой причине все большую актуальность получает вопрос их замещения новыми источниками углеводородов. Однако новые месторождения зачастую оказываются более мелкими и поэтому неспособны полностью восполнить выбывающие ресурсы.

Российское правительство неоднократно обращало внимание на необходимость воспроизводства сырьевой базы в качестве важнейшего фактора развития отечественной нефтегазодобычи. Замечания, в частности, касались целесообразности локализации производства технологий для разработки шельфа, необходимости вложения 320 миллиардов рублей в развитие геологоразведки на период до 2020 года, необходимости поддержки холдинга «Росгеология» и т.д.

Состав располагаемых к сегодняшнему дню нефтегазовых ресурсов свидетельствует о том, что наиболее перспективным сегодня является разработка шельфовых месторождений, бурение на которых с высокой долей вероятности может показать существенные дебеты. Означает ли это, что объем реализуемых на шельфе геологоразведочных работ теперь стремительно вырастет? По оценке аналитиков RPI, это будет зависеть от того, каким образом государство будет распределять лицензии. В материалах RPI представлено два вида прогнозов – интенсивный и инерционный. При интенсивном сценарии выдача лицензий и поиск партнеров и подрядчиков происходит в ускоренном развитии, в то время как инерционный сценарий предполагает сохранение текущих тенденций. Однако, исходя из сложившихся на рынке закономерностей, можно ожидать, что в ближайшие годы освоение шельфовых месторождений в России будет развиваться именно по инерционному сценарию, который можно считать базовым. В нем учитываются риски, с которыми приходится сталкиваться российским компаниям: неподтверждение прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке, отсутствие денежных средств для продолжения работ, недоступность технологий или оборудования для их проведения.

As the current production parameters show, legacy fields where development began back in the Soviet era, are nearing depletion and with each passing year the need to replace them with new hydrocarbon sources is becoming increasingly urgent. The new fields tend to be smaller in size and are not capable of replacing the depleted resources in full.

The Russian government repeatedly focused attention on the importance of replacing the country’s raw material base as a prerequisite for maintaining domestic hydrocarbon production. The statements particularly emphasized the need to localize the production and technology required for offshore production, invest 320 billion rubles in exploration until 2020 and strengthen Rosgeologia Holding.

The composition of current O&G resources shows that the most promising offshore fields are those where drilling is most likely to yield substantial flow rates. Whether or not this means that the scope of offshore exploration will rise considerably remains unknown. According to RPI assessments, development will mostly likely proceed within the limits of licenses issued by the state.

RPI materials traditionally illustrate two types of forecasts for offshore development – intensive and moderate. The former scenario suggests that such processes as license issuance, the search for contractors and partners should move forward at a rapid pace, while the latter scenario keeps to the status quo on the market. However, in light of the prevailing trends and the lack of indications that they will change, it is reasonable to say that the moderate scenario should be the baseline for Russia’s offshore development in the near future. This scenario factors in the risks that Russian companies can be expected to face, such as inaccurate estimates of reserves at the various license blocks, the lack of funds required to continue the work, and the unavailability of essential technology or equipment.

By providing a detailed analysis of the fields and license blocks, the conditions under which they are to be operated and the requirements for work to be performed there, the RPI study serves as a basis for gaining an understanding of the outlook for offshore exploration in Russia.

1. 2D/3D Seismic Exploration All field study begins with geophysical surveys, including seismic exploration. The bulk of 2D/3D seismic surveys to be carried out within the next 10 years will take place in the Arctic Ocean – in the Barents Sea, the Pechora Sea and the Kara Sea. Over 60% of 2D and about 30% of 3D seismic will be conducted in offshore areas of

ROGTEC

EXPLORATION


24 ROGTEC

РАЗВЕДКА


these seas. However, the importance of these areas will not be constant. For example, the main work in 2014-2015 (60-70% of 2D and 40-50% of 3D) will be performed in the Kara Sea, while key operations will shift to the Barents Sea and the Pechora Sea from 2016 through 2020 (40-50% of 2D and 30% of 3D). These figures reflect the work schedules of the various operators and we will now analyze them in greater detail in order to lay the groundwork for the forecasts given below.

The main scope of offshore seismic surveys to be carried out in the Caspian Sea over the next 10 years will take place at the Severny block, as well as exploration work at the Inkhche-more field, and the Tyuleni, Dimitrovsky, Derbentsky, Sulaksky and Izberbashsky blocks. The bulk of exploration work has already been performed at the Severny block, although LUKOIL does not rule out that additional exploration may be required. The other blocs have been suspended. There is a strong likelihood that a new operator could be named there to recommence exploration. Exploration work at the Lagansky and Tsentralny blocks, as well as the Severo-Kaspiisky block is expected to be complete approximately in 2021-2023.

Seismic surveys are slated for continuation in the Tuapse Trough and the Zapadno-Chernomorky block of the Black Sea from 2014 through 2025 at roughly

В исследовании RPI представлен детальный анализ потенциала месторождений и лицензионных участков, условий их эксплуатации и требований к объему выполняемых на них работ. Результаты работы позволяют оценить перспективы геологоразведки на российском шельфе.

1. Сейсморазведка 2D/3DИзучение любого месторождения начинается с проведения геофизических исследований, в том числе – с сейсморазведки. В ближайшие 10 лет основная доля сейсморазведки 2D/3D будет приходиться на арктические моря: Баренцево, Печорское и Карское. В данных акваториях будет осуществляться более 60% 2D сейсморазведки и более 30% 3D сейсморазведки. При этом значимость этих участков будет год от года колебаться. Например, в 2014-2015 годах основные работы (60-70% по 2D сейсморазведке и 40-50% по 3D сейсморазведке) будут проводиться в Карском море, тогда как в период между 2016 и 2020 годами – в Баренцевом и Печорском морях (40-50% по 2D сейсморазведке и 30% по 3D сейсморазведке). Такое распределение работ предопределено планами недропользователей. Для понимания основных посылок построения прогнозов остановимся на данном вопросе более подробно.

30000

25000

20000

15000

10000

5000

0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

17 15214 942

23 850 25 03022 930

21 420

17 29014 590

17 02014 770

13 070 12 540

Прогноз объемов сейсморазведочных работ 2D в 2014-2025 годах, Пог. КмForecast of 2D seismic exploration within 2014-2025, running km.

Каспийское море Caspian Sea

Черное море Black Sea

Азовское море Sea of Azov

Балтийское море Baltic Sea

Баренцево и Печорское моря Pechora Sea and Barents Sea

Карское море Kara Sea

Обская и Тазовская губы Ob and Taz bays

Берингово мореBering Sea

Охотское море Sea of Okhotsk

Японское море Sea of Japan

ВсегоTOTAL

квад

ратн

ых

кило

мет

ров

runn

ing

kilo

met

er

25ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Доказано во всем мире

Уже более 56 лет Эккель является мировым лидером в поставке высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для работы с БТ, ОК, НКТ, гидравлические стопорные устройства и силовые гидростанции. Предложение ключей для работы с размерами труб от 21/16 до 36 дюймов и моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных условий на суше и на море.

В чем ваш вопрос с трубным соединением? Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU Инжиниринг который впечатляет.

HYDRAULIC POWER TONGS

ПРЕВОСХОДНЫЕ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ ГИДРОКЛЮЧИ

РЕШЕНИЯ

eckel.com/ru | [email protected]

Эккель защищает ваши трубные соединения от дорогостоящих повреждений

Силовые гидростанции с дизельным или электрическим приводом

Ключи для БТ | Ключи для ОК | Ключи для НКТ | Силовые гидравлические станции

Explorer II - Компьютеризированная система контроля и регистрации

момента и числа оборотов

Разнообразие типов вкладышей для различных применений

Особенности ключа Эккель 20 HS UHT: � 120,000 футо-фунтов � Hydra-Shift (гидропереключение скоростей)

� Открытый/закрытый центр распределителя

� Гидравлический стопор Tri-Grip � Более производительная работа бригады с гидроприводом дверцы ключа

www.eckel.com/ru

26 ROGTEC

РАЗВЕДКА


the same pace as in 2014. Seismic exploration at the Yuzhno-Chernomorsky block will begin in the near future, after the respective program has been approved. In addition, according to RPI, a new operator may take over at the Severo-Zapadny and Vostochny license blocks (likely Rosneft instead of Chernomorneftegaz), as a result of which seismic surveys will begin no earlier than 2018.

As regards work in the Sea of Azov, we assume that companies will adhere to their current targets for conducting exploration. According to the baseline scenario, do not expect any significant deposits to be discovered as a result of seismic surveys under the Temryuk-Akhtar project, and this work will be suspended by 2019. Likewise, work at the Paleozoic structure and the Visokosny block will be terminated by 2021.

In the Baltic Sea, LUKOIL will conduct the bulk of its seismic surveys at the potentially prospective D-29, D-33 and D-41 structures from 2014 through 2025 due to declining output at the Kravtsovskoye field. All seismic exploration work at these structures will have been completed by 2018.

The Barents Sea and the Pechora Sea are both unique in that their offshore areas contain a large number of blocks that were recently assigned to subsoil users

В акватории Каспийского моря сейсморазведочные работы в течение ближайших 10 лет будут производиться на Северном блоке; помимо этого, будет задействовано месторождение Инчхе-море и такие блоки, как Тюлений, Димитровский, Дербентский, Сулакский и Избербашский. Примечательно, что основной объем работ на Северном блоке уже выполнен, однако «ЛУКОЙЛ» не исключает возможности проведения на нем доразведки. На остальных блоках в настоящий момент работы приостановлены; вполне вероятно, что у них появится новый недропользователь, который будет вынужден с 2016 года заново проводить разведку. Что касается Лаганского и Центрального блоков и Северо-Каспийского участка, то здесь разведочные работы закончатся в 2021-2023 годах.

В акватории Черного моря сейсмические исследования в 2014-2025 годах будут вестись на Туапсинском прогибе и Западно-Черноморском участке; при этом ежегодный объем работ ожидается на уровне 2014 года. На Южно-Черноморском участке сейсморазведка начнется в ближайшее время после утверждения соответствующих мероприятий. Если говорить о Северо-Западной и Восточной площадках, то здесь, по мнению RPI, может поменяться

18000

16000

14000

12000

10000

6000

0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

10,418 9,998

13,674 13,705

15,676 14,87013,334

11,79913,040

12,10010,760 10,570

Прогноз объемов сейсморазведочных работ 3D в 2014-2025 годах, Кв. Км Forecast of 3D seismic exploration within 2014-2025, running km.

квад

ратн

ых

кило

мет

ров

runn

ing

kilo

met

er











ВсегоTOTAL

8000

4000

2000

27ROGTECROGTEC

EXPLORATION


НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ. FlexSteel – единственные гибкие трубопроводы на барабанах, обладающие достаточной прочностью для укладки непосредственно на сложном ландшафте без риска поломки. Благодаря стальному армированию, обеспечивающему непревзойденную прочность и превосходную герметичность, технология прямой защиты и упрочнения FlexSteel – очевидный выбор для работы в условиях, когда поломки и аварии недопустимы.

Узнайте больше на flexsteelpipe.com.

УФ-защитный экран

Устойчивая к коррозии футеровка

Стальное армирование

2"– 8", до 3,000 psi

ПРЯМАЯУПРОЧНЕНИЕЗАЩИТА ИДЛЯ СЛОЖНЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ

FlexsteelBruteStrgthAdROGTEC_0430pm.indd 1 5/6/13 9:11 AM

28 ROGTEC

РАЗВЕДКА


as well as blocks that remain unallocated. It will be necessary for companies to conduct seismic surveys to confirm reserves and perform expert appraisals at blocks where licenses were issued recently, such as Zapadno-Matveevsky, Yuzhno-Russky, Yuzhno-Prinovozemelsky, Severo-Pomorsky and Russky. In addition, seismic surveys are being scaled up at the Dolginskoye field as well as the Medynsko-Varandeisky and Perseevsky blocks and will essentially be completed by 2020-2022. According to RPI’s baseline scenario, Barents 1-7 blocks (except for licenses issued for certain blocks) will likely remain unallocated.

In offshore areas of the Kara Sea, Gazprom is expected to conduct seismic surveys at blocks, for which the company was issued licenses bypassing the tender procedure in 2013. Exploration work will be carried out throughout the entire duration of the forecast period, since the total acreage of these blocks is quite large. These blocks include the Severo-Kharasaveisky block, Amderminsky, Zapadno-Sharapovsky, Nevsky, Obruchevsky, Sharapovsky, as well as a subsoil area including the Leningradskoye gas-condensate field.

In 2014, Rosneft will commence seismic surveys, which are expected to last two or three years, at the Vostochno-Prinovozemelsky blocks in line with the announced targets. A reduction in the scope of seismic exploration at blocks of Vostocho-Prinovozemelsky 1, 2 and 3 could be due to preparations for production drilling, or confirmation of the lack of prospectivity at these blocks. The company intends to conduct seismic surveys at the Severo-Karsky block until 2016 and could drill at least one exploration well by the end of 2025.

Gazprom will likely conduct intensive seismic surveys at its prospective blocks in the Ob and Taz bays throughout the forecast period. These blocks include Semakovsky, Antipayutinsky, and Tota-Yakhinsky, since they are located in direct proximity to the coast at a shallow sea depth and offer strong production potential. These surveys will begin at the Antipayutinsky block in 2014, at the Tota-Yakhinsky block in 2016 and at the Semakovsky block in 2017.

The bulk of seismic surveys in offshore areas of the Bering Sea are expected to be carried out at the Anadyr-1 block, since it has also been assigned to a subsoil user. The Anadyr-2, 3 blocks will likely remain unallocated in the coming years, which means that no exploration work will be carried out there.

In 2014-2025, seismic surveys at blocks in the Sea of Okhotsk will begin 2-3 years prior to the planned drilling of explorations wells. Rosneft, jointly with Statoil,

недропользователь: по всей видимости, место «Черноморнефтегаза» займет «Роснефть». В результате, работы по проведению сейсморазведки на этих участках начнутся не ранее 2018 года.

В Азовском море сейсморазведочные работы будут проводиться в соответствии с текущими планами компаний. Согласно базовому сценарию RPI, в ходе реализации Темрюкско-Ахтарского проекта значительных залежей обнаружено не будет, поэтому все работы на нем будут приостановлены к 2019 году. Работы же на Палеозойской структуре и Високосном участке прекратятся к 2021 году.

На Балтийском море, в связи с падением добычи на Кравцовском месторождении, «ЛУКОЙЛ» в 2014-2025 годах будет производить основной объем сейсморазведочных работ на потенциально перспективных структурах Д-29, Д-33 и Д-41. Все сейсморазведочные работы на них закончатся в 2018 году.

Баренцево и Печорское моря уникальны тем, что в их акватории присутствует большое количество участков, которые недавно были переданы недропользователям, а также блоков, которые остаются в нераспределенном фонде. На участках, лицензии на которые были выданы недавно, такие как Западно-Матвеевский, Южно-Русский, Южно-Приновоземельский, Северо-Поморский и Русский, перед компаниями стоит необходимость проведения сейсморазведки для подтверждения и экспертизы запасов. Сейсмические исследования на Долгинском месторождении, Медынско-Варандейском и Персеевском участках активизируются в ближайшее время; завершатся же они в массе своей к 2020-2022 году. Согласно прогнозу RPI, блоки Баренц-1-7 (за исключением уже розданных лицензий на отдельные участки) скорее всего останутся в нераспределенном фонде.

В акватории Карского моря компания «Газпром» будет проводить сейсмологические исследования на тех участках, лицензии на которые она получила без конкурса в 2013 году. Проведение работ займет весь рассматриваемый период времени, так как площадь участков достаточна велика. К последним, в частности, относятся Северо-Харасавэйский, Амдерминский, Западно-Шараповский, Невский, Обручесвкий и Шараповский участки, а также участок недр, включающий в себя Ленинградское газоконденсатное месторождение.

Компания «Роснефть», как ожидается, начнет работы на Восточно-Приновоземельских участках

29ROGTECROGTEC

EXPLORATION


will continue to conduct seismic exploration at the Magadan-1, 2 and 3 blocks, as well as the Lisyansky and Kashevarovsky blocks, supplemented with 3D surveys. Surveys of the Veninsky and Vostochno-Odoptinsky blocks, as well as the Astrakhanskoye more-Nekrasovsky block will continue as part of the Sakhalin-3 project.

In addition, during the forecast period Rosneft will begin to survey the recently received Amur-Limansky and Vostochno-Pribrezhny blocks. In line with RPI assumptions, litigation between the Rosneft/Gazprom JV and Rosnedra will end in the foreseeable future with a compromise decision and some of the Koryakiya-1, 2 and Kamchatsky-1 blocks will be assigned to the subsoil user for further development. Many other blocks are likely to remain unallocated.

Blocks located in the Sea of Japan (Sakhalin-8-9 and Khabarovsk 2-4) will be assigned to subsoil users near the end of the forecast period, after which seismic surveys might not begin earlier than 2023.

Over the next 10 years, a total number of 22-24 seismic vessels will be required in southern offshore areas concurrently, while 27-31 vessels will be needed in the Baltic and Arctic seas, and 8-12 vessels in Far Eastern seas. The total concurrent need for ships engaged in

в 2014 году; срок действия их реализации займет два-три года. С 2020 года произойдет сокращение объемов сейсморазведки на участках Восточно-Приновоземельский-1,2,3. Причиной тому будет служить как подготовка к эксплуатационному бурению, так и тот факт, что участки окажутся не столь перспективными, как прогнозировалось ранее. Что касается Северо-Карского участка, то здесь компания планирует проводить сейсморазведку вплоть до 2016 года. Как минимум одна поисково-разведочная скважина будет пробурена до конца 2025 года.

В Обской и Тазовской губах компания «Газпром» в течение всего рассматриваемого периода скорее всего будет проводить активные сейсмологические исследования на своих перспективных участках (Семаковском, Антипаютинском, Тота-Яхинском), так как они располагаются на небольшой глубине в непосредственной близости от берега и обладают большим добычным потенциалом. Работы на Антипаютинском участке начнутся с 2014 года, на Тота-Яхинском – с 2016 г., а на Семаковском – с 2017 г..

В акватории Берингового моря основной объем сейсморазведочных работ будет производиться преимущественно на участке «Анадырь-1», так

0Каспийское

мореCaspian Sea

Прогноз объемов разведочного бурения на шельфе России в 2014-2025 годах Forecast of exploration drilling at the Russian offshore within 2014-2025

коли

чест

во с

кваж

ин N

umbe

r of w

ells

5

15

20

25 160

140

120

100

80

60

40

20

0

6249

15 4

61

27 21 6

20

13

4

2

16

6

10

2

21

0

ВсегоTotal

94 381 ВсегоTotal

тыс.

мет

ров

Tho

usan

d m

eter

s

10

Количество скважин Number of wells

Объем проходки Meters drilled

Черное мореBlack Sea

Азовское море

Sea of Azov

Балтийское море

Baltic Sea

Баренцево и Печорское

моряPechora Sea and Barents

Sea

Карское море

Kara Sea

Обская и Тазовская

губыOb and Taz

bays

Берингово море

Bering Sea

Охотское море

Sea of Ok-hotsk

Японское море

Sea of Japan

30 ROGTEC

РАЗВЕДКА


2D/3D seismic exploration on the Russian shelf is 58-67 units under the baseline scenario.

2. Exploration Drilling According to Vladimir Bogdanov, General Director of Surgutneftegaz, the total number of meters drilled would have to be doubled or tripled in order to offset depleted reserves. Western oil and gas producers allocate 3-4 times more resources to exploration than Russian E&P companies.

In the Russian sector of the Caspian Sea, it may be assumed that work will be terminated at blocks where no hydrocarbon inflows were revealed as a result of exploration drilling (e.g. at the Lagansky block).

The Severny block is currently the only block at which the timeline for commissioning fields has been accurately scheduled. LUIKOIL, which operates the Severny block, announced in 2011 the following timeline for the commissioning of its fields.» V. Filanovsky – 2015 » Yu. Korchagin (phase 2) – 2015 » Sarmatskoye – 2017 » Rakushechnoye – 2020 (perhaps a little later)

Development of the Yu. Korchagin and V. Filanovsky fields is taking place in line with the schedule. The other fields in this block will likely be commissioned later than the expected 10-year timeline.

Under the moderate expansion scenario, only prospecting and exploration drilling will be carried out at the remaining blocks in the Russian sector of the Caspian Sea over the next 10 years. These include the Tsentralny, Inchkhe-more, Tyuleni, Dimitrovsky and Derbentsky, Sulaksky and Izberbashsky, Lagansky, and Severo-Kaspiisky blocks.

An operator of the Tyuleni, Dimitrovsky and Derbentsky blocks will likely be assigned as early as 2014, and this subsoil user will probably be Rosneft. The latter company gained a controlling equity stake in the Lagansky block around the end of 2013.

Since drilling did not show hydrocarbon inflows in the Russian section of the Yalamo-Samursky block, work there has been halted. Development of the Yu. Korchagin and V. Filanovsky, Sarmatskoye and Rakushechnoye fields will likely move forward on schedule, whereas commercial development of the Khvalynskoye field will be rolled back until after 2025 due to legal and organizational issues.

Prospecting and exploration drilling at the Abrau structure in the Tuapse Trough of the Black Sea will begin no earlier than 2014. Rosneft announced these

как он уже находится в руках недропользователя. Участки «Анадырь-2,3» в ближайшие годы скорее всего останутся в нераспределенном фонде, следовательно геологоразведочных работ на них проводиться не будет.

В 2014-2025 годах сейсмические исследования на блоках в Охотском море будут начинаться за 2-3 года до начала бурения поисково-разведочных скважин. На участках Магадан-1,2,3, а также на Лисянском и Кашеваровском участках «Роснефть» совместно со Statoil продолжит проведение сейсморазведки, дополнив ее 3D-обследованием. В рамках проекта Сахалин-3 продолжится изучение Венинского и Восточно-Одоптинского блоков, равно как и на участке Астрахановское море-Некрасовский.

В течение рассматриваемого периода «Роснефть» также начнет изучение Амур-Лиманского и Востчно-Прибрежного участков, которые компания недавно получила в пользование. Целесообразно ожидать, что судебные тяжбы совместной компании «Роснефти» и «Газпрома» с Роснедрами в обозримой перспективе закончатся принятием компромиссного решения, и некоторые из входящих в блоки Корякия-1,2 и Камчатский-1 участки будут переданы недропользователю для последующего освоения. Другие же участки останутся c большой долей вероятности в нераспределенном фонде.

Участки, находящиеся в пределах Японского моря (Сахалин-8-9, Хабаровск-2-4), ближе к концу прогнозируемого периода перейдут к недропрользователям; начало же проведения на них сейсмологических работ окажется возможным не ранее 2023 года.

Всего в Южных акваториях в течение ближайших десяти лет будет предъявляться максимальная потребность в 22-24 судах сейсморазведки одновременно, в Балтийском и Арктических морях – 27-31 судах, в Дальневосточных морях – 8-12 судов. На российском шельфе максимальная одновременная потребность в судах для проведения 2D/3D сейсморазведки при базовом сценарии развития событий будет на уровне 58-67 единиц единовременно.

2. Разведочное бурение По мнению Владимира Богданова, генерального директора компании «Сургутнефтегаз», для того чтобы восполнить выбывающие запасы углеводородов, проходку необходимо увеличить в 2-3 раза. Западные нефте- и газодобытчики на геологоразведочные работы направляют в 3-4 раза больше средств, чем российские.

31ROGTECROGTEC

EXPLORATION


National Oilwell Varco с гордостью представляет новейшие пополнения в модельном ряде верхних приводов, приводы TDH 150 и TDH 250. Верхний привод TDH 150 обладает высокой точностью и эффективностью при грузоподъёмности в 150 тонн, с постоянным крутящем моментом в 15000 фут-фунт (20337 Нм). Привод TDH 250 имеет грузоподъемность 250 тонн и постоянный крутящий момент 23000 фут-фунт (31183 Нм). Мы хотим, чтобы вы знали, у нас есть оборудование, отвечающее вашим потребностям.

Для получения дополнительной информации, пожалуйста, посетите www.nov.com/rm/tdh150www.nov.com/rm/tdh250

Мощный.Мощный.Мощный.Мощный.Мощный.Эффективный

© 2

014

Natio

nal O

ilwel

l Var

coAl

l rig

hts

rese

rved

D320

0598

1-M

KT-0

01 R

ev 0

1

LAND RIG TDH150 and 250 ad ROGTEC REV 08-11-14.indd 1 8/13/2014 10:25:34 AM

32 ROGTEC

РАЗВЕДКА


plans at the end of 2013. By contrast, drilling at the Severo-Zapadny and Yugo-Vostochny acreages will get under way no sooner than 2017 due to licensing uncertainty facing Russian Chernomorneftegaz and the likelihood that its licenses will be reassigned to Rosneft.

The main focus in the Russian sector of the Sea of Azov from 2014 through 2022 will be on the interpretation of seismic data acquired and drilling exploration wells. We assume that the drilling results will not lead to the discovery of significant hydrocarbon deposits.

The purpose of exploration work in the Baltic Sea is to identify new oil reserves at blocks D-41, D-29 and D-33 in order to offset the decline in oil production at the Kravtsovskoye field. LUKOIL is expected to drill at least two exploration wells from 2015 through 2018, after which the company will decide whether the new structures are promising enough to proceed with further operations.

Blocks with differing degrees of readiness for exploration are located in the Pechora Sea and the Barents Sea. Specifically, all work has already been completed at the Prirazlomnoye and Shtomkanovskoye fields and only production drilling will be carried out in these locations.

Under the baseline scenario, according to which earlier unallocated blocks will not find an owner in the near future, Severneftegaz will conduct exploration drilling at the Kolsky blocks, Gazprom Neft at the Dolginsky block and Rosneft at the Perseevsky block, the Medynsko-Varandeisky block, the Yuzhno-Prinovozemelsky, Zapadno-Matveevsky, Russky, Yuznho-Russky, Severo-Pomorsky-1 and other blocks under the terms of licenses issued.

Rosneft will likely drill exploration wells in the Kara Sea over the next 10 years as a result of reserves studied at the Vostochno-Prinovozemelsky blocks and the Severo-Karsky block; Gazprom will conduct exploration drilling no earlier than 2017 at blocks for which licenses were issued last year.

In offshore areas of the Ob and Taz bays, we assume that commercial development of the Severo-Kamennomysskoye, Kamennomysskoye-more and Obskoye fields will begin slightly behind schedule, i.e. after 2022, but that no additional exploration work will be carried out. Exploration work, including drilling, will be conducted at other prospective blocks that Rosneft recently received.

Under RPI baseline scenario, exploration drilling will be carried out at the Anadyr-1 block in the Bering Sea to find no significant hydrocarbon reserves there, after

На тех месторождениях Каспийского моря, где было проведено разведочное бурение, не показавшее наличия притоков углеводородов (например, на месторождениях Лаганского блока), работы закончатся по его завершении.

В настоящее время единственным участком, для которого достаточно точно запланированы сроки ввода месторождений, является Северный блок. Работающий на нем «ЛУКОЙЛ» в 2011 году объявил о следующих сроках ввода в промышленную разработку своих месторождений:» им. В.Филановского — 2015 год;» им. Ю.Корчагина (вторая фаза) — 2015 год;» Сарматское — 2017 год;» Ракушечное — 2020 год (возможно, несколько позднее).

График работ по освоению месторождений им. Ю.Корчагина и В.Филановского в настоящее время соблюдается достаточно точно. Остальные месторождения блока скорее всего будут вводиться в эксплуатацию за пределами десятилетнего горизонта планирования.

При сдержанном сценарии развития на остальных блоках российского сектора Каспийского моря в ближайшие 10 лет возможно только поисково-разведочное бурение. К таким блокам относятся: Центральный, Инчхе-море, Тюлений, Димитровский и Дербентский, Сулакский и Избербашский, Лаганский, Северо-Каспийский участок.

На месторождение Инчхе-море, а также на блоках Тюлений, Димитровский и Дербентский с высокой долей вероятности уже в 2014 году придет недропользователь. Скорее всего им окажется «Роснефть». На Лаганском блоке та же «Роснефть» в конце 2013 года стала обладателем контрольного пакета акций.

Работы на российской части Яламо-Самурского блока остановлены, так как бурение здесь не показало притока углеводородов. Освоение месторождений им. Ю.Корчагина, им. В. Филановского, Сарматского и Ракушечного скорее всего уложится в планируемые сроки, а ввод в промышленную разработку Хвалынского месторождения будет отложен на период после 2025 года из-за причин правового и организационного характера.

Поисково-разведочное бурение на структуре Абрау Туапсинского прогиба Черного моря начнется не раньше 2014 года. Об этих планах заявляла «Роснефть» в конце 2013 года. В связи с неопределенностью в сфере лицензирования у

33ROGTECROGTEC

EXPLORATION


34 ROGTEC

РАЗВЕДКА


which the work will be halted. The Anadyr-2, 3 blocks will not likely be assigned to subsoil users, or will be assigned after 2020-2021, as a result of which the beginning of exploration drilling would be rolled back beyond 2025.

In the Sea of Okhotsk, Gazprom will likely assess its expenditures for compliance with the environmental requirements on the West-Kamchatka shelf as overly high, given the strong likelihood that commercial reserves will not be discovered (after work performed earlier). For this reason, we expect offshore operations to be suspended.

Exploration operations are planned at the Magadan-1, 2 and 3 blocks as well as at the Lisyansky and Kashevarovsky blocks. Whether or not to proceed with production drilling there will be clear on the basis of work performed.

Rosneft will drill an appraisal well at the Veninsky block (Sakhalin-3) and based on the appraisal results will decide whether to move forward with the development of this block. Only exploration drilling will be performed at the Vostochno-Odoptinsky and Ayashky blocks under

российского «Черноморнефтегаза» и вероятным переходом его лицензий к «Роснефти», бурение на Северо-Западной и Юго-Восточной площадях начнется не раньше 2017 года.

В российском секторе Азовского моря в 2014-2022 годах основной упор будет сделан на интерпретации полученных в результате сейсморазведки результатов и бурении поисково-разведочных скважин. При этом результаты бурения, по нашим предположениям, не приведут к открытию значительных залежей углеводородов.

В Балтийском море целью разведочных работ является нахождение новых запасов нефти на участках Д-41, Д-29 и Д-33, чтобы сдержать падение добычи нефти Кравцовского месторождения. С 2015 по 2018 годы «ЛУКОЙЛ» проведет бурение как минимум двух поисково-разведочных скважин, после чего компания будет принимать решение относительно перспективности дальнейших работ на новых участках.

В акватории Печорского и Баренцево морей присутствуют участки с разным уровнем проведения геологоразведочных работ. В частности, на Приразломном и на Штокмановском

16

0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

56

12 13

7

15 14

4

8 8

32

Прогноз Потребности в морсКих буровых установКах на шельфе россии в 2014-2025 годах Forecast of the need for drilling rigs at the Russian offshore within 2014-2025

коли

чест

во б

уров

ых

уста

ново

к, е

д. n

umbe

r of r

igs











ВсегоTOTAL

14

12

10

8

6

4

2

35ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Sakhalin-3 until 2025, while the decision on further development of these blocks will be taken on the basis of these results after 2025.

Exploration wells are slated for drilling at the Lebedinsky block and the Astrakhanovskoye-more – Nekrasovsky block. The interpretation of results and the decision on prospectivity of these deposits will take place after 2025.

Rosneft will not switch to drilling exploration wells at the Amur-Limansky and Vostochno-Pribrezhny blocks over the next 10 years.

In line with the baseline scenario, development of the Yuzhno-Piltukhsky block under the Sakhalin-2 project will not continue or move to the drilling stage.

Rosneft will likely relinquish its license to the Sakhalin-5 field in the foreseeable future without conducting any additional exploration due to the difficulty of developing such a geologically complex block.

Under the baseline scenario, Sakhalin-4 blocks, the Lopukhovsky block, the Sakhalin-6, 7 blocks, Koryakiya-1, 2, Kamchatsky-1, Khabarovsky-1, 3 and Sakhalin-7 blocks will not be assigned to subsoil users over the next 10 years.

Exploration drilling will most likely not begin in the Sea of Japan due to the fact that the Sakhalin-8, 9 and Khabarovsky-2, 4 blocks still remain unallocated. In case they do find operators, such a development work at these locations would not begin before 2025.

3. Need For Drilling Rigs A forecast of the need for drilling rigs in offshore areas of Russian seas was built on the basis of the respective depths of subsoil blocks, as well as company plans (confirmed and unconfirmed) based on these data.

Taking into account depths of the Caspian Sea, we assume that 1-3 jack-up drilling rigs will be required to drill exploration wells at the Severny, Dimitrovsky, Derbentsky, Sulaksky, Severo-Kaspiisky and Izberbashsky blocks in 2014 and 2015.

In the column related to the Caspian Sea, the figure 4 illustrates the need for drilling rigs when drilling exploration wells, as well as onshore drillings rigs for development of the Inchkhe-more field.

One semi-submersible drilling unit (SSDU) will be needed to drill fields at the Tsentralny block in 2014-2015. One or two modular drilling rigs will be sufficient for operations at the Lagansk and Tyuleni blocks. Drilling at the Inchkhe-more field could be carried out

месторождениях все работы уже закончены, и в дальнейшем на них будет проводиться только эксплуатационное бурение.

В рамках базового сценария, предполагающего отсутствие владельцев у нераспределенных ранее блоков, поисково-разведочное бурение будут проводить: «Севернефтегаз» - на Кольских участках, «Газпром нефть» - на Долгинском участке, «Роснефть» - на Персевском блоке, а также на Медынско-Варандейском, Южно-Приновоземельском, Западно-Матвеевском, Русском, Южно-Русском, Северо-Поморском-1 и других участках согласно условиям полученных лицензий.

В Карском море в ближайшие десять лет «Роснефть» вероятно будет бурить разведочные скважины в рамках изучения запасов на Восточно-Приновоземельских участках и Северо-Карском участке; «Газпром» проведет поисково-разведочное бурение на участках, лицензии на которые были получены в прошлом году, не ранее 2017 года.

В акватории Обской и Тазовской губ, по оценке RPI, ввод в промышленную разработку Северо-Каменномысского, Каменномысского-море и Обского месторождений начнется после 2022 года, то есть несколько позже заявленных ранее планов, однако дополнительных разведочных работ проводиться не будет. На других перспективных участках, недавно полученных «Роснефтью», планируются поисково-разведочные работы, в том числе бурение.

В Беринговом море на участке «Анадырь-1» будет проведено разведочное бурение, которое, согласно базовому сценарию RPI, не подтвердит наличие промышленно значимых запасов углеводородов, после чего работы будут приостановлены. Участки «Анадырь-2,3» скорее всего не передадутся недропользователям; либо такая передача произойдет после 2020-2021 годов, что отодвинет начало разведочного бурения на их территории на период после 2025 года.

Если говорить о перспективах бурения на Западно-Камчатском шельфе Охотского моря, то «Газпром» предположительно оценит затраты на соблюдение природоохранных требований как слишком высокие, учитывая большую долю вероятности необнаружения промышленных запасов ресурсов (по итогам проделанных ранее работ). В связи с этим работы на шельфе приостановятся.

На участках «Магадан-1,2,3», а также на Лисянском и Кашеваровском блоках будет проводиться

36 ROGTEC

РАЗВЕДКА


via an onshore drilling rig with a load capacity of about 600 tons, similar to the Yastreb drilling rig that is being used on Sakhalin Island to drill horizontal wells over 9 km long.

One or two drilling rigs similar to a drilling vessel will be required for exploration drilling in offshore areas of the Black Sea, depending on the specific sea depths. These drilling vessels could be leased in any area of the World Ocean.

One, jack-up drilling rig, JDR will be required to perform exploration drilling in offshore areas of the Sea of Azov from 2016 through 2020. Earlier, a similar rig was leased from Ukrainian Chernomorneftegaz (owns four JDR ’s, two of which are being repaired).

Depending on actual depths of the Baltic Sea, we assume that one JDR and one EMDR will be needed to drill exploration wells at the D-29 and D-33 structures from 2014 through 2025. The JDR will be used to drill several wells at different times.

Provided that exploration drilling in offshore areas of the Barents Sea and Pechora Sea begins on schedule with the plans announced by operators, three types of drilling rigs will be required: jack-up drilling rigs, semi-submersible drilling rigs and drilling vessels (for drilling at the Perseevsky block). The biggest need for drilling rigs will be in 2017 and 2020, up to three units concurrently.

Two SSDR at most will be needed for drilling operations in the Kara Sea in 2019, while one rig will suffice during other periods.

Gazflot is expected to develop its prospective structures in the Ob and Taz bays over the next 10 years and the company will drill about one exploration well per year. One JDR will be sufficient to perform this work.

Only one SSDR will be required for work at blocks in the Bering Sea.

Three types of drilling rigs will be needed in the Sea of Okhotsk: jack-up drilling rigs, semi-submersible drilling rigs, and onshore drilling rigs. As a result, the concurrent need for drilling vessels over the next 10 years will not exceed five units. And, according to RPI, this need will appear in 2019 only.

No exploration drilling is expected to be carried out in the Sea of Japan, so there will be no need for drilling rigs.

Under the baseline scenario, the maximum need for all types of drilling rigs will be in 2019 and 2020, when 14-

разведочное бурение и другие геологоразведочные мероприятия; решение об эксплуатационном бурении будет приниматься по результатам проведенных работ.

На Венинском блоке («Сахалин-3») «Роснефть» пробурит оценочную скважину, по результатам оценки которой будет принято решение о дальнейшей разработке участка.

На Восточно-Одоптинском и Аяшском блоках участка «Сахалин-3» в период до 2025 года будет проводиться только разведочное бурение. По его результатам, уже после 2025 года, будет принято решение о дальнейшей его разработке.

На Лебединском участке и блоке «Астрахановское море – Некрасовский» будут пробурены разведочные скважины. Вопрос о перспективности продолжения работ на месторождениях по итогам результатов бурения будет рассмотрен после 2025 года.

На участках «Амур-Лиманский» и «Восточно-Прибрежный» «Роснефть» в ближайшие 10 лет не перейдет к бурению поисково-разведочных скважин.

Разработка Южно-Пильтухского участка, осуществляющаяся в рамках проекта «Сахалин-2», согласно базовому сценарию, не получит продолжения и не перейдет на стадию бурения.

«Роснефть» в обозримой перспективе вероятно сдаст лицензию на месторождение «Сахалин-5» без проведения дополнительных разведочных работ из-за ограниченных возможностей разработки столь сложного с геологической точки зрения участка.

Участки «Сахалин-4», Лопуховский блок, участки «Сахалин-6,7», «Корякия-1,2», «Камчатский-1», «Хабаровск-1,3» и «Сахалин-7», согласно базовому сценарию, в ближайшие 10 лет не будут переданы недропользователям.

В Японском море разведочное бурение с большой вероятностью не начнется по причине того, что участки «Сахалин-8,9» и «Хабаровск-2,4» продолжают оставаться в нераспределенном фонде; и даже если они перейдут к недропользователям, то это произойдет слишком поздно, чтобы начать на них работы до 2025 года.

3.Потребность в буровых установках Прогноз потребности в буровых установках в акватории российских морей строился исходя из глубин соответствующих участков, а также на

37ROGTECROGTEC

EXPLORATION


15 units will be required, 5-6 of which will be needed for drilling in offshore areas of Southern seas, about 5 in the Baltic Sea and Artic seas, and 5 for Far Eastern seas.

The need for drilling rigs is precisely the main way sanctions can impact the development of Russia’s subsoil resources. The sanctions could give rise to technological risks that would mainly apply to drilling operations carried out on the Artic shelf. For example, a situation arose in autumn 2008 on Russia’s Artic shelf when there were no free domestic drilling rigs in offshore areas of the Barents Sea and the Pechora Sea, since all available units had been leased out abroad. Notably, only Gazflot, a Gazprom subsidiary, has its own drilling capacities that could be used for exploration of Arctic blocks at shallow sea depths. And while this factor has become less critical following the purchase of several rigs, the state has recently focused on creating incentives for this segment of the shipbuilding industry. The risk of insufficient processing equipment for field development or exploration of license blocks is lower on the Far Eastern shelf, since these facilities can be leased and shipped from such countries as Malaysia (Sakhalin-3 project) or Brazil (Sakhalin-4, 5 projects).

Indirect confirmation of a potential shortage of technological capacities could be such an alliance as Rosneft and ExxonMobil, the purpose of which, among other things, is to explore three license blocks in the Kara Sea. These alliances are one way to solve the shortage of technology, but as practice has shown, such ventures are also formed with foreign companies and there are currently no alternatives on the Russian market.

Market players need to work out a new business model geared towards unlocking domestic potential and ensuring that foreign partnerships yield the required multiple functions. Thus, at a recent meeting of the Fuel and Energy Complex commission, the Russian President tasked the government with working out an action plan with specific measures to localize production in a way that is consistent with the existing investment plans and needs of O&G companies. The president noted that import substitution could help ensure reliability in the implementation of many projects.

So far, the previous incentives created specifically for shipbuilding have proven to be unsuccessful, therefore VOICs are forced to continue purchasing or leasing offshore facilities abroad. External challenges may well turn out to be a game-changer as regards the future of marine shipbuilding in Russia, especially now that the need for offshore development has become so clear.

www.rpi-research.com

основании планов компаний (подтвержденных и не подтвержденных) по данным работам.Исходя из данных о глубинах Каспийского моря, мы полагаем, что для бурения поисково-разведочных скважин на Северном, Димитровском, Дербентском, Сулакском, Северо-Каспийском и Избершском блоках в период 2014-2015 годов потребуется 1-3 СПБУ .

На графике 4 (см. Прогноз потребности в морских буровых установках на шельфе России в 2014-2025 годах) в колонке, посвященной Каспийскому морю, учтены потребности в буровых установках при бурении поисково-разведочных скважин, а также в наземных буровых установках для освоения месторождения Инчхе-море.

Для бурения месторождений на Центральном блоке в течение 2014-2015 годов будет необходимо наличие одной полупогружной буровой установки (ППБУ). Для работ на Лаганском и Тюленьем блоках окажется достаточным одной-двух буровых установок типа МБК. Бурение на месторождении Инчхе-море можно произвести наземной буровой установкой с грузоподъемностью около 600 т, аналогичной буровой установке «Ястреб», с помощью которой на Сахалине бурятся скважины с длиной горизонтального участка более 9 км.

В акватории Черного моря для осуществления поисково-разведочного бурения понадобится 1-2 буровые установки типа буровое судно, в соответствии с имеющимися глубинами моря. Эти буровые суда могут быть арендованы в любом районе Мирового океана.

Для поисково-разведочного бурения в акватории Азовского моря в период 2016-2020 годов потребуется 1 буровая установка типа СПБУ. Ранее подобная установка арендовалась у украинского ГАО «Черноморнефтегаз» (располагает четырьмя буровыми установками типа СПБУ, из них две – на ремонте).

Исходя из глубин Балтийского моря, мы полагаем, что для бурения поисково-разведочных скважин на структурах Д-29 и Д-33 блоках в период 2014-2025 годов потребуется 1 буровая установка типа СПБУ и 1 буровая установка типа НБУ. При этом 1 буровая установка типа СПБУ будет использоваться для бурения нескольких скважин в разное время.

При условии, что поисково-разведочное бурение в акватории Баренцева и Печорского морей начнется в соответствии с объявленными недропользователями планами, для осуществления данных работ понадобятся буровые установки

38 ROGTEC

РАЗВЕДКА


глубинами моря, располагал лишь «Газфлот» – дочернее предприятие «Газпрома». После приобретения нескольких установок значение данного фактора в последние годы снизилось. Тем не менее, государство целенаправленно старается стимулировать данную отрасль судостроения. На дальневосточном шельфе риск отсутствия необходимого технологического оборудования для освоения месторождений или разведки лицензионных участков ниже, поскольку есть возможность их аренды и транспортировки из других стран, таких как Малайзия (проект «Сахалин-3») или Бразилия (проекты «Сахалин-4,5»).

Косвенным подтверждением потенциального дефицита технологических мощностей может также служить альянс «Роснефти» и ExxonMobil, который, помимо всего прочего, имеет целью разведку трех лицензионных участков в Карском море. Подобного рода союзы являются одним из способов решения проблемы нехватки технологий, однако на практике они заключаются также с иностранными компаниями, и альтернативы на российском рынке в данный момент не существует.

Участникам рынка приходится вырабатывать новую модель поведения, ориентированную на раскрытие внутреннего потенциала и обеспечивающую реальную многополярность международного взаимодействия. Так, на недавнем заседании с членами комиссии по ТЭК, Президент России поручил правительству разработать план конкретных мероприятий по локализации производства на базе существующих инвестиционных планов и потребностей предприятий ТЭК. Импортозамещение, отметил президент, поможет обеспечить надежность реализации многих проектов.

Меры стимулирования, использовавшиеся, в частности, в судостроении, к сегодняшнему дню не увенчались успехом, поэтому российские ВИНК вынуждены продолжать покупать или арендовать морскую технику за рубежом. Возможно, внешние вызовы послужат мощным толчком к дальнейшему развитию морского судостроения России, особенно когда необходимость разработки шельфа не вызывает больше ни у кого сомнений.

www.rpi-research.com

трех типов: самоподъемные буровые установки, полупогружные буровые установки и буровые судна (для бурения на Персеевском участке). Наибольшая потребность в буровых установках придется на 2017 и 2020 годы: до 3 единиц одновременно.

Для обеспечения буровых работ на Карском море потребуется не более 2 буровых установок типа ППБУ, и то только в 2019 году; в остальные же годы будет достаточно одной установки.

В течение ближайших десяти лет «Газфлот» будет разрабатывать свои перспективные структуры в Обской и Тазовской губах и ежегодно бурить примерно 1 поисково-разведочную скважину, для чего достаточно будет одной буровой установки СПБУ.

Для работ на участках в Беринговом море также потребуется всего одна буровая установка типа СПБУ.

В Охотском море понадобятся буровые установки трех типов: самоподъемные буровые установки, полупогружные буровые установки и наземные буровые установки. В результате одновременная потребность в буровых судах в период ближайших десяти лет не превысит 5 единиц и придется она, по оценке RPI, на 2019 год.

В Японском море разведочного бурения не ожидается, поэтому потребности в буровых установках не будет.

При базовом сценарии развития, максимальная потребность в буровых установках всех типов придется на 2019-2020 годы – 14-15 единиц, среди которых 5-6 потребуются для бурения в Южных акваториях, около 5 – для Балтики и Арктических акваторий и 5 – для Дальневосточных морей.

Именно потребность в буровых установках является основным фактором, обуславливающим повышение риска негативного воздействия санкций на разработку российских недр. В частности, речь идет о риске срыва поставок технологичного оборудования, необходимого для освоения арктического шельфа. Для иллюстрации можно привести следующий пример: осенью 2008 года, при проведении работ на российском арктическом шельфе сложилась ситуация, когда в акваториях Баренцева и Печорского морей не осталось свободных буровых установок отечественного производства, а все имевшиеся на тот момент были сданы в аренду за пределами России. При этом собственными буровыми мощностями, пригодными для разведки участков в Арктике с малыми

39ROGTECROGTEC

EXPLORATION


40

ver the last 10 years, a new technology has been developed and successfully tested for optimizing

production for oil fields with high gas to oil ratio, (GOR), which we will now refer to as TOP (Technology for the Optimization of Production). Both in theory and in practice, we have demonstrated that oil reservoirs with high GOR have a pressure flow rate relationship with a clear maximum level. For example, the bottom hole pressure is clearly defined and provides the maximum open flow production on the reservoir. The consequential decline in bottom hole pressure results in decreased oil production, while the gas cut of the produced oil grows. This may be caused by either the gas skin-effect in the bottom-hole area of the reservoir, or the formation of gas coning. Both of these factors result in a decline in production as the bottom hole pressure drops. Basically, as the GOR and water content of the reservoir increases, so the reservoir production declines. Moreover, it was demonstrated that when the pressure drop is below a certain optimal value, conditions emerge under which the well becomes unstable and gas conditions occur [2]. This can explain the difficulties that take place with the production of oil and gas condensate from layers of gas fields that contain oil with a high gas factor. Our interpretation of this phenomenon is as follows. When you create a difference in pressure and arrive at a certain bottom hole pressure value, let’s call it the optimum pressure, gas coning moves up to the casing perforations.

течение последних десяти лет была разработана и успешно опробована новая технология

оптимизации добычи нефти с высоким газовым фактором (ГФ), далее называемая TOP (Technology for Optimization of Production). Теоретически и практически показано, что пласты, содержащие нефть с высоким ГФ, имеют индикаторную кривую (ИК) с резко обозначенным максимумом, т.е. существует некоторое определённое значение забойного давления, при котором пласт даёт максимальный дебит. При дальнейшем снижении забойного давления дебит нефти начинает снижаться, а газовое содержание продукции увеличиваться. Причиной возникновения такого максимума является либо возникновение газового скин-эффекта в призабойной зоне пласта, либо образование газового конуса. Оба этих фактора приводят к снижению коэффициента продуктивности пласта при снижении забойного давления ниже некоторой величины. При этом увеличивается величина газового фактора (ГФ) и водосодержание, а нефтеотдача пласта снижается.

Более того, доказано, что при снижении давления ниже оптимального возникают условия, при которых скважина теряет устойчивость и переходит в газовый режим [2]. Это объясняет трудности, возникающие при добыче нефти и конденсата из оторочек газовых месторождений.Качественное объяснение этого

ROGTEC

ДОБЫЧА


Новая технология оптимизации добычи нефти и/или газоконденсата из оторочек газовых резервуаров и нефтяных месторождений, содержащих нефть с высоким газовым факторомNew Technologies for Optimizating Condensate Fields with High Gas Factors

S.Tseytlin, D.Eng (Tseytlin Consulting Inc. USA),G.Mirzoev, KG., A.Iskhanov (GMG Int., USA),А. Kashik, D.Eng (Central Geological Survey, Moscow)

С. Д. Цейтлин, д.т.н. (Tseytlin Consulting Inc. USA),Г. Г. Мирзоев, к.г.-м.н. , А. И. Ихсанов (GMG Int., USA),А. С. Кашик, д.т.н. (ЦГЭ, Москва)

B O

41ROGTEC

явления заключается в следующем. При создании депрессии на пласт при некотором значении забойного давления, называемом оптимальным, газовый конус поднимается к перфорационным отверстиям. При этом газовое содержание флюида в скважине начинает увеличиваться, а забойное давление еще сильнее уменьшается, что способствует дальнейшему росту газового конуса и дальнейшему снижению забойного давления. Иными словами, возникает положительная обратная связь. Это, в конечном счете, приводит к оттеснению нефти от перфорационных отверстий и переключению скважины в газовый режим.

Наша технология позволяет с помощью специального забойного устройства ослабить положительную обратную связь, и, поддерживая забойное давление на оптимальном уровне, избежать вышеописанного явления.

С другой стороны, ТОР позволяет повысить дебит и отдачу конденсата на газоконденсатных месторождениях.

Известно, что по мере разработки газоконденсатного месторождения пластовое давление падает. При этом, начиная с некоторого момента, конденсат в силу своего ретроградного поведения начинает переходить в жидкое состояние.

Особенно интенсивно это происходит в призабойной зоне пласта, где давление ниже, чем в самом пласте. В результате в призабойной зоне пласта возникает скин-эффект, т. е. начинает накапливаться жидкий конденсат, который блокирует выход газа из пласта и снижает производительность скважины. При этом может происходить даже полная остановка работы скважины. Отметим, что ИК такого пласта имеет такую же форму, что и в рассмотренном выше случае, хотя физика этого явления совершено другая. Таким образом, существует некоторое критическое значение забойного давления, когда дальнейшее его снижение приводит к выпадению конденсата в жидкой фазе в призабойной зоне пласта и снижению дебита конденсата. Определяя с помощью специально созданных симуляторов критическую величину забойного давления, при которой возникает это явление, мы повышаем забойное давление и поддерживаем его таким, при котором происходит обратный переход конденсата из жидкого в газообразное состояние. При этом происходит разблокировка призабойной зоны пласта и увеличивается дебит газоконденсата. (см. Фиг. 5, где приведены результаты проведённых тестов). Отметим что ГФ продукции при этом заметно снижается, а следовательно, увеличивается конденсатоотдача пласта.

As this process takes place, the gas concentration within the fluid starts increasing while the bottom hole pressure decreases more and more, contributing to increased gas coning and a further drop in bottom hole pressure. In other words, positive feedback is taking place here. This ultimately leads to the oil being driven back from the casing perforations and a shifting of the well into gas conditions.

Our technology makes it possible, with the use of a special bottom-hole device, to diminish the positive feedback, and, while maintaining bottom-hole pressure at certain optimal levels, to prevent the phenomenon described above. On the other hand, the TOP technology makes it possible to increase the condensate flow rate and productive capacity of gas condensate fields.

It is well known that as gas condensate fields are developed, its bottom hole pressure drops. Because of this fact, due to its retrograde behavior, it starts liquating. This process takes place, most intensively, at the bottom of the formation, which is normally lower than the pressure of the formation itself. As a result of this, skin effect takes place in the bottom of formation. In other words, there is an accumulation of liquid condensate which prevents gas from leaving the formation and, accordingly, well production decreases and leading to the potential danger of complete well shut off.. It should be noted that the pressure flow rate relationship of such a formation has the same form as the above mentioned case, although it is worth noting that the physics of this phenomenon is quite different. Therefore, a certain critical value of bottom hole pressure exists when any further drawdown leads to a condensate dropout into the liquid phase of the bottom-hole formation zone and to a decline of the condensate flow rate. When determining, with the use of specially made simulators, the critical value of the bottom-hole pressure at which such phenomenon occurs, we build up bottom-hole pressure and maintain it in such a manner that leads to the reversed inversion of the condensate from its liquid state into the gaseous one. In this regard, the bottom-hole formation zone gets unblocked and the gas condensate flow rate goes up. (See. Fig.5, where the results of the run tests are presented). We should note that the GOR of the produced oil gets noticeably lower, while the condensate production rate gets higher.

A specially designed bottom-hole assembly (BHA) enables more flexible regulation and automatic maintenance of the bottom-hole pressure to the desired level in order to prevent the dropout of condensate from the bottom-hole zone into its liquid state, and therefore preventing a severe decrease in well performance. The BHA also serves to stabilize well performance.

The latest test of the TOP took place at two gas condensate wells in Uzbekistan in 2014, both of which proved the efficiency of the technology. The rate of

ROGTEC

PRODUCTION


42 ROGTEC

ДОБЫЧА


condensate flow increased by over 200% following the installation of specially designed BHAs.

Positive results following the application of TOPTOP is applicable for formations with high gas content (GOR>100 m3/m3) and for the production of oil and condensate from the layers of gas fields containing oil with high gas factor. It can also be applied in cases where there is gas and water coning. It is applicable for any production technique –flowing, gas lift and pumping. However it is most efficient for natural lift.

US Patent number 7,172,020 (February 6, 2007) and US Patent number 7,753,127 (July 13, 2010) protect all the basic statements of the TOP technology. Principal positive effects of TOP application: » it increases the current production rate of oil and condensate; » it increases the oil and condensate recovery factor of the well and of the entire field; » it reduces the content of water and gas in produced oil.

Additional advantages of TOP:» it extends the service life of the well; » it minimizes (or completely eliminates) gas and water coning; » it slows down formation pressure drawdown;» it stabilizes upwelling; » it makes it possible to prevent early loss of reservoir energy;» it eliminates zones of elevated toughness in the bottom-hole formation zone; » it increases oil permeability of the formation;» it increases the efficiency of gas lift and pumps;» it reduces the cost of power supply for pumps and compressors for gas lift;» it reduces sand washout from reservoir, its mechanical damage and loss of in-place permeability;» it makes it possible to produce oil from oil rims of a gas formation.

The theory and calculations of this technology rest upon the building of an accurate mathematical model of the entire well-bottom-hole assembly-formation which takes into account all of its components. This mathematical model makes it possible to carry out an analysis of the processes taking place in the well, in its bottom-hole zone and in the reservoir, which, in turn, makes it possible to maximize the flow rate and increase production.

Basic Innovations of TOP: Maximum flow rates can be achieved at a certain value of the bottom-hole pressure which is closely calculated with a computer program, or is determined by periodic reading of pressure flow rate relationship values whose value lies between null and the formation pressure value.

Специально рассчитанное забойное устройство (ЗУ) позволяет более гибко регулировать и автоматически поддерживать забойное давление на нужном уровне, с тем чтобы конденсат не выпадал в виде жидкости в призабойной зоне и не блокировал работу скважины. Кроме того, ЗУ стабилизирует работу скважины.

Последние испытания ТОР в 2014 году в Узбекистане на газоконденсатных скважинах подтвердили эффективность этой технологии. Так, на двух газоконденсатных скважинах после установки на них специально рассчитанных ЗУ удалось поднять дебит конденсата более чем на 200 %.

Применение ТОР и основные положительные эффектыПредлагаемая новая технология для оптимизации добычи нефти ТОР в основном применима для пластов с высоким газосодержанием (ГФ>100 м3/м3) и добычи нефти и конденсата из оторочек газовых месторождений. Она может использоваться также при образовании газовых и водяных конусов. TOP применима для всех способов добычи – фонтанного, газлифта и насосного. Однако наиболее эффективна она для фонтанного способа добычи.

Патенты США номер 7,172,020 (6 февраля 2007 года) и номер 7,753,127 (13 июля 2010) защищают все основные положения TOP-технологии. Основные положительные эффекты от применения TOP:» увеличивает текущий дебит нефти и конденсата;» увеличивает коэффициент нефтеотдачи и конденсатоотдачи скважины и всего месторождения;» уменьшает содержание воды и газа в добываемой нефти.

Дополнительные плюсы TOP:» продлевает жизнь скважины;» уменьшает (или полностью убирает) газовые и водяные конусы;» замедляет падение пластового давления;» стабилизирует добычу из скважины;» позволяет предотвратить преждевременную потерю энергии пласта;» убирает области повышенной вязкости в призабойной зоне;» увеличивает коэффициент относительной проницаемости пласта по нефти;» увеличивает эффективность газлифта и насосов;» уменьшает затраты электроэнергии на насосы и компрессоры для газлифта;» уменьшает вымывание песка из пласта, механические повреждения и потерю проницаемости пласта;» позволяет добывать нефть из нефтяных оторочек газового пласта.

43ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов. Привлечение инвестиций и передовых технологий 29-30 октября, Тюмень

Детали на www.westsiberiaoilandgas.com +44 207 39 43 090 – Лондон – основная линия+7 499 505 1 505 – Москва

“Когда мы говорим о трудноизвлекаемых запасах, мы имеем в виду месторождения в Западной Сибири. В рейтинге МЭА Россия занимает 1-е место по оценке объемов запасов, которые содержат, около 10 млрд тонн нефти. В перспективе именно такие месторождения будут составлять значительную часть будущей добычи углеводородов в России. Роснедра активно занимаются подготовкой практической фазы освоения. Планируется создать полигоны по отработке технологий с участием государства и компаний, путем ГЧП. Мы рассматриваем варианты, при которых государство будет участвовать в финансировании напрямую”

Сергей Донской, Министр природных ресурсов и экологии России

КЛЮЧЕВЫЕ ТЕМЫ

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ И ПОЛИТИЧЕСКИЙ КОНТЕКСТ: Узнайте о международных экономических перспективах ТРИЗ и нетрадиционных ресурсов, о геологическом и экономическом освоении Баженовской, Ачимовской и Тюменской свит, об изменениях налогового режима и т.д.

ДЕБАТЫ ЛИДЕРОВ! Присоединитесь к дискуссии с участием руководителей Правительства, добывающих компаний и представителей других заинтересованных сторон по вопросам стратегических альянсов, экономики проектов, технологических трудностей, инвестиционных возможностей и так далее.

ВАЖНО! ИНФОРМАЦИЯ О ПРОЕКТАХ: результаты апробации пилотных технологий, перспективы и сроки пуска объектов в промышленную эксплуатацию. Информация о Красноленинском и Фроловском сводах, Салымских месторождениях, Баженовской свите и других. Окупятся ли гигантские инвестиции?

ОПЫТ РАБОТЫ МЕЖДУНАРОДНЫХ И РОССИЙСКИХ КОМПАНИЙ: Операторы и подрядчики расскажут о реализации сложных проектов по добыче трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных ресурсов в Канаде, Венесуэле, Индии, Татарстане, Коми, Самаре и т.д.

СПЕЦИАЛЬНЫЙ ФОКУС! ПЕРЕДОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И МУН: выступления ведущих операторов и подрядчиков. Получите самую свежую информацию!

ИНВЕСТИЦИОННО-ПРАВОВЫЕ ВОПРОСЫ: что должно произойти, чтобы привлечь инвесторов? Новости из сферы налогообложения, лицензирования и соблюдения нормативно-правовых актов.

СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ В ЦЕНТРЕ ВНИМАНИЯ! Может ли сланцевая нефть спасти мир? Анализ залежей сланцевой нефти, оценки запасов, результатов апробации технологий добычи.

СРЕДИ ДОКЛАДЧИКОВ И УЧАСТНИКОВ 2014:

Павел Завальный,заместитель председателя Комитета Госдумы РФ по энергетике

Николай Николаев,вице-президент, ЛУКОЙЛ, генеральный директор, РИТЭК

Алексей Варламов, генеральный директор, ВНИГНИ

Олег Михайлов,вице-президент, Башнефть

Александр Шпильман,директор,НАЦРН имени В.И. Шпильмана

Олег Прищепа, генеральный директор, ВНИГРИ

Сергей Полукеев, заместитель губернатора Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

44 ROGTEC

ДОБЫЧА


This is called the optimum value Popt (Fig.1), [5]. If the bottom-hole pressure value drops below the bubble-point pressure, then the relative permeability of the reservoir oil starts dropping in the bottom-hole formation zone, whereas its gas saturation grows due to the gas separating from the oil. Oil viscosity then increase as the well, due to degassing. This leads to a reduction of productivity. As a result of this, a reduction in the bottom-hole pressure to below both the bubble-point and the value of optimal pressure may lead to a reduction of flow rate, not an increase. This is contrary to the conclusions that were presented by the widely used Vogel Model.

With the gradual reduction in bottom-hole pressure due to the increased drawdown in the reservoirs the flow rate, at first, increases. However, if we start from the optimal pressure point, the flow rate starts to decrease in spite of an increase in drawdown, which, as mentioned above, is contrary to the Vogel Model. The cause of this is that after optimal bottom hole pressure is achieved, the effect of the reduced productivity index on the production becomes dominant.

We can see from the above that the optimum pressure value was proved both theoretically and in practice. It depends on the reservoir characteristics (permeability, porosity, saturation and pressure) PVT –fluid characteristics (R

s(P,T) – solubility of gas in oil; B

g(P,T) – gas compressibility

factor; цo(P,T) – oil viscosity; ц

g(P,T) - gas viscosity) and

various other characteristics of the well-formation system.

The maximum flow rate can be achieved by maintaning the drive, which minimizes the negative effects in the

Теория и количественные расчёты этой технологии основываются на построении точной математической модели (на соответствующем симуляторе) всей динамической системы «скважина-забойное устройство-пласт», которая учитывает все её компоненты. Эта математическая модель позволяет осуществить проведение полного анализа процессов, которые происходят в скважине, в призабойной зоне и в пласте, что в свою очередь позволяет максимизировать дебит и увеличить добычу благодаря тому, что забойное давление поддерживается на оптимальном уровне в течение всей жизни скважины.

Основное нововведение TOP: максимальный дебит достигается при определённом значении забойного давления, которое точно вычисляется симулятором (вычислительной программой) или определяется периодическим снятием ИК пласта и величина которого находится между нулем и пластовым давлением. Эта величина называется оптимальным давлением Pопт (Фиг. 1), [5]. Если забойное давление падает ниже давления насыщения, то относительная проницаемость пласта по нефти начинает падать в призабойной зоне пласта, поскольку увеличивается её газонасыщенность из-за газа, выделившегося из нефти. Вязкость нефти при этом также увеличивается из-за её дегазации. Это приводит к уменьшению коэффициента продуктивности пласта, поскольку эффект уменьшения коэффициента продуктивности сильнее сказывается на величине дебита нефти, чем увеличивающаяся при этом депрессия. В результате уменьшение забойного давления ниже давления насыщения и ниже оптимального давления может привести к уменьшению дебита, а не к увеличению, вопреки тому, что прогнозирует широко применяемая модель Фогеля.

Таким образом, при постепенном уменьшении забойного давления из-за увеличения депрессии в пласте дебит сначала увеличивается. Однако начиная с определенного давления (называемого оптимальным) дебит нефти начинает уменьшаться, несмотря на увеличение депрессии, что, как уже отмечалось, противоречит широко известной модели Фогеля. Причиной этого является то, что после того как оптимальное забойное давление достигнуто, влияние уменьшения коэффициента продуктивности на добычу становится доминирующим.

Факт существования оптимального давления был доказан как теоретически, при помощи решения сложной задачи матмоделирования системы «скважина-пласт», так и практически, путём проведения полевых экспериментов. Это

Pbot

Pf1

Pf2

Pf3

Pf4

Popt

Psat

Qreal Qmax Qvogel Q

Предлагаемая модельThe Offered Simulant

Popt(t)

Кривая ФогеляVogel’s curve

Фиг. 1: Индикаторная кривая пластаFig. 1: Pressure flow rate relationship of reservoir

45ROGTECROGTEC

PRODUCTION


9th Mangystau Regional Oil, Gas & Infrastructure Exhibition

11–13November

2014

At the Heart of Kazakhstan’sOil, Gas and Infrastructure

London • Moscow • Almaty • Baku • Tashkent • Atyrau • Aktau • Istanbul • Hamburg • Beijing • Poznan • Dubai

Tel. +44 (0)20 7596 5082 Email: [email protected]

Aktau • Kazakhstan

Mangystau 2014_205x275_advert_Layout 1 25/06/2014 14:55 Page 1

46 ROGTEC

ДОБЫЧА


bottom-hole zone (Fig.2). These negative effects arise due to a buildup of the skin-effect (because the gas is in free phase and after the pressure drawdown gets below the value of the bubble-point pressure, separates from the oil and obstructs its flow), factors of gas and water coning, as well as due to formation of zones of viscous degassed oil near the well bore. The gas content of the produced oil then increases because the relative permeability of the bottom hole formation increases, as the producible oil index decreases.

We should note that when this technology is implemented, it slows down the rate at which the reservoir loses pressure because it minimizes early gas and water disengagement from the reservoir. Because of this the GOR value goes down. This, in turn, extends the life of a well and improves the oil recover factor.

A similar effect is achieved in gas condensate wells: by determining, with the computer models, the cut-off value of the bottom-hole pressure, at which the retrograde dropout of the condensate as a liquid occurs, we increase and maintain the bottom-hole pressure at the level at which the condensate reverts from a liquid to gaseous state. As a result, the formation blockage is removed.

List of Alternative Applications for TOP 1. Maintenance of bottom-hole pressure in order to maximise current production rates achieved by - a. reduction of skin-effect within the near field of a well;b. reduction of water/gas coning which emerged in the near field of formation;c. maintenance of good oil mobility which is necessary for efficient oil production

There are many wells around the world that would benefit from this technology, and with gas to oil ratios increasing due to increased drilling depths, this number is only going to grow. The ratio of gas to oil also increases with the age of the well. So some wells that may not need the implementation of TOP technology today may well benefit from it in the future. Geographical targets for this technology include Russia, Mexico, the North Sea and the Middle East. The trend of the increased gas-to-oil ratio and the water content is mentioned in multiple professional articles on this subject.

2. An increase in productivity in a nearby field due to a reduction in skin effect and minimizing water/gas coning by placing a downhole device for a short period of time. Following this, we will witness an increase in the current flow rate – there are cases of this positive effect at an offshore well in the Gulf of Mexico. This increase in productivity is similar to the effect that takes place following hydraulic fracturing.

оптимальное давление зависит от параметров пласта (проницаемость, пористость, насыщенность и давление), PVT - характеристик флюида (R

s(P,T) -

растворимость газа в нефти; Bo(P,T) - коэффициент

сжимаемости нефти; Bg(P,T) - коэффициент

сжимаемости газа; цo(P,T) -вязкость нефти; u

g(P,T)

- вязкость газа) и других характеристик системы «скважина-пласт».

Максимальный дебит достигается путём поддержания режима пласта, в котором минимизируются негативные эффекты в призабойной зоне (Фиг. 2). Эти негативные эффекты возникают из-за образования скин-эффекта (из-за присутствия газа в свободной фазе, который при снижении давления ниже давления насыщения выделяется из нефти и блокирует ее поток), возникновения газовых и водяных конусов, а также из-за формирования вблизи скважины зон вязкой дегазированной нефти. При этом увеличивается газосодержание продукции, т.к. увеличивается относительная проницаемость призабойной зоны пласта и снижается коэффициент нефтеотдачи пласта.

Отметим, что использование данной технологии замедляет падение пластового давления за счёт уменьшения раннего выхода газа и воды из пласта. При этом уменьшается величина ГФ. Это, в свою очередь, продлевает жизнь скважины и увеличивает коэффициент нефтеотдачи.

Аналогичный эффект достигается в газоконденсатных скважинах: определяя с помощью специально созданных симуляторов критическую величину забойного давления, при которой возникает ретроградное выпадение конденсата в виде жидкости, мы повышаем и поддерживаем забойное давление таким, при котором происходит обратный переход конденсата из жидкого в газообразное состояние. В результате снимается блокировка пласта.

Приведём список альтернативных применений TOP для увеличения дебита нефти и повышения нефтеотдачи скважин1. Поддержание забойного давления в скважине на предварительно рассчитанном оптимальном уровне Pопт для получения максимального текущего дебита нефти и повышения конечной нефтеотдачи пластов для скважин, удовлетворяющих критериям TOP-приложений. Это в основном достигается за счет следующих явлений:a. уменьшения скин-эффекта в ближней зоне скважины;b. снижения водяных/газовых конусов, возникших в ближней зоне пласта; c. поддержания хорошей подвижности нефти, необходимой для эффективного производства путем растворения лишнего газа в призабойной зоне пласта.

Ежегодная Каспийская техническая конференция и выставка SPE

Принимающая сторона

Платиновый спонсор

О мероприятии

Регистрируйтесь на конференцию и выставку сейчас!Официальная поддержка - генеральный спонсор Shell. Партнеры проекта: Министерство Енергетики Республики Казахстан и Асоциация KAZENERGY. Каспийская техническая конференция предоставит возможности для совместного обсуждения конкретных вопросов добычи нефти и газа в Казахстане и Каспийском регионе.

Cо-председатель проекта Кэмпбелл Кейр – Генеральный директор и Председатель консерна «Shell» в Казахстане, а также Узакбай Карабалин –Первый Вице-Министр Министерства Енергетики Республики Казахстан.

Для просмотра технической программы конференции и регистрации на выставку пройдите по ссылке www.spe.org/go/CTCE14Reg3.

Министерство Енергетики Республики Казахстан

Устойчивая энергетика – управление развитием с помощью инноваций и сотрудничества

12-14 Ноября 2014 | Выставочный центр «Корме» | Астана, Казахстан

47ROGTECROGTEC

PRODUCTION


SPE KazaKStan

Ежегодная Каспийская техническая конференция и выставка SPE

Принимающая сторона

Платиновый спонсор

О мероприятии

Регистрируйтесь на конференцию и выставку сейчас!Официальная поддержка - генеральный спонсор Shell. Партнеры проекта: Министерство Енергетики Республики Казахстан и Асоциация KAZENERGY. Каспийская техническая конференция предоставит возможности для совместного обсуждения конкретных вопросов добычи нефти и газа в Казахстане и Каспийском регионе.

Cо-председатель проекта Кэмпбелл Кейр – Генеральный директор и Председатель консерна «Shell» в Казахстане, а также Узакбай Карабалин –Первый Вице-Министр Министерства Енергетики Республики Казахстан.

Для просмотра технической программы конференции и регистрации на выставку пройдите по ссылке www.spe.org/go/CTCE14Reg3.

Министерство Енергетики Республики Казахстан

Устойчивая энергетика – управление развитием с помощью инноваций и сотрудничества

12-14 Ноября 2014 | Выставочный центр «Корме» | Астана, Казахстан

48 ROGTEC

ДОБЫЧА


3. Wells that have previously been shut down due to extremely high GOR, above 104m3/m3 can be revived using this technique. One such example was in Turkmenistan, when a previously shut-down well (#469) started producing 12 to 15 tons of oil per day, after the TOP device was installed (3 months later the well was shut-down due to its inefficiency and high GOR value). 4. Well stabilization, which can increase production [2].

5. Due to the above mentioned effects, TOP can be efficiently utilized for oil production from oil layers within gas fields, that contain oil with high gas factor. There are billions of tons of oil at stake here, which cannot be recovered so far as no suitable efficient technology is currently available.

6. The TOP makes it possible to increase production wells that use sucker rod pumps and ESPs, which can be inefficient in high GOR environments. The application of well logging devices based on the TOP technology contributes to the solution of this problem.

7. Increasing flow rates at gas condensate fields. This technology is effective at reducing skin effect that can take place in adjacent fields due to the drop out of liquid

Есть много скважин по всему миру, которые подходят для этой технологии, и количество таких скважин постоянно растет, так как глубина бурения увеличивается, т. е. газовый фактор возрастает. Когда скважины становятся старше, увеличивается газовый фактор, поэтому если сегодня эти скважины не являются подходящими для TOP, они могут быть пригодны в самом ближайшем будущем (наиболее вероятные регионы – Россия, Мексика, Северное море, Ближний Восток). Эта тенденция увеличения газового фактора и водосодержания упоминается в многочисленных профессиональных публикациях по этому вопросу.

2. Восстановление коэффициента продуктивности в близлежащей зоне скважины за счет уменьшения скин-эффекта и снижения водяных/газовыхконусов путём помещения скважинного прибора в скважину на относительно короткий период времени, а затем удаления его. При этом получаемувеличение текущего дебита нефти (есть практические примеры этого положительного эффекта на офшорной скважине полученные в Мексиканскомзаливе). Т.е. возникает эффект восстановления продуктивности скважины, похожий на эффект, возникающий после гидроразрыва пласта.

3. Оживление “мертвых скважин”, которые были закрыты из-за чрезвычайно высокого ГФ > 104 м3/м3. Был такой случай применения ТОР в Туркменистане, когда ранее закрытая скважина (№ 469) начала производить 12-15 тонн нефти в день после того как TOP-инструмент был установлен (спустя 3 месяца после того, как эта скважина была закрыта из-за неэффективности и большого ГФ). 4. Стабилизация режима работы скважин, которая может дать значительный положительный эффект на добычу нефти [2].

5. Благодаря эффектам, перечисленным выше в пунктах 1-4, TOP может быть эффективно использована для производства нефти из нефтяных оторочек газового пласта. Речь идет о миллиардах тонн нефти, которые не могут быть добыты в настоящее время из-за отсутствия подходящей эффективной технологии.

6. ТОР позволяет увеличить производство нефти на насосных скважинах, которые часто не могут

Фиг. 2: Негативные эффекты в призабойной зоне пласта. На рисунке: 1 – скважина, 2 – устьевой штуцер, 3 – забойное устройство, 4 – газовый конус, 5 – водяной конус, 6 – пласт, 7 – участки пласта с малоподвижной вязкой нефтью Fig. 2: Negative effects in the bottom-hole formation zone. In figure: 1 – well, 2 – wellhead choke, 3 – downhole device, 4 – gas coning, – water coning, 6 – formation, 7 – regions of reservoir with low work-ability viscous oil

Water

49ROGTECROGTEC

PRODUCTION


50 ROGTEC

ДОБЫЧА


быть должным образом использованы из-за неспособности штанговых и электрических насосов работать в нужном режиме при высоких ГФ. Использование скважинных систем слежения на основе TOP-технологии помогает в решении этого вопроса.

7. Увеличение дебита на газоконденсатных месторождениях. Как и в нефтяных скважинах, часто имеет место скин-эффект появляющийся в ближней зоне пласта скважины благодаря выпадению конденсатов в виде жидкости. Можно показать, что в этих случаях ИК также имеют максимум, то есть существует оптимальное забойное давление. Если это давление поддерживается, дебит конденсата и конечный коэффициент конденсатоотдачи могут бытьувеличены и оптимизированы. Разработанные математические модели также позволяют точно вычислить оптимальный режим для существующих параметров пласта и всей системы, с тем чтобы обеспечить максимальную добычу. Кроме вычисления Pопт, эти модели и соответствующие компьютерные симуляторы позволяют определить другие параметры оптимального режима работы скважины (оптимальный напор для газлифта, мощность насоса и т.д.), вычислить важные параметры конструкции поверхностных и погружаемых устройств, а также предсказать ожидаемый прирост добычи нефти. Эти высокоточные симуляторы также позволяют провести диагностику текущего состояния скважины и предсказать динамику ее поведения в будущем, включая динамику изменения дебита нефти, распределения давления и газонасыщенности в пласте, ГФ и коэффициента нефтеотдачи пласта (на Фиг. 3 приведен пример матмоделирования такого случая).

Краткое описание используемой математической модели приведено в Приложении 1.

ТОР относительно легко реализуется путем использования спускаемого с помощью троса на забой скважины специально рассчитанного устройства, которое позволяет адаптивно управлять забойным давлением во время добычи. Это устройство автоматически поддерживает забойное давление равным или близким к оптимальному давлению Pопт.

condensates. If the optimum bottom hole pressure is maintained, the condensate recovery rate can be increased and optimized. Current mathematical models make it possible to accurately identify the existing reservoir characteristics, with a view to maximizing production.

In addition to calculating the value of Popt, these models and computer programs enable us to determine other characteristics such as the optimum pressure for gas lift, pump output, etc, and to calculate other essential characteristics of design of the surface equipment and submersible devices, as well as forecasting the expected increase in oil production. These highly accurate simulations make it possible to run diagnostics to test the current state of the well and forecast its future performance, including changes in oil production, distribution of pressure and gas saturation within formation, GOR value and the oil recovery factor of formation (in Fig.3 you can see a sample of mathematical modeling of such case).

A brief summary of the mathematical model used is presented in Appendix 1.

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

00.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14

Коэффициент нефтеотдачи / Oil Recovery Factor

P[ps

i]. Q

[bbl

/day

]. ro

cft/

bbl]

1234

Переключение в оптимальный режим Switchover to optimum drive

Фиг. 3: Результаты компьютерного моделирования:1 – дебит нефти*10 (Q), 2 – ГФ/10, 3 – ГФ/10, 4 – пластовое давление (P)в зависимости от коэффициента нефтеотдачи(1 атм = 15 psi, 1 м3 = 6.3 барр, 1 м3/м3 = 5.6 куб. фут/барр)Fig. 3: Computer simulation results:1 – oil flow rate*10 (Q), 2 – GOR/10, 3 – GOR/10, 4 – formation pressure (P) according to oil recovery factor (1 atm = 15 psi, 1 m3 = 6.3 bar, 1 m3/m3 = 5.6 cu ft/bar)

51ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Сначала скважина работала в неоптимальном режиме (Pзаб ≠ Pопт); затем она была переключена в почти оптимальный режим, когда Pзаб поддерживаетсяблизко равным к Pопт.

Некоторые результаты применения TOP на практике 1) Скважина A1, Юго-Восточная Азия в 2008 году (Фиг. 4). В результате применения ТОР (см. [5]):» Добыча увеличена с 23.5 до 50.5 м3 в день» ГФ уменьшен с 6864 м3/м3 до 2221 м3/м3

» Водосодержание уменьшено с 27 % до 5 %» Коэффициент нефтеотдачи значительно увеличился, поскольку скважина была стабилизирована и уменьшены ГФ и водосодержание» За два месяца добыто дополнительно нефти: 1816 м3 (на сумму более $1,000,000) 2) Глубокая (более 4 км) офшорная скважина с газлифтом в Мексиканском заливе. Были получены следующие результаты (см [5]):» ГФ уменьшен с 586 до 227 м3/м3

» Дебит увеличился с 19.2 до 26 м3 в день» Водосодержание уменьшено с 9.5 % до 0.43 %» После снятия устройства TOP со скважины было замечено внезапное увеличение дебита, поскольку TOP помогла очистить призабойную зону от газовых и водяных конусов, уменьшила вязкость нефти и улучшила проницаемость этой зоны по нефти, в то же время ухудшив проницаемость по газу. 3) Скважина 289 в Узбекистане (месторождение Кокдумалак) в 2001 - 2008 годах, [5].» Использование TOP увеличило ежедневную добычу на 18 %, со 123.8 до 146 м3 в день, уменьшило ГФ на 15 % с 1071 до 803.6 м3/м3, и содержание воды снизилось до нуля.» Устройство TOP было установлено на забое в НК трубах для поддержания оптимального забойного давления и стабилизации добычи из скважины.» Был уменьшен скин-эффект в п ризабойной зоне, а также уничтожены газовые и водяные конусы в перфорационной зоне.» Использование устройства TOP позволило добыть дополнительно 5952 м3 нефти за девятимесячный период.» За 7 лет применения ТОР скважина дала дополнительно нефти на 10 млн долларов.

The TOP technology is relatively simply implemented by using a specially designed device placed downhole with the use of a cable which would enable adaptive management of the bottom-hole pressure during the course of oil production. This device automatically maintains the bottom hole pressure as equal or close to the optimal value of Popt. At first, the well was not put into operation in optimal drive mode (Pbh ≠ Popt); however afterwards it was switched to a state nearing optimal drive, when Pbh was maintained closely equal to Popt.

Here are some results of the application of the TOP technology in practice 1) Well A1, South-East Asia, 2008 (Fig.4). As a result of the applied ТОР technology (see [5]):» Production increased from 23.5 to 50.5m3 per day » GOR decreased from 6864m3/m3 to 2221m3/m3

» Water content decreased from 27% to 5%» Oil recovery factors considerably increased, since the well was stabilized and GOR and water content had been decreased » Incremental ultimate recovery of oil amounted for 2 months to: 1816 m3 (Over $1,000,000)

2) Deep offshore well (over 4 km) with gas lift in the Gulf of Mexico. The following test results have been achieved (see [5]):» GOR was reduced from 586 to 227m3/m3

» Oil flow rate increased from 19.2 to 26m3 per day » Water content decreased from 9.5% to 0.43%

600

500

400

300

200

100

0

11.01

.07

11.06

.07

11.11

.07

11.16

.07

11.21

.07

11.26

.07

12.01

.07

12.06

.07

12.11

.07

12.16

.07

12.21

.07

12.26

.07

12.31

.07

01.05

.08

01.10

.08

01.15

.08

01.20

.08

Дебит нефти, ГФ и водосодержание в зависимости от времени разработкиOil Flow Rate, GOR and Water content according to time of development

Дебит нефти, барр/сутки / Oil flow rate, bar/day ГФ/50, м3/м3 / GOR/50, m3/m3 Водосодержание*20, м3м3 / Water content*20, m3m3

Установлено стройство ТОРTOP device installed

Диаметр устьевого штуцера изменился с 13.5 мм до 14 мм

Wellhead choke diameter changed from 13,5mm to 14mm

Дата Date

Фиг. 4: Результаты т естирования TOP (скважина A-1, Юго-Восточная Азия)Fig. 4: The TOP technology test results (well A-1, South—East Asia)

52 ROGTEC

ДОБЫЧА


» After the TOP device was extracted from the well we noticed that the flow rate suddenly increased as the TOP helped to prevent the downhole gas and water coning, reduced the viscosity of oil and improved the permeability of oil in this zone, as well as decreasing the permeability of the gas.

3) Well 289 in Uzbekistan (Kokdumalak field) в 2001 -2008 [5].» The application of the TOP technology increased daily production by 18%, from 123.8 to 146m3 per day, decreased GOR by 15% from 1071 to 803.6m3/m3, and the water content dropped down to zero.» The TOP device was installed at the bottom-hole in the tubing string to provide optimal bottom-hole pressure and stabilizing the upwelling.» Skin-effect decreased in the bottom-hole zone, and gas and water coning was eliminated in the perforated sector.» The utilization of the TOP device made it possible to incrementally produce 5952m3 of oil for a 9-month period.» Over the course of 7 years, as TOP technology was applied, the well increased produced oil to the value of 10 mln. USD.

4) Testing of the TOP at wells in Uzbekistan proved the efficiency of the technology of oil recovery from the layers containing high gas factor.A specially designed downhole device was installed in 2011 at a well with a production rate of 6 tons, a GOR equal to 30000 m3/m3 and the water content of 20%. The oil flow rate increased by 50%, the water content went down by 7% and the GOR was reduced twofold.

5) TOP technology was succesfully implemented in 2014 at two wells in a gas condensate field in Uzbekistan. The findings are presented in tables 5a, 5c and in fig. 5b, 5d.

4) Испытания ТОР на скважинах Узбекистана подтвердили эффективность технологии при извлечении нефти из нефтяной оторочки. В 2011 году на скважине, добывавшей 6 тон с ГФ, равным 30000 м3/м3 и водосодержанием более 20 %, путём установки специально рассчитанного забойного устройства удалось повысить дебит нефти на 50 %, снизить воду до 7 %, а ГФ уменьшить вдвое.

5) Успешное применение ТОР было проведено в 2014 году на двух скважинах газоконденсатного месторождении в Узбекистане.В табл. 5а, 5в и на фиг. 5б, 5г приведены полученные результаты.

Первая скважина – дебит конденсата увеличился с 2.7 тонны до в среднем 4.76 тонны в день.

Дата Дебит жидких гидрокарбонов, т/сут

Диаметрштуцера,

мм2014/02/262014/03/052014/03/182014/03/272014/04/012014/04/082014/05/032014/05/042014/05/062014/05/15

2.312.462.673.465.355.232.726.594.986.72

991010111111101010

Табл. 5а

876543210

2014

/02/

26

2014

/03/

0520

14/0

3/12

2014

/03/

19

2014

/03/

26

2014

/04/

02

2014

/04/

09

2014

/04/

16

2014

/04/

23

2014

/04/

30

2014

/05/

07

2014

/05/

14

Результаты Испытания Устройства TOP, Скважина No.23

Дебит жидких гидрокарбонов, т/сут

Среднесуточный дебит жидких гидрокарбонов после установки устройства TOP = 4.76 т/сут

Фиг. 5б

Date Liquid hydrocarbons flow rate, tons/day

Choke diameter,

mm2014/02/262014/03/052014/03/182014/03/272014/04/012014/04/082014/05/032014/05/042014/05/062014/05/15

2.312.462.673.465.355.232.726.594.986.72

991010111111101010

Таble 5a

53ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Вторая скважина – дебит конденсата увеличился с 3.9 тонны до 8.18 тонны в день.

Последние испытания доказали эффективность применения ТОР для добычи нефти и конденсата из оторочек газовых и газоконденсатных месторождений.

В мире (и в России в частности) существует огромное количество газовых месторождений, имеющих нефтяные оторочки. При этом до сих пор не существует эффективной технологии, позволяющих добывать из них нефть. Снятие блокировки жидким конденсатом забоя газоконденсатных скважин также является важным свойством ТОР-технологии.Внедрение ТОР-технологии может позволить решить эти проблемы и получить дополнительно миллионы тонн высококачественной нефти и конденсата.

Дата Дебит жидких гидрокарбонов, т/сут

Диаметрштуцера,

мм2014/02/272014/03/062014/03/172014/03/272014/04/022014/04/092014/04/172014/04/232014/04/242014/04/302014/05/012014/05/182014/05/14

3.733.623.9214.1816.9410.663.635.996.228.036.715.266.48

13.213.212.8121212

13.213.213.213.213.212.212.2

Табл. 5B

18

2014

/02/

27

Результаты Испытания Устройства TOP, Скважина No.77

Дебит жидких гидрокарбонов, т/сут

Среднесуточный дебит жидких гидрокарбонов после установки устройства TOP = 8.18 т/сут

1614

12

108

642

0

2014

/03/

06

2014

/03/

13

2014

/03/

20

2014

/03/

27

2014

/04/

03

2014

/04/

10

2014

/04/

17

2014

/04/

24

2014

/05/

01

2014

/05/

08

2014

/05/

15

Фиг. 5г

Date Liquid hydrocarbons flow rate, tons/day

Choke diameter,

mm2014/02/272014/03/062014/03/172014/03/272014/04/022014/04/092014/04/172014/04/232014/04/242014/04/302014/05/012014/05/182014/05/14

3.733.623.9214.1816.9410.663.635.996.228.036.715.266.48

13.213.212.8121212

13.213.213.213.213.212.212.2

Таble. 5c

876543210

2014

/02/

26

2014

/03/

0520

14/0

3/12

2014

/03/

19

2014

/03/

26

2014

/04/

02

2014

/04/

09

2014

/04/

16

2014

/04/

23

2014

/04/

30

2014

/05/

07

2014

/05/

14

TOP Device test results, well 23

Flow rate of liquid hydrocarbons of tons / day

Average daily flow rate of liquid hydrocarbons after the TOP device was installed = 4.76 т/сут

Fig. 5b

18

2014

/02/

27

TOP Device test results, well No.77

Flow rate of liquid hydrocarbons of tons / day

Average daily flow rate of liquid hydrocarbons after the TOP device was installed = 8.18 т/сут

1614

12

108

642

0

2014

/03/

06

2014

/03/

13

2014

/03/

20

2014

/03/

27

2014

/04/

03

2014

/04/

10

2014

/04/

17

2014

/04/

24

2014

/05/

01

2014

/05/

08

2014

/05/

15

Table 5d

54 ROGTEC

ДОБЫЧА


Well One – the flow rate of condensate increased from 2,7 ton to 4,76 ton/day on average. Well Two – the flow rate of condensate increased from 3.9 ton/day to 8.18 ton/day.

The latest testing proved the efficiency of the TOP application for production of oil and condensate from the layers of gas and gas-condensate fields, containing high gas factor.

Throughout the world (and in Russia, in particular) there are a number gas fields that have oil layers with high gas factors. Currently, there is no efficient technology that enables operators to recover oil from these layers. Releasing gas condensate from bottom hole zones is also an important feature of TOP technology. Indeed, the implementation of this technology may yet solve these problems and the production of millions more tons of high quality oil and condensate.

Conclusion Oil production from the oil rims of oil-and-gas and gas fields is a complex but promising technological task. With the help of the models which incorporate the bottomhole pressure, gas cone and water cut for each well, it is possible to considerably increase the specific productivity index while reducing the well’s water cut. The wells demonstrating a substantial production level decline may be returned to their previous optimal level using a special bottomhole assembly (TOP). The experience gained from wide-scale well testing shows that the effect is achieved in any high GOR wells.

Bibliography1. US Patent number 7,172,020 (February 6, 2007)2. US Patent number 7,753,127 (July 13, 2010)3. Цейтлин С.Д., Мирзоев Г.Г., Система оптимизации добычи нефти – Новая технология, успешно работающая на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак (Узбекистан/Туркменистан) // Нефтепромысловое дело. – 2002. – №10. (S.Tseytlin, G.Mirzoev. “Oil Production Optimization System – New Technology, successfully working at Kokdumalak oil-gas condensate field (Uzbekistan/Turkmenistan)// “Petroleum Engineering”, 2002, Issue #10).4. West W.J., Garvin W.W., Sheldon J.W., Solution of the Equations of Unsteady State Two-Phase Flow in Oil Reservoirs // Trans. AIME. – 1954. – V.201,. – p.217-229.5. Цейтлин С.Д., Мирзоев Г.Г., Новая технология оптимизации добычи из резервуаров содержащих нефть с высоким газовым фактором // Бурение и Нефть. – 2012. – август. (S.Tseytlin, G.Mirzoev “New Technology for Optimization of Production from Layers Containing Oil with High Gas Factor” // “Burenie I Neft”(Drilling and Oil), 2012, the August Issue).

Appendix 1The Masket equation was selected as the mathematical model to describe transient two phase filtration within the formation. Within this, a number of assumptions have been made - 1) formation is quasione-dimensional with only radial flow;

ВыводыДобыча нефти из нефтяных оторочек нефтегазовых и газовых месторождений является сложной, ноперспективной технологической задачей. С помощью проведенного моделирования забойного давления, газового конуса и обводненности для каждой скважины возможно существенное увеличение дебитности при снижении обводненности продукции.Скважины, показывающие значительное снижение уровня добычи, могут быть возвращены на прежний оптимальный уровень при помощи специального забойного устройства (ТОР). Опыт, полученный на основе широкого опробования, показывает, что эффект достигается в любых скважинах с высоким газовым фактором. Библиография1. Патент США номер 7,172,020 (6 февраля 2007)2. Патент США номер 7,753,127 (13 июля 2010)3. Цейтлин С.Д., Мирзоев Г.Г., Система оптимизации добычи нефти – Новая технология, успешно работающая на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак (Узбекистан/Туркменистан) // Нефтепромысловое дело. – 2002. – №10.4. West W.J., Garvin W.W., Sheldon J.W., Solution of the Equations of Unsteady State Two-Phase Flow in Oil Reservoirs // Trans. AIME. – 1954. – V.201,. – p.217-229.5. Цейтлин С.Д., Мирзоев Г.Г., Новая технология оптимизации добычи из резервуаров содержащих нефть с высоким газовым фактором // Бурение и Нефть. – 2012. – август. Приложение 1В качестве математической модели, которая описывает основные процессы нестационарной двухфазной фильтрации в пласте, были выбраны уравнения Маскета. При этом были приняты некоторые упрощающие допущения:1) пласт является квазиодномерным и существует только радиальный поток;2) пористая среда изотропна и однородна;3) силой тяжести и капиллярными эффектами можно пренебречь;4) сжимаемостью породы и воды можно пренебречь;5) давление в нефтяной и газовой фазе одинаковo.

Эти предположения позволяют описать двухфазный поток нефти и газа следующими уравнениями в частных производных [4] относительно неизвестных давления и нефтенасыщенности So(r,t):

55ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Условие на внешних границах пласта – нулевой поток:

На стенке скважины принимаем условие

Также задаются начальные условия:

Система (1) дополняется PVT - характеристиками нефти и газа, зависимостями проницаемости различных фаз от насыщенности и другими свойствами системы скважина - пласт:

Система (1), (2) решается с помощью конечноразностного метода, который несколько отличается от того, который был использован в работе [4].

После исключения насыщенности из системы (1) и после некоторых преобразований нелинейные уравнения (1) приобретают вид уравнения (3) относительно давления Р:

где F(P), C(P,S

o) являются функциями, зависящими от

PVT - характеристик и других параметров системы «скважина - пласт».

Обозначения давление насыщенность пласта по нефти насыщенность пласта по газу насыщенность пласта по воде проницаемость относительная проницаемость по нефти относительная проницаемость по газу пористость вязкость нефти вязкость газа коэффициент объемного расширения нефти коэффициент объемного расширения газа коэффициент растворимости пластовое давление давление насыщения время радиус радиус скважины внешний радиус пласта мощность пласта критическая насыщенность пласта дебит нефти дебит газа оптимальное забойное давление

2) porous medium is isotropic and homogeneous;3) gravitation force and capillary effects can be ignored;4) formation and water compressibility can be ignored;5) pressure values in oil and gas phase are equal.

These assumptions make it possible to describe two-phase flow of oil and gas with the use of the following equations partially derived [4] and relating to variables of pressure and oil saturation So(r,t):

Condition at the external boundaries of reservoir is zero flux:

At the wellbore wall we take the assumption of :

Also, entry conditions are established as

System (1) is complemented with PVT characteristics of oil and gas, functional connections of permeability of different phases of saturation and other characteristics of the well-formation system:

The system (1), (2) is solved with the aid of finite difference method, which to a certain extent is different from the one that was used in the work [4].

After the saturation is extracted from the system (1) and after some rearrangements are made, the nonlinear equations (1) acquire the form of equation (3) relating to pressure P:

where F(P), C(P,S

o) are functions, connected with PVT

characteristics and other variables of the “well-formation” system.

Notation pressure oil saturation of formation gas saturation of formation water saturation of formation permeability relative oil permeability relative gas permeability porosity oil viscosity gas viscosity oil formation volume factor gas formation volume factor

solubility factor formation pressure bubble-point pressure time radius well radius external radius of formation formation thickness critical saturation of formation oil flow rate gas flow rate optimum bottom-hole pressure

56

The seismic entropy method is currently used for earthquake forecasting. It enables us to show the seismic ranges of the geological environment which cause violent earthquakes and the formation of faults in an environment of diverse energy levels. This article describes the possibility of applying such methods to monitor micro earthquakes, both natural and manmade, in order to develop a control system over technogenic deformations and faults that can help in oil and gas production. This method may be applied to monitor the dynamics of hydraulic fracturing.

IntroductionThe method of monitoring and forecasting earthquakes based on seismic entropy has been practically applied in different regions of the world since 2007. In order to describe the seismic processes that are happening in the earth, seismic entropy was introduced in 1993, where basis microearthquakes were facilitated. (Akopyan,

Метод сейсмической энтропии в настоящее время применяется для решения динамических задач подготовки и прогноза землетрясений. Он позволяет выявить иерархию сейсмоактивных объемов геологической среды, ответственных за сильные землетрясения, за образование разрывов в среде разного энергетического уровня. В работе описываются возможности применения этого метода, для контроля микроземлетрясений (естественного и техногенного) происхождения, для разработки системы контроля возникновения техногенных деформаций, разрывов, смещений, связанных с нефтегазовыми разработками. Метод может быть использован для решения технологических задач контроля динамики развития гидроразрыва пласта на месторождениях углеводородов.

ВведениеМетод мониторинга и прогноза землетрясений на основе сейсмической энтропии практически

ROGTEC

ДОБЫЧА


Применение метода сейсмической энтропии для решения технологических задач в нефтегазовой отраслиApplication of Seismic Entropy to Increase Frac Efficiency

S.Akopyan, Schmidt Institute of Physics of the Earth of the Russian Academy of Sciences, RF, Moscow

С.Ц. АкопянИнститут Физики Земли РАН, РФ, Москва

57ROGTEC

применяется для разных регионов мира с 2007 года. В 1993 году для количественного описания сейсмических процессов в реальных средах были введены физические параметры плотность состояния и энтропия, а в качестве кванта - элементарное микро землетрясение (Акопян, 1998, Akopian, 2013). Было показано, что подготовка землетрясений происходит в пределах конкретных объемов литосферы, названных сейсмическими системами (СС). Для выявления СС рассчитываются интеграл от суммарной сейсмической энергии, выделившейся в объеме геологической среды, и ее логарифм - энтропия. Введение элементарного микро землетрясения - кванта и новых параметров позволило перевести описание реальных процессов в математическую плоскость, которая выражается в построении энергетических и трековых диаграмм. В настоящее время выявлено более 130 СС и подсистем размерами от 20 до 3000 км с пороговыми магнитудами от 5.0 до 8.5. Развитие метода сейсмической энтропии от больших систем к малым и снижение пороговых магнитуд землетрясений (Akopian, Kocharian, 2013) до микроскопических (нано- магнитуды от -3 до 0, размеры десятки, сотни метров), позволит применять метод сейсмической энтропии для решения технологических задач в нефтегазовой отрасли. Мониторинг микросейсмичности и прогноз опасных толчков в иерархии геологических структур, позволит контролировать негативные сейсмические воздействия на важнейшие объекты (гидротехнические сооружения, атомные станции; топливно-энергетические, газонефтяные комплексы). Модификация программного обеспечения позволит контролировать слабые толчки, которые могут вызвать опасные повреждения и перебои в функционировании хозяйственно-индустриальных, топливно-энергетических объектов, коммуникаций (тоннели, мосты, горные выработки, плотины, газо- и нефтепроводы, скоростные транспортные коммуникации и т.д.). Система позволит предупредить зарождение малых деформаций на ранней стадии, предпринять соответствующие меры укрепления объекта и предотвращения нежелательных эффектов.

Применение метода для контроля индуцированной и триггерной сейсмичности естественного и техногенного характера в нефтегазовой области.

Традиционная энергия, определяемая по записям сейсмических волн, может содержать влияние флюидов, искусственных и техногенных факторов в геологической среде, которые могут усилить или наоборот ослабить силу землетрясения. Сравнение энергии микросейсмичности по методу сейсмической энтропии с традиционными параметрами, регистрируемыми сейсмологическими

1998, Akopyan, 2013). It was shown that earthquakes develop within the specific volumes of the lithosphere (rock sphere), which are called seismic systems (SS). In order to detect SS, the value of the total seismic energy released within the geological environment is calculated. This value is called entropy. By introducing small earthquakes in to the calculations, it is possible to create accurate models and diagrams. Currently, over 130 SSs have been detected in subsystems ranging from 20 to 3000km, with magnitudes from 5.0 to 8.5 points.

The development of the entropy method from large to small scale systems, and the lowering of the earthquake magnitudes to microscopic levels (nano-magnitudes from -3 to 0, or only tens or hundreds meters in size), may make it possible to apply this method to solve technical problems in the oil and gas sector. The monitoring of micro seismic activity and the forecasting of tremors within the geologic structures may make it possible to control negative seismic impacts to critical manmade facilities (such as tunnels, bridges, mine workings, dams, gas and oil pipelines, throughways etc.) Indeed, this system may allow us to predict the origins of smaller geological deformations at their early stages and therefore take corresponding measures to reinforce facilities and prevent potential damage.

Applying the method to control and stimulate natural and technogenic earthquakes in oilfields Conventional energy, which is determined by the recording of seismic waves, may contain the impact of fluids, artificial and technogenic factors in the geologic environment, which may or may not increase the strength of an earthquake. Comparison of the micro seismic energy using seismic entropy with traditional characteristics, which are registered by seismological monitoring networks, makes it possible to recognize that fluid and technogenics are taking part in the process of earthquake development.

It was illustrated (Akopyan, Popov, 2010) that the catastrophic earthquake at Spitak, Armenia in 1988, might have been a triggered the construction of the nearby water storage facility in Akhuryan, which was constructed in 1983, as the epicentre was nearby.

During the course of the seasons, small water storage facilities have significant fluctuations of water level and pressure, unlike larger storage facilities. Bearing in mind these factors, and taking into account the natural fault line in the area, we can assume that these factors were a large part of the natural disaster that took place here. Based on this method, we can reveal a natural trigger mechanism for the earthquake of the Southern California on April the 4th, 2010 that measured 7.2. We can hypothesise that the

ROGTEC

PRODUCTION


58 ROGTEC

ДОБЫЧА


сетями наблюдений, позволяет выявлять флюидную, техногенную составляющую в подготовке землетрясения. Приведем примеры применения метода сейсмической энтропии для решения задач триггерной и индуцированной сейсмичности естественного и искусственного происхождения.

Было показано (Akopian, Popov, 2010), что катастрофическое Спитакское землетрясение 1988 в Армении могло являться триггерным. Очаговая зона Спитакского землетрясения была ослаблена Ахурянским водохранилищем, которое было введено в эксплуатацию в 1983, что совпадает с сейсмическим циклом накопления напряжений на Армянском нагорье (Akopian, 1990). В малых водохранилищах, в отличие от больших, в течении сезона происходят большие колебания уровня воды, вариации порового давления, что в неблагоприятных сейсмотектонических условиях на севере Армении мог сыграть роковую роль. На основе метода был выявлен естественный триггерный механизм землетрясения в Нижней Калифорнии от 4 апреля 2010, М=7.2. Землетрясение-индикатор от 30 декабря 2009, М=5.8 вблизи Мехикалли приподняло трек подготовки сильного землетрясения, он попал в зону неустойчивости разлома Лагуна Салада, где и произошло спустя три месяца сильное землетрясение (Akopian, Popov, 2010). Метод была тестирована в Центре региональных геолого-геофизических

earthquake measuring 5.8 that took place in Mexicali on the December 30th 2009, touched an unstable zone of the faultline at Laguna Salada, causing a strong earthquake to take place 3 months later. (Akopyan, Popov, 2010). The method was tested at the Regional Geological-and-Physical Research Center “GEON” in 1997 (Akopyan, 1997). A joint analysis of seismicity and earthquake zones for the facilities of the fuel and energy complex in the Caspian area was carried out. As a result, we have maps of seismic hazards in different range of frequencies for velocities and accelerated velocities of the expected seismic forces, and an estimation of when they are likely to occur. The report forecasted earthquakes measuring from 6.2 for a period from 1998 to 2005 for the Caspian aquatic area and the neighboring countries. The earthquakes in the NW of Iran (1998.07.09, measuring 6.2) and in the western part of Turkmenistan (2000.12.06, measuring 7.5) were forecasted as well. Proof in the form of a letter, signed by L.Solodilov, D.Fyodorov, N.Kondorskay, is available.

As an example, an energy diagram of the SS in Sakhalin is presented here in Fig.1, including offshore mining in the SAKHALIN I-V zone (Akopyan, 1998, Akopyan, Kocharyan, 2013, Tsifra, 2008).

Fig.1a displays linear regression equations for the period before and after the earthquake at Uglegorsk in 2000 - see lines (1) and (2), correspondingly. The magnitudes

Энтропия Entropy

8.0

7.8

7.6

7.4

7.2

7.0

6.8

6.6

6.4

6.2

14.0 14.5 15.0 15.5 16.0 16.5 17.0 17.5 18.0

Энер

гия

Ener

gy

A B D C

W

MS

Mth

M= 6.6 19241907

УглегорскUglegorsk

2000M=6.8

Техногенное воздействие нефтегазоразработок

Technological Impact of Oil & Gas Development

НефтегорскNeftegorsk

1995M=7.2

1971M=7.6

a) b) c)

1995

1907

1924

2000

1971

CC Сахалин

SSSakhalin

L

D

A

B

C

Eurasian Plate

OkhotskSea

Нефтяная платформаOil Plateform

Рис. 1: Влияние нефтегазовых разработок на шельфе (САХАЛИН I-V) на землетрясения СС Сахалин. a) Энергетическая диаграмма: (1) до 2000г. и (2) после. Затемненные области обозначают разброс магнитуд. b) Землетрясения индикаторы с M> 5.0 и конфигурация L системы Сахалин. c) Очаговые области A, B, C and D пяти сильных землетрясений (М>6.2) и платформы нефтедобычи

Fig. 1: The effect of offshore oil and gas production (SAKHALIN I-V) on the earthquake of SS Sakhalin. a) Energy diagram: (1) before 2000. and (2) after 2000. Shaded areas indicate the spread of magnitudes. b) The indicator earthquakes from M> 5.0 and the L configuration of the Sakhalin system. c) focal areas A, B, C and D of the five strong earthquakes (М>6.2) and oil platform

59ROGTECROGTEC

PRODUCTION


исследований “ГЕОН” в 1997 году (Акопян, 1997). Был проведен совместный анализ сейсмичности и сейсмоопасных зон для объектов топливно-энергетического комплекса Каспийского бассейна. В результате были представлены карты сейсмической опасности в разных диапазонах частот для скоростей и ускорений ожидаемого сейсмического воздействия с оценкой наиболее вероятностных временных интервалов их проявления. В отчете были даны прогнозы землетрясений с М≥6.2 на 1998-2005 гг для акватории Каспийского бассейна и прилегающих стран. Землетрясения на СЗ Ирана (1998.07.09, M=6.2) и в западной Туркмении (2000.12.06, М=7.5) там были предсказаны (имеется письмо за подписями Солодилова Л. Н., Федорова Д. Л., Кондорской Н.В).

В качестве примера, на Рис.1 приведена энергетическая диаграмма СС Сахалин, включающая разработки в шельфовой зоне САХАЛИН I-V (Акопян, 1998, Akopian, Kocharian, 2013, Цифра, 2008).

Показаны линейные уравнения регрессии, до и после Углегорского землетрясения 2000 года, линии (1) и (2) на Рис. 1а. Магнитуды Нефтегорского, 1995, и Углегорского, 2000, в сейсмической системе Сахалин имелся некоторый разброс (Рис.1а). Видно, что нижние значения магнитуд этих землетрясений лучше соответствуют уравнениям (1, 2). Это означает, что в сейсмических циклах этих землетрясений в системе Сахалин происходило некоторое усиление силы естественных тектонических землетрясений. Это могло произойти за счет вариации содержания естественных углеводородных флюидов (Akopian, Popov, 2010). Нефтегазодобыча на шельфе северного Сахалина начиналась с 1971 года и совпала с началом цикла подготовки Нефтегорского землетрясения. Она могла повлиять на естественные процессы и усилить магнитуду Нефтегорского землетрясения. Несмотря на то, что Углегорское землетрясение находится в центральной части Сахалина, за ее подготовку также отвечает вся система. Техногенные изменения в объеме системы могли нарушить естественный ход сейсмических процессов и ускорить подготовку Углегорского землетрясения 2000. Если б она произошла на несколько лет позже, то ее магнитуда лучше согласовалась бы на энергетической диаграмме. Метод сейсмической энтропии может дать весьма надежные результаты при включении в единую системы государственного мониторинга сахалинского шельфа (Красный и др., 1998, Красный, Храмушин, 2001).

Энтропийно энергетический контроль динамики развития гидроразрывов пласта на основе микросейсмического облака.

Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее распространенных методов стимуляции

of the Neftegorsk earthquake in 1995 as well as those of the Uglegorsk one in 2000 indicate that the seismic system of Sakhalin had certain variations in its values (Fig.1a). We can see that the bottom values of these earthquake magnitudes within the seismic system of Sakhalin match the equations (1,2). This means that in certain places the strength of the earthquake will be greater, even within the one seismic system of Sakhalin. This could have happened due to the different natural hydrocarbon fluids within the oil and gas fields (Akopyan, Popov, 2010). Offshore oil and gas production north of Sakhalin began in 1971 and coincided with the start of the Neftegorsk earthquake. Indeed, work on the offshore fields might have impacted the natural processes and strengthened the magnitude of the Neftegorsk earthquake. In spite of the fact that the Uglegorsk earthquake was located in the central part of the Sakhalin, the whole seismic system was responsible for its origins. Technogenic changes in the volume of the system might have disturbed the natural current of the seismic processes and accelerated the origins of the Uglegorsk earthquake in 2000. If it had happened some year later, its magnitude would have fitted the energy diagram better. The seismic entropy method can provide reliable results when included into the unified system of the state monitoring of the Sakhalin offshore zone (Krasny and others, 1998, Krasny, Khramushin, 2001).

Using Seismic Entropy to Monitor Hydraulic Fracturing Dynamics

Hydraulic fracturing of formations (fracing) is one of the most popular methods of well stimulation in oil and gas fields, (Shmakov, 2012), and microseismic monitoring is applied to control fracs. In the work by Alexandrov and others in 2013 the accent is put on another feature of this technology, namely, on its application to control technological risks and the quality of the frac process.

To increase production efficiency, it has been suggested that we apply the entropy method to control the process of crack formation. This will enable us to visualize the frac process and monitor the injection process for any potential negative effects.

This technology is based on pre-testing, taking into account the location of the seismic survey system and the pattern of the oil and gas fields, and reveals the development dynamics of fractures with certain energy levels. The sources of seismic emission (“microseismic noise”) in the area of the formation that is being stimulated are caused by a changed in the energy balance resulting from the stress and strain of the rocks as fracturing took place. This method offers us the possibility to estimate the volume and control it, therefore preventing risks such as emergency shutdowns, water encroachment, etc. Using the case of the frac monitoring

60 ROGTEC

ДОБЫЧА


скважин на месторождениях углеводородов, который существенно увеличивает прирост добычи нефти (Шмаков, 2012). Для контроля ГРП применяется технология микросейсмического мониторинга. Обычно рассматривается задача определения направления простирания и размеров трещинной зоны, образующейся при ГРП. В работе (Александров и др., 2013) акцент делается на другой особенности этой технологии, а именно на ее применении для контроля технологических рисков и качества операций ГРП.

Для повышения эффективности нефтеотдачи и снижения риска негативных эффектов предлагается применять технологию динамического контроля над процессом трещинообразования на основе энтропийно энергетического метода. Это позволит визуализировать динамику процесса, управлять процессом закачки с целью образования требуемого разрыва и приостановить процесс при негативном развитии. Технология основана на предварительном тестировании (с учетом расположения сейсмической системы наблюдений и скважин на месторождении) с последующим осуществлением энтропийно энергетический контроль роя (облака) микросейсмических источников активности и выявления динамика развития разрывов определенного энергетического уровня. Источники сейсмической эмиссии («микросейсмических тресков») в зоне воздействия на пласт вызваны изменением энергетического баланса вследствие изменения напряженно-деформированного состояния некоторого объема пород при образовании разрыва. Метод позволяет оценить размеры этого информационного объема, контролировать ее и предотвращать технологические риски (аварийные остановки, обводнение пластов, отсутствие увеличения притоков пластовых флюидов и т.д.). На примере системы мониторинга ГРП приведенного на Рис.2 (Шмаков, 2012) покажем применение метода сейсмической энтропии. Традиционный мониторинг, заключается в визуализации картины развития области микросейсмической активности во времени. Энтропийно энергетический метод позволяет по ходу времени прогнозировать развитие процесса и эффективнее управлять интенсивностью закачки флюида в скважину, добиваясь нужного развития трещины разрыва. На рис. 3 представлена гистограмма зарегистрированных микросейсмических событий (зеленый цвет), совмещенная с графиком давления на устье скважины (красный цвет) и графиком концентрации проппанта во время основного ГРП (синий цвет). Левая шкала показывает количество зарегистрированных событий, правая – давление в атм. и концентрацию в кг/м3. Время

system, illustrated in Fig.2 (Shmakov, 2012) we can demonstrate the application of the seismic entropy method here.

Customary monitoring consists of visualizing the microseismic activity area. The entropy-energy method makes it possible to forecast the development of this process and more efficiently manage the intensity of injecting a fluid into a well, achieving the desired fracture. The Fig. illustrates a histogram of registered microseismic events (green color), superposed with the wellhead pressure plot (red color) and the plot of propping agent concentration in the course of the main frac (dark blue color). The left side scale indicates the number of registered events, while the right side scale shows the pressure in ATM and the concentration in kg/m3. The origin of the microseismic activity sources is partially concordant with the plot of injecting in the process of the main frac. The maximum density is observed at the start of the frac, when the fissures are created during the initial period of injecting, at the stage of injecting propping agent, and during injecting the propping agent at the final stage of the process.

Fig.4 illustrates a track diagram depicting the dynamics of this process based on the entropy method. The start of injecting, and the first and second strong activation of microseismisity make it possible to build-up an understanding of how the environment behaves and the dynamics of the micro seismic activity between these events. The wave of microseismic activity balances with its environment during the initial stages of proppant injection, and with that the seismic activity decreases.

10

-500

-1000

-1500

-2000

-2500

-3000

-500

5000

-1000 -500 0 1000

West - East, m

North - South, m

Dept

h, m

500

Wellhead 800 - 1000m

Well Path

Microsiesmic Activity Zone

Sensors (30-60 units)

Siesmic Emission Sources

Perforated Interval

Fig. 2: Diagram of the surface-mounted microseismic

surveillance system

61ROGTECROGTEC

PRODUCTION


образования источников микросейсмической эмиссии отчасти согласуется с графиком закачки при производстве основного ГРП. Максимальная

Judging by the location of the trajectory it is then possible to predict when it is going to enter a hazardous circle. In about thirty to forty minutes before the event it is possible to predict and manage the process. In the case discussed, the process was managed for an optimal outcome.

ConclusionsWe propose the introduction of seismic entropy, which is unique worldwide, to control minor earthquakes with magnitudes between 4.0-5.0, both natural and technogenic in the oil and gas sector. The system will prevent such deformations from forming at their early stage and will allow us to avoid any environmental disasters. The seismic entropy method is founded on the calculation of transient-free integral and cumulative variables, which can essentially increase the reliability of the results, when employed together with conventional methods of seismic surveillance for the development of oil and gas fields.

BibliographyАкопян С.Ц. Отчет “Выделение зон и участков ожидаемых сильных землетрясений (M*6.2) и оценка времени их проявления в пределах Каспийского бассейна”. Москва, Фонды Центра РГГИ “ГЕОН”,

10

-500

-1000

-1500

-2000

-2500

-3000

-500

5000

-1000 -500 0 1000

Запад-восток, м

Север-юг, м

Глуб

ина,

м

500

Устье 800 - 1000m

Траектория скважины

Область микросейсмической

активности

Датчики (30-60 штук)

Источники сейсмической

эмиссии

Интервал перфорации

Рис. 2: Схема наблюдения наземного микросейсмического мониторинга

Рис. 3: Гистограмма микросейсмических событий во время ГРП. Стрелками и кружком показаны наиболее информативные энтропийно энергетические участки.

Fig. 3: Hystogram of microseismic events in the process of frac. Arrows and circle indicate the most informational

entropy-energy sectors.

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 1200

50

100

150

200

250300

350

400

450

50016

14

12

10

8

6

4

2

I

II

III

IV

Время, мин / Time, min

Коли

чест

во с

обы

тий

/ Qua

ntity

of E

vent

s

Конц

ентр

ация

про

ппан

та, к

г/м3

Prop

ping

Age

nt C

once

ntra

tion

kg/m

3

Дав

лени

е, а

тм /

Pres

sure

ATM

62 ROGTEC

ДОБЫЧА


плотность событий наблюдается вначале ГРП, в процессе раскрытия трещины на начальном этапе закачки, на стадии закачки проппанта и во время подачи проппанта на последней стадии закачки.

На Рис.4 приведена трековая диаграмма динамики развития этого процесса по методу энтропии. Начало закачки, первая и вторая сильная активизация микросейсмичности, позволяют построить тестовую линию поведения среды и динамики развития микросейсмичности между этими событиями. На начальной стадии закачки проппанта, облако микросейсмичности приходит в равновесие со средой и микросейсмичность начинает спадать. Дальнейшее развитие динамики процесса отображает развитие траектории. По местонахождению траектории можно предсказать, когда она зайдет в опасный кружок. За тридцать сорок минут можно предсказать и управлять процессом, чтоб она сблизилась максимально к точке IV. В данном примере процесс развивался и управлялся правильно.

ЗаключениеПредлагаем внедрить метод сейсмической энтропии, который не имеет аналога в мире, для контроля зарождения слабых толчков с М=4.0-5.0 естественного и техногенного происхождения в нефтегазовой

1997, 80 с. (S.Akopyan Report on “Deliniation of zones and sectors of expected massive earthquakes ((M*6.2) and time evaluation of their development within the limits of the Caspian basin”. Moscow, Fonds of the “GEON” Center under RGGI, 1997, 80pp.) Акопян С.Ц. Количественное описание сейсмических процессов на основе сейсмической энтропии. Изв. РАН, Физика Земли, №1, 1998, с.11-26. (S.Akopyan “Quantitative description of seismic processes based on the seismic entropy method.” The Russian Academy of Sciences Newsletter, Physics of the Earth, Issue 1, 1998, pp.11 to 26.)

Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. Наземный микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: контроль качества и перспективы// Геофизика, 2013, № , С.31-34. (S.Alexandrov, V.Mishin, D.Burov “Land microseismic monitoring of hydraulic fracturing of formation: quality control and perspectives// Geophysics, 2013 Issue#, pp.31 to 34).

Красный М.Л., Храмушин В.Н., Шустин В.А., Воловский В.В., Громов А.Б., Золотухин Е.Г., Пищальник В.М. Пути создания системы мониторинга шельфа Сахалинской области. Сахалинское книжное издательство, Южно-Сахалинск, 1998, 208 с (M.

1525

1500

1475

1450

1425

1400

1375

1350

1325

1300130 132 135 137 140 142 145 147 150 153 155 157 160 162 165 167 170 172

Энтропия / Entropy

Куму

ляти

вная

эне

ргия

/ Cu

mul

ative

Ene

rgy

III

I

IV

ГРП / FRAC

РазрывFracture

Продавка проппантаFlushing of Propping Agent

Рис. 4: Энергетическо-трековая диаграмма процесса ГРД. Показаны соответствующие стадии на гистограмме

Fig. 4: The energy-track diagram of the fracturing process. The hystogram presents all the corresponding stages

63ROGTECROGTEC

PRODUCTION


отрасли. Система позволит предупредить зарождение таких деформаций на ранней стадии и предпринять соответствующие меры укрепления объекта и предотвращать экологические катастрофы. Метод сейсмической энтропии основан на расчете устойчивых интегральных и кумулятивных параметров, которые могут существенно поднять надежность результатов при совместном использовании с традиционными методами сейсмического мониторинга при разработке нефтегазовых месторождений.

ЛитератураАкопян С.Ц. Отчет “Выделение зон и участков ожидаемых сильных землетрясений (M*6.2) и оценка времени их проявления в пределах Каспийского бассейна”. Москва, Фонды Центра РГГИ “ГЕОН”, 1997, 80 с.Акопян С.Ц. Количественное описание сейсмических процессов на основе сейсмической энтропии. Изв. РАН, Физика Земли, №1, 1998, с.11-26.Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. Наземный микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: контроль качества и перспективы// Геофизика, 2013, № , С.31-34.Красный М.Л., Храмушин В.Н., Шустин В.А., Воловский В.В., Громов А.Б., Золотухин Е.Г., Пищальник В.М. Пути создания системы мониторинга шельфа Сахалинской области. Сахалинское книжное издательство, Южно-Сахалинск, 1998, 208 с.Красный М.Л., Храмушин В.Н. Единая система государственного мониторинга сахалинского шельфа как важнейший элемент обустройства морских акваторий. 2001. [Электронный ресурс] / http://sakhgu.ru/expert/Geography/2001/04/Index.html. Цифра Р.А. Проекты «Сахалин-1» – «Сахалин-5» / Р.А. Цифра [Электронный ресурс] / Проблемы местного самоуправления. – Электрон. журн. – 2008. – №9. – Режим доступа: samoupravlenie/31–08.phpШмаков Ф.Д. Методика обработки и интерпретации данных наземного микросейсмического мониторинга ГРП.//Технологии сейсморазведки, 2012, №3, с.65-72.Akopian S.Ts., Seismoactive cycles and some date on the mechanism of the Spitak earthquake: Programm and Abstracts XXII Gen.Ass.ESC, Barcelona, 1990, p.107.Akopian, S.Ts. Quantitative description of seismic processes in real medium and the algorithm of long-term prediction of large earthquakes: By examples of Armenian Upland, North-Western Iran, Italy, and Central California, Moscow, Triumph, 2013, p. 92.Akopian, S.Ts. & Kocharian A.N. Critical behaviour of seismic systems and dynamics in ensemble of strong earthquakes. Geophys. J. Int., 2013, doi: 10.1093/gji/ggt398.Akopian, S.Ts. & Popov, E.A. Monitoring induced seismicity based on seismic entropy method, Abstracts, Induced seismicity ECGS – FKPE workshop, 15-17 November, Luxembourg, 2010, p. 3-4.

Krasny, V.Khramushin, V.Shustin, V.Volovsky, A.Gromov, E.Zolotukhin, V.Pishchalnik. “Techniques for creating the system of seismic surveillance of the Sakhalin region shelf.” Sakhalin Publishing House, Yuzhno-Sakhalinsk, 1998, 208 pp.).

Красный М.Л., Храмушин В.Н. Единая система государственного мониторинга сахалинского шельфа как важнейший элемент обустройства морских акваторий. 2001. [Электронный ресурс] / http://sakhgu.ru/expert/Geography/2001/04/Index.html (M.Krasny, V.Khramushin “The Unified system of the state monitoring of the Sakhalin shelf as the most important element of offshore zone development. 2001.

Цифра Р.А. Проекты «Сахалин-1» – «Сахалин-5» / Р.А. Цифра [Электронный ресурс] / Проблемы местного самоуправления. – Электрон. журн. – 2008. – №9. – Режим доступа: samoupravlenie/31–08.php (R.Tsifra Projects “Sakhalin-1” – “Sakhalin-5” / R.Tsifra [Internet resource] / Problems of municipal government. – Electronic journal 2008 Issue #9. Access mode: samoupravlenie/31-08.php)

Шмаков Ф.Д. Методика обработки и интерпретации данных наземного микросейсмического мониторинга ГРП.//Технологии сейсморазведки, 2012, №3, с.65-72 (F.Shmakov “The hydraulic fracturing land microseismic surveillance data processing and interpretation technique”.//Seismic Survey Techniques, 2012, Issue#3, pp.65 to72.)

Akopian S.Ts., Seismoactive cycles and some date on the mechanism of the Spitak earthquake: Programm and Abstracts XXII Gen.Ass.ESC, Barcelona, 1990, p.107.Akopian, S.Ts. Quantitative description of seismic processes in real medium and the algorithm of long-term prediction of large earthquakes: By examples of Armenian Upland, North-Western Iran, Italy, and Central California, Moscow, Triumph, 2013, p. 92.

Akopian, S.Ts. & Kocharian A.N. Critical behaviour of seismic systems and dynamics in ensemble of strong earthquakes. Geophys. J. Int., 2013, doi: 10.1093/gji/ggt398.

Akopian, S.Ts. & Popov, E.A. Monitoring induced seismicity based on seismic entropy method, Abstracts, Induced seismicity ECGS – FKPE workshop, 15-17 November, Luxembourg, 2010, p. 3-4.

AKOPYAN Samvel Tsholakovich Doctor of Physico-Mathematical Sciences, Senior Research Officer, Schmidt Institute of Physics of the Earth of the Russian Academy of Sciences. 123995, GSP-5Moscow, D-242, Bolshaya Gruzinskaya ulitsa, 10

M. N. Gagarin (LLC TyumenNIIgiprogaz)

64

In the Russian Market, there are almost no widely available cheap technologies to collect and process associated petroleum gas, or APG. Similar technologies and projects can be found abroad, but these can be very expensive and would also need to be adjusted to Russian climatic conditions and legislation. Also, the penalty fines for air emissions are much less than the costs for APG utilization.

At TyumenNIIgiprogaz, we pay a lot of attention to APG utilization when we are designing process solutions for oil and gas fields and infrastructure development. Indeed, we achieve 100% APG utilization when we deliver our engineering projects.

For over 5 years, our projects at the KS-1 and KS-2 compressor stations at the Central Gathering Facility-1 and 2 from the Urengoy oil and gas condensate field has been completed with an APG processing plant, which is used for gas lifting. The remaining gas, that has been dried at low temperatures during separation, is then fed into the gas trunk pipeline. By using this APG as a lifting agent, we do not have to use the Valangian age gas for this purpose. The development and implementation of the complex solutions for the modernizing and upgrading of the production technology and the efficient use of APG at the Urengoy field won TyumenNIIgiprogaz an award from Gazprom in 2011. The amount of APG used at the KS-1 and KS-2 compressor stations totals 1280 mln.m3/year.

ООО «ТюменНИИгипрогаз» при разработке технологических решений для реализации проектов обустройства нефтегазовых месторождений уделяет вопросу утилизации попутного нефтяного газа особое внимание. Во всех выполненных проектах утилизация ПНГ достигает 100 %.

По проектам ООО «ТюменНИИгипрогаз» построены и более пяти лет эксплуатируются утилизационные компрессорные станции КС-1 и КС-2 на ЦПС-1 и ЦПС-2 Уренгойского НГКМ с подготовкой ПНГ в качестве газлифтного в требуемых объемах и осушке оставшегося газа на установке низкотемпературной сепарации с подачей его в магистральный газопровод. Утилизация нефтяного газа позволила отказаться от использования, в качестве газлифтного, валанжинского газа.

Основное технологическое и компрессорное оборудование КС-1, КС-2 принято производства ОАО «СМНПО им. М.В. Фрунзе» г. Сумы (Украина). Предусматриваются центробежные двухкорпусные трехступенчатые компрессорные агрегаты ТКА-Ц-8БД/0,3-8,16 с газотурбинными приводами единичной мощностью 8,0 МВт. Размещение компрессорных агрегатов предусматривается в ангарных укрытиях, где предусматривается также установка промежуточных

ROGTEC

ДОБЫЧА


М. Н. Гагарин (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Утилизация попутных нефтяных газов TNGG: APG Utilization at Russian Oil Fields

65ROGTEC

и концевых сепараторов для улавливания жидкости после межступенчатого и концевого охлаждения скомпримированного газа в аппаратах воздушного охлаждения. Объем утилизации нефтяного газа на КС-1 и КС-2 составляет 1280 млн м3/год.

С вводом утилизационных компрессорных станций и ликвидацией сжигания попутного газа на факельных установках уменьшение валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух составляет 102 тыс. тонн в год по КС-1 и 86 тыс. тонн в год по КС 2 (всего более 188 тыс. тонн в год).

Компрессорные станции вошли в пилотный проект совместного осуществления «Утилизация попутного нефтяного газа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении» в рамках Киотского протокола.

В 2011 году разработка и внедрение комплекса технических решений по усовершенствованию технологии добычи нефти и эффективной утилизации попутного нефтяного газа на Уренгойском НГКМ отмечена премией ОАО «Газпром».

Более двух лет эксплуатируется, построенная по проекту ООО «ТюменНИИгипрогаз» утилизационная газокомпрессорная станция (ГКС-1) при УПН на Казанском НГКМ ОАО «Томскгазпром».

В 2013 г. выполнен проект второй очереди газокомпрессорной станции (ГКС-2) по утили¬зации попутного нефтяного газа, в том числе газа концевой сепарационной установки. Первая очередь сдана в эксплуатацию в августе 2011 года. Вторая - в процессе строительства.

В составе ГКС-1 запроектированы три компрессорные установки на базе компрессора «Ariel» с газопоршневым двигателем «Сaterpillar», ГКС-2 – четыре аналогичные компрессорные установки.

Ввод в эксплуатацию ГКС-1 сократил выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 8,5 тыс. тонн в год. Введение в эксплуатацию ГКС-2 позволит сократить выбросы ещё на 12 тыс. тонн в год за счет сокращения сжигания попутного нефтяного газа.

Помимо этого, мы проектируем установку комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК) на том же Казанском НГКМ с использованием компримируемого ПНГ на ГКС первой и второй очередей строительства.

The key process and compressor equipment for KS-1, 2 were manufactured by OJSC SMNPO, named after Mr M.V. Frunze from Sumy, Ukraine. They are double hulled, three-stage centrifugal compressor units - ТКА-Ц-8БД/0,3-8,16 - with 80MW gas turbine drive units. These compressor units are placed in the hangars, where intermediate vessels and gas boots are used for fluid catching, after the interstage and end cooling of the compressed gas in the air-cooling units.

The emission reductions total 102,000 tons per year from compressor station KS-1 and 86,000 tons per year from KS-2, when there is no flaring and when, of course, the compressor stations are being used. Both stations were part of the program entitled “Utilization of associated petroleum gas at the Urengoy oil and gas condensate field” which was implemented in line with the Kyoto protocol.

The gas compressor station (GKS-1) at Tomskgazproms Kazanian oil and gas field was constructed as per our design and has now been in operation for over 2 years. APG from the second phase gas compressor station was delivered in 2013.

At GSK-1, the compressor units were designed by Ariel, and the gas turbines by Caterpillar. There are four similar compressor units at GSK-2. The compressor units at GSK-1 have reduced emissions by 8.5 thousand tons per year. Once GSK-2 has been commissioned, we will be able to reduce emissions by a further 12 thousand tons per year due to a further reduction in APG flaring.

We have also designed an integrated gas and condensate processing unit at another Kazanian oil and gas field that uses compressed APG. This is unique because it can process unstable condensate that is released while processing dried gas obtained by low temperature separation methods with the use of turbo expanders, and stable condensate and propane/butane at the mass-transfer apparatuses.

The total potential of APG at both compressor stations will be roughly 1000 M.m3/year if the field is fully developed.

ROGTEC

PRODUCTION


КС-1 на ЦПС-1 Compressor Station CS-1 at the Central Gathering Facility-1

66 ROGTEC

ДОБЫЧА


The construction of an Integrated Gas and Condensate Processing Unit is also in progress. As per the contract with Tomskgazprom, we are delivering a Gas Compressor Station project for the utilization of APG, including gas from the Terminal Separation Unit at the Severo-Ostaninskoe oil and gas condensate field which is fed to the Myldzhinskoe Integrated Gas Processing Unit. The total potential APG utilization will be roughly 470 M m3/year.

Отличительной особенностью УКПГиК будет являться переработка нестабильного конденсата, выделяющегося при подготовке осушенного газа методом низкотемпературной сепарации с применением турбодетандерных агрегатов (ТДА), с получением на массообменных аппаратах колонного типа стабильного конденсата и пропан-бутана технического. Общий объем утилизации нефтяного газа на ГКС-1 и ГКС-2 при полном развитии нефтепромысла составит 1000 млн м3/год. В настоящее время начато строительство УКПГиК.

Кроме того, мы выполняем проект газокомпрессорной станции (ГКС) по утили¬зации попутного газа, включая газ КСУ на Северо-Останинском НГКМ с подачей его на Мыльджинскую УКПГ. Объем утилизации нефтяного газа составит 470 млн м3/год.

Разработанные технические решения и опыт их применения на действующих объектах добычи нефти и газа, будет использован при проектировании подобных объектов месторождений углеводородного сырья в Восточной и Западной Сибири.

Газокомпрессорная станция ГКС-1 Gas Compressor Stations GCS-1

Газокомпрессорная станция ГКС-2 (строящаяся) Gas Compressor Stations GCS-2 (under construction)

“Приглашаю Вас принять участие в 1-й международной конференции «Геологоразведка 2014». Уверен, что этот форум станет ведущей площадкой для обсуждения важных вопросов в сфере геологоразведочной деятельности. В современных условиях развития мировой энергетической индустрии,

интенсификация ГРР на суше и на шельфе, для России становится стратегической задачей номер 1. Как изменить предстоящий тренд падения добычи нефти? Каковы самые лучшие механизмы взаимодействия Государства и компаний для повышения инвестиций в ГРР? На все эти и другие злободневные вопросы можно получить исчерпывающие ответы на данной конференции. В преддверии новых масштабных проектов по разведке и освоению в России – данная конференция – исключительная площадка для работы ученых, российских и международных нефтегазовых и геологоразведочных компаний. Желаю всем гостям и организаторам конструктивных и плодотворных дискуссий и переговоров! “

Валерий Пак, заместитель министра природных ресурсов и экологии РФ

«Геологоразведочная отрасль является стратегически важной, так как на минерально-сырьевой комплекс нашей страны приходится значимая часть ее ВВП. Развитие ресурсной базы, ее восполнение, является важной задачей и гарантирует стабильное положение Российской Федерации на международной политической и экономической арене. Государство надеется на более активное участие недропользователей

в финансировании геологоразведочных работ, компании при этом говорят о необходимости совершенствования нормативно-правовой базы, которое позволило бы им рассчитывать на получение гарантий возврата инвестиций в геологоразведку. И власть, и частный сектор заинтересованы в развитии отечественных технологий, в особенности в части работы с нетрадиционными и трудноизвлекаемыми ресурсами углеводородного сырья. Для проработки всех этих вопросов, поиска консенсуса и путей решения существующих проблем необходима площадка, которая сделает этот полилог всех заинтересованных сторон возможным. Конференция «ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА РОССИИ 2014», организаторами которой являются Росгеология совместно с «Восток Капитал», обещает стать именно таким мероприятием. Тесная кооперация между основными игроками рынка и государством - единственно верная формула успеха сегодня. Буду рад встрече на форуме и желаю конструктивных переговоров»

Роман Панов, генеральный директор, Росгеология

I международная конференция и выставка13-14 ноября, Марриотт Гранд Отель, Москва

Детали на www.geoexplorationrussia.com +44 207 39 43 090 – Лонднон – основная линия+7 499 505 1 505 – Москва


БЛОК «СТРАТЕГИИ»: Перспективы геологоразведки. Восполнение минерально-сырьевой ресурсной базы

ДЕБАТЫ ЛИДЕРОВ ИНДУСТРИИ: НЕДРА И ВРЕМЕННОЙ ФАКТОР

СПЕЦИАЛЬНАЯ СЕССИЯ: «НТРИЗ»

КРУГЛЫЙ СТОЛ «ГДЕ СКРЫВАЕТСЯ НАДЕЖДА? ЭФФЕКТИВНЫЕ НЕДРА»: Восточная Сибирь, Западная Сибирь, Арктический шельф, шельф Дальнего Востока, Каспийское море, Забайкалье и др.

КРУГЛЫЙ СТОЛ «РЕВОЛЮЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ИННОВАЦИИ»: Сейсмика и ПРБ

СРЕДИ ДОКЛАДЧИКОВ 2014

Алексей Варламов, Генеральный директор, ВНИГНИ

Олег Прищепа, Генеральный директор, ВНИГРИ

Юрий Ампилов, Глава пред-ства в России, Petroleum Geoservices

Сергей Донской, Министр природных ресурсов, Россия

Роман Панов, Генеральный директор, Росгеология

Василий Богоявленский, Зав. института проблем нефти и газа, РАН

67ROGTECROGTEC

PRODUCTION


“Приглашаю Вас принять участие в 1-й международной конференции «Геологоразведка 2014». Уверен, что этот форум станет ведущей площадкой для обсуждения важных вопросов в сфере геологоразведочной деятельности. В современных условиях развития мировой энергетической индустрии,

интенсификация ГРР на суше и на шельфе, для России становится стратегической задачей номер 1. Как изменить предстоящий тренд падения добычи нефти? Каковы самые лучшие механизмы взаимодействия Государства и компаний для повышения инвестиций в ГРР? На все эти и другие злободневные вопросы можно получить исчерпывающие ответы на данной конференции. В преддверии новых масштабных проектов по разведке и освоению в России – данная конференция – исключительная площадка для работы ученых, российских и международных нефтегазовых и геологоразведочных компаний. Желаю всем гостям и организаторам конструктивных и плодотворных дискуссий и переговоров! “

Валерий Пак, заместитель министра природных ресурсов и экологии РФ

«Геологоразведочная отрасль является стратегически важной, так как на минерально-сырьевой комплекс нашей страны приходится значимая часть ее ВВП. Развитие ресурсной базы, ее восполнение, является важной задачей и гарантирует стабильное положение Российской Федерации на международной политической и экономической арене. Государство надеется на более активное участие недропользователей

в финансировании геологоразведочных работ, компании при этом говорят о необходимости совершенствования нормативно-правовой базы, которое позволило бы им рассчитывать на получение гарантий возврата инвестиций в геологоразведку. И власть, и частный сектор заинтересованы в развитии отечественных технологий, в особенности в части работы с нетрадиционными и трудноизвлекаемыми ресурсами углеводородного сырья. Для проработки всех этих вопросов, поиска консенсуса и путей решения существующих проблем необходима площадка, которая сделает этот полилог всех заинтересованных сторон возможным. Конференция «ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА РОССИИ 2014», организаторами которой являются Росгеология совместно с «Восток Капитал», обещает стать именно таким мероприятием. Тесная кооперация между основными игроками рынка и государством - единственно верная формула успеха сегодня. Буду рад встрече на форуме и желаю конструктивных переговоров»

Роман Панов, генеральный директор, Росгеология

I международная конференция и выставка13-14 ноября, Марриотт Гранд Отель, Москва

Детали на www.geoexplorationrussia.com +44 207 39 43 090 – Лонднон – основная линия+7 499 505 1 505 – Москва


БЛОК «СТРАТЕГИИ»: Перспективы геологоразведки. Восполнение минерально-сырьевой ресурсной базы

ДЕБАТЫ ЛИДЕРОВ ИНДУСТРИИ: НЕДРА И ВРЕМЕННОЙ ФАКТОР

СПЕЦИАЛЬНАЯ СЕССИЯ: «НТРИЗ»

КРУГЛЫЙ СТОЛ «ГДЕ СКРЫВАЕТСЯ НАДЕЖДА? ЭФФЕКТИВНЫЕ НЕДРА»: Восточная Сибирь, Западная Сибирь, Арктический шельф, шельф Дальнего Востока, Каспийское море, Забайкалье и др.

КРУГЛЫЙ СТОЛ «РЕВОЛЮЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ИННОВАЦИИ»: Сейсмика и ПРБ

СРЕДИ ДОКЛАДЧИКОВ 2014

Алексей Варламов, Генеральный директор, ВНИГНИ

Олег Прищепа, Генеральный директор, ВНИГРИ

Юрий Ампилов, Глава пред-ства в России, Petroleum Geoservices

Сергей Донской, Министр природных ресурсов, Россия

Роман Панов, Генеральный директор, Росгеология

Василий Богоявленский, Зав. института проблем нефти и газа, РАН

68 ROGTEC

НОВОСТИ

www.rogtecmagazine.com68

It has been an interesting summer for the team at ROGTEC Magazine, and as always we pride ourselves on ensuring that we have “boots on the ground” at all the key regional conferences and exhibitions. It must be said that we are the only publication to support our regional exhibition partners in this way.

Летний сезон был интересным для команды журнала “ROGTEC Magazine”, и, как всегда, мы можем гордиться тем, что приняли активное участие во всех важнейших региональных конференциях и выставках. Следует отметить, что мы являемся единственным изданием, которое оказывает поддержку своим региональным партнерам-организаторам выставок таким образом.

ROGTEC

НОВОСТИ


RDCR 2014 (Круглый стол российских буровых подрядчиков), UOR 2014 (Нетрадиционная нефть в России), выставка “Нефтегаз”, 21-й Мировой нефтяной конгресс и выставка “Нефть и газ Каспия” RDCR 2014, UOR 2014, NEFTEGAZ, 21st WPC and Caspian Oil and Gas Exhibition

Поездки команды ROGTEC! ROGTEC ON THE ROAD!

69ROGTECROGTEC

NEWS

www.rogtecmagazine.com 69ROGTEC

2-й Круглый стол российских буровых подрядчиков, организованный в гостинице «Балчуг Кемпински Москва» 26 и 27 марта, является одним из главных российских мероприятий в сфере технологии бурения. В рамках данного мероприятия проходят общие обсуждения технологии бурения между ведущими буровыми подрядчиками и операторами региона, а также отдельные дискуссионные сессии по направлениям технологий, включая буровые станки и оборудование, трубные изделия, армирующие покрытия, внутрискважинный инструмент и аспекты ОТ, ТБ и ООС. Журнал ROGTEC является официальным изданием для данного ведущего мероприятия в отрасли. Кроме того, экземпляры журнала ROGTEC были вложены в каждую папку делегата конференции и распространялись в ходе всего мероприятия. Буквально только что мы обновили руководство по RDCR 2015 года, с которым вы можете ознакомиться на сайте www.rdcr.net.

ROGTEC

NEWS


RDCR 2014 (Круглый стол российских буровых подрядчиков) The 2nd RDCR, held at the Kempinski Baltschug Hotel in Moscow on the 26th & 27th March is Russia’s premier event for drilling technology. The event covers general drilling technology discussions between the region’s leading drilling contractors and operators, as well as specific technology roundtable sessions on areas including rigs and equipment, tubulars, hardbanding, downhole tools and HSE. ROGTEC Magazine is the official publication for this industry leading event and as well as exclusively having a copy in each of the delegate bags, ROGTEC was also distributed throughout the event. The RDCR 2015 conference brochure has just been released – please visit www.rdcr.net for further information.

70 ROGTEC

НОВОСТИ


1-я конференция UOR (Нетрадиционная нефть в России) проводилась в гостинице «Балчуг Кемпински Москва» 14 мая 2014 года, и, будучи одним из новаторских мероприятий для сектора нетрадиционной добычи в России, она привлекла многих ведущих экспертов в данной области от российских и международных компаний-операторов. В этот раз журнал ROGTEC снова был официальным изданием данного ведущего мероприятия отрасли, и мы гордимся тем, что во все папки делегатов были вложены эксклюзивные номера журнала, и что журнал распространялся в ходе всего мероприятия. Информация и предварительный вариант брошюры, посвященной конференции, должны быть выпущены в самое ближайшее время, поэтому просим вас заходить на сайт www.uorc.net и следить за новостями.

UOR 2014 (Нетрадиционная нефть в России) The 1st UOR was held at the Kempinsk Baltschug Hotel on the 14th May 2014, and as one of the pioneering events for the unconventional oil sector in Russia attracted some of the leading experts in this area from Russian and international operators. Again, ROGTEC Magazine was the official publication to this industry leading event, and we were proud to have a copy exclusively in all the delegate bags and distributed throughout the event. The date and the preliminary conference brochure for the UOR 2015 are due shortly, so please visit www.uorc.net to keep up to date.

71ROGTECROGTEC

NEWS


Выставка «Нефть и газ Каспия», 3-6 июня 2014 годаКак уже сложилось в наши дни, журнал ROGTEC стал единственным ориентированным на рынок России и стран СНГ журналом, поддержавшим данное важное отраслевое мероприятие, с командой, представляющей наше издание на стенде на выставке. Азербайджан - ключевое государство, осуществляющее добычу нефти и газа, где у журнала ROGTEC существует множество преданных читателей.

Caspian Oil and Gas Exhibition, 3rd – 6th June 2014 As is customary nowadays, ROGTEC Magazine was the only Russian and CIS focussed magazine to support this key industry event with a team manning our booth at the exhibition. Azerbaijan is a key oil and gas producing country where ROGTEC Magazine has a loyal reader following.

72 ROGTEC

НОВОСТИ


По сложившейся традиции, раз в два года на протяжении последних десяти лет журнал ROGTEC выступает одним из ведущих региональных медиа-партнеров выставки «Нефтегаз». В этом году выставка состоялась раньше, чем обычно, ввиду проведения Мирового нефтяного конгресса в Москве в июне, поэтому мы выпустили в печать июньский выпуск журнала ROGTEC заблаговременно, вновь подтверждая серьезность своих обязательств перед региональными выставками. Несмотря на то, что формат выставки «Нефтегаз» в этом году был заметно сжатым в связи с Мировым нефтяным конгрессом, выставка все же стала важным мероприятием, в ходе которого компании смогли представить свою продукцию и встретиться с заказчиками и партнерами.

«Нефтегаз-2014» NEFTEGAZ 2014 As has been the case every other year for the past 10 years, ROGTEC Magazine was one of the leading regional media partners at the NEFTEGAZ Exhibition. The exhibition was earlier this year due to the WPC arriving in Moscow in June, and so we printed the June issue of ROGTEC Magazine early, reaffirming our commitment to the regional exhibitions. Although this year’s version of NEFTEGAZ was notably smaller due to the WPC, it was still a key place for companies to exhibit and meet with clients and partners.

73ROGTECROGTEC

NEWS


21-й Мировой нефтяной конгресс Мировой нефтяной конгресс всегда является крупнейшим событием в календаре мероприятий в нефтяной и газовой отрасли, и в этом году очередь дошла до Москвы. Мероприятие было великолепным, и журнал ROGTEC гордится тем, что был признан лучшим изданием в нефтегазовом секторе России и стран СНГ.

21st WPC The World Petroleum Congress is always the biggest event in the oil and gas calendar and this year the bandwagon came to Moscow. What great event, and ROGTEC Magazine was proud to be singled out as the best upstream publication in the Russian & CIS oil and gas sector.

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC 38

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее

по эл. почте на [email protected]

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

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

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

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

[email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com76 ROGTEC76 ROGTEC76 ROGTEC

rogsummit.ru ite-exhibitions.com

p.73 p.43 & ibc

oilandgasforum.ru

p.47

flexsteelpipe.com n-g-k.ru

p.25 p.31

tmk-group.ru

p.07

iongeo.ru rpi-conferences.com

p.15 p.69

rdcr.net

obc

hardbandingsolutions.com nov.com

p.04 p.05 & p.29

geoexplrationrussia.com

p.41 & p.65

eckel.com liebherr.com

p.23 p.13

tektech.ru

p.17

centekgroup.com kappaeng.ru

p.19 ifc

russianoilgas.com

p.37 & p.45

HY DR AU LIC POWE R TO NG S

Для более подробной информации свяжитесь:

Даг Робсон, Директор отдела продаж

[email protected]

+34 952 904 230

3-й Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков

2 Апреля, 2015

2015

Буровые технологии будущего доступны уже сегодняwww.rdcr.net

rogtec issue 38

Documents

rogtec magazine

frac efficiency4 rogtec

com8 rogtec contents1020

main street

po box

russian editorboris

gibraltar editorial

apg utilization