rogtec magazine issue 30

3ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

30

Интервью ROGTEC: Андрей Галаев, гл. исп.

директор “Сахалин Энерджи”

The ROGTEC Interview:Andrei Galaev, CEO,

Sakhalin Energy

Роснефть: Многостадийный ГРП

Rosneft:Multi Stage Hydraulic Fracturing

Освоение Арктики:Необходимо ускорить развитие

Arctic Development:The Need for Accelerated

Development

Технология за круглым столом: КВБ

Technology Roundtable: LWD

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

TNK-BP: ОРЭ пластов

TNK-BP: Dual Completions

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Visualize

Organize

Analyze

Визуализация

Организация

Анализ

See us at the SPE Russian Oil & Gas Exhibition, stand B20For more information visit www.kappaeng.com

Встречаемся на российской технической нефтегазовой выставке SPE (стенд B20)За дополнительной информацией обращаться на www.kappaeng.com

www.rogtecmagazine.com

Visualize

Organize

Analyze

Визуализация

Организация

Анализ

See us at the SPE Russian Oil & Gas Exhibition, stand B20For more information visit www.kappaeng.com

Встречаемся на российской технической нефтегазовой выставке SPE (стенд B20)За дополнительной информацией обращаться на www.kappaeng.com


Oil & Gas Covered!


Power Covered!

ROGTEC www.rogtecmagazine.com8

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.

Уверенные решенияТочная интерпретация для принятия решений при бурении

Налаженные процессыИнтегрированная интерпретация от планирования до производства

Рентабельность Простота использования и обширный набор функций при оптимальной стоимости

Быстрота работы и сотрудничествоМасштабируемая многопользовательская база данных для улучшения производительности

IHS Kingdom®

www.ihs.com/kingdom

Основа для интерпретации

геолого-геофизических данных

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено Baker Hughes.

Front cover image is supplied courtesy of Baker Hughes.

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

Уверенные решенияТочная интерпретация для принятия решений при бурении

Налаженные процессыИнтегрированная интерпретация от планирования до производства

Рентабельность Простота использования и обширный набор функций при оптимальной стоимости

Быстрота работы и сотрудничествоМасштабируемая многопользовательская база данных для улучшения производительности

IHS Kingdom®

www.ihs.com/kingdom

Основа для интерпретации

геолого-геофизических данных

Быстро и безупречно.Технология Dopeless® в Cибирской Арктике.Соединения с покрытием Dopeless® поставляются готовыми к работе

и не требуют очистки и нанесения резьбоуплотнительной смазки.

Технология Dopeless® успешно применяется на одном из крупнейших

месторождений Сибирской Арктики. В результате использования

технологии Dopeless® затраты времени на спуск обсадных колонн

сократились более чем на 25%.

Технология, создающая разницу.

Опыт10 лет истории

Эффективность25% экономия

времени

ЭкологичностьОтсутствие сброса

Более подробная информация о преимуществах технологии Dopeless®:

www.tenaris.com/dopeless

ten102_ROGTECarctic_ad0904.indd 1 9/6/12 3:24 PM

www.rogtecmagazine.com10 ROGTEC


Интервью ROGTEC: Андрей Галаев, Главный исполнительный

директор компании «Сахалин Энерджи»

Геологические предпосылки освоения и принципы разработки месторождений блока

“Сахалин-3”

Интервью ROGTEC: Пьер Дельпон Директор по внешним связям в компании “Норт

Каспиан Оперейтинг Компани Б.В.”

Освоение российского арктического шельфа необходимо ускорить

Перспективы поисков залежей нефти и газа в юрско-меловых отложениях полуострова гыдан

Применение горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП для

разработки низкопроницаемых пластов на примере опытного участка Приобского

месторождения

Проекты ОРЭ пластов в ТНК-ВР: на низком старте

Интервью ROGTEC: Дмитрий Гилёв, региональный директор по

работе с клиентами компании IHS

Содержание Contents14

46

36

56

72

84


The ROGTEC Interview: Andrei Galaev, Chief Executive Officer, Sakhalin Energy

Sakhalin 3: The Geological & Engineering Principles

The ROGTEC Interview: Pierre Delpont External Relations Director, North Caspian Operating Company B.V

Development of the Russian Arctic Shelf : The Need for Accelerated Development

Exploration Prospects on the Gydan Peninsula

Rosneft: Multistage Hydraulic Fracturing at the Priobskoye Field

Dual Completion Projects at TNK-BP: Ready to Roll

The ROGTEC Interview: Dmitry Gilev, Regional Strategic Account Director, IHS

36 62

Мировые рекорды —cамые длинные скважиныМаксимальное отношение длины к глубине

Продуктивное бурение скважин с большим отходом от вертикали (ERD)Бурением скважины с протяженностью ствола 12290 м было установлено 10 мировых рекордов, включая максимальное отношение отхода от вертикали к вертикальной глубине — 10,5. Это на 610 м превышает предыдущий рекорд. Технологии и опыт Шлюмберже, профессиональное планирование, организация работ и надежность оборудования позволяют значительно расширить спектр возможных профилей скважин. Новый рекорд появился благодаря плодотворному сотрудничеству нефтедобывающей компании, работающей в Катаре, и Шлюмберже. Уникальные технологии Шлюмберже позволяют Заказчикам вести эффективную добычу с самых удаленных горизонтов.

www.slb.ru

Мировой опыт | Инновационные технологии | Ощутимый результат

Новая рекордная скважина

10:1

6:14:13:1

2:1

© 2

009

Schl

umbe

rger

. Все

пра

ва з

ащищ

ены.

09-

DR-0

326



www.slb.ru



10:1

6:14:13:1

2:1

© 2

009

Schl

umbe

rger

. Все

пра

ва з

ащищ

ены.

09-

DR-0

326

62

92

108



www.slb.ru



10:1

6:14:13:1

2:1

© 2

009

Schl

umbe

rger

. Все

пра

ва з

ащищ

ены.

09-

DR-0

326



www.slb.ru



10:1

6:14:13:1

2:1

© 2

009

Schl

umbe

rger

. Все

пра

ва з

ащищ

ены.

09-

DR-0

326

12 ROGTEC

Мы рады представить вашему вниманию 30-й выпуск журнала ROGTEC. Это еще один большой рубеж для прочно укрепившегося на первом месте издания, посвященного технологиям нефтегазодобычи в России и Каспийском регионе.

Обычно август для нефтяного бизнеса проходит довольно спокойно, ведь для многих ведущих отраслевых компаний это время отпуска, а в странах юга Европы люди уезжают на отдых просто в массовом порядке. Не смотря на это, заметным событием этого лета стало решение компании Statoil, державшей 24% долю Штокмана не продолжать свое участие в консорциуме по развитию проекта. Срок действия партнерского соглашения истек 30 июня и три основных партнера – Газпром (51%), Total (25%) и Statoil (24%) до сих пор не пришли к коммерческому соглашению или финальному решению о дальнейшем развитии проекта. Известно, что Royal Dutch Shell не просто заинтересована в участии, но более того – располагает финансированием, необходимым для инвестирования в этот проект. Учитывая снизившиеся цены на газ, избыток сланцевого газа в США, технологически-сложный процесс добычи и решение вопроса налогообложения, скорее всего, приведут к тому, что в ближайшие пару лет Штокманский газ по-прежнему будет оставаться подо льдом.Также продолжаются дискуссии о структуре собственности TNK-BP по мере того, как консорциум AAR и компания BP приступили к переговорам по “дружественному урегулированию”. Если BP уйдет, большая доля их годовых доходов будет потеряна. Как компания сможет компенсировать эти доходы? Ходят слухи, что Роснефть может стать претендентом на участие. Для продавца всегда выгоднее иметь двух потенциальных покупателей, если только покупатели не объединятся.

Роснефть недавно объявила о новом партнерстве с норвежской Статойл по созданию совместных предприятий для проведения геологоразведочных работ на шельфах Баренцева и Охотского морей. Также, совместно с ЭксонМобил, Роснефть объявила о выборе Завода Морских Конструкций «Восточный» в качестве подрядчика на проведение оценки концепций для разработки технико-экономического обоснования буровой платформы для мелководных участков арктического шельфа. Освоение Арктики продолжается в России.

Возвращаясь к содержанию свежего выпуска журнала ROGTEC - открывает номер тематическое интервью с Пьером

Дельпоном, директором по внешним связям Норт Каспиан Оперейтинг Компани. Учитывая, что наш журнал является основным региональным медиа-партнером предстоящей выставки KIOGE, действительно интересно узнать мнение господина Дельпона об этом сложнейшем с технической точки зрения проекте. Также среди публикуемых интервью и принимая во внимание тот факт, что наш журнал продолжает медийную поддержку постоянно растущей выставки, посвященной Сахалину, в новом номере ROGTEC вашему вниманию предлагается эксклюзивное интервью с Андреем Галаевым, главным исполнительным директором “Сахалин Энерджи”, который рассказывает о прошлом, настоящем и будущем этого проекта. ВНИИГАЗ также предоставило нам материал, посвященный проекту Сахалин-3, его геологии, производственным системам и буровым комплексам. Раздел “Технология за круглым столом” этого номера журнала посвящен КВБ и преимуществам, которые дает эта технология региональным операторам. В беседе участвуют 4 крупных нефтесервисных компании, а учитывая интереснейшие сведения, предоставленные компанией GE, этот раздел, безусловно, является одним из наиболее заметных материалов свежего номера.

Развитие месторождений в Арктике остается одной из важнейших тем, и мы продолжаем серию статей, посвященных сложным техническим и нормативно-правовым аспектам развития проектов в этом регионе. Последняя из статей в этой серии предоставлена нашими партерами из компании RPI, а учитывая ваши отзывы на их предыдущий материал, эта статья должна вам понравиться. Очевидно, что дела в этом регионе идут медленно, и в упомянутой статье рассматривается необходимость ускорения развития скрытых подо льдом углеводородных ресурсов. Также в номере вы найдете материалы от наших привычных авторов статей – компаний Роснефть, TNK-BP и ТюменНИИгипрогаз, благодаря которым этот номер журнала действительно отличается обилием материалов от крупнейших операторов отрасли. Я надеюсь, этот номер нашего журнала вам понравится, и с нетерпением жду встречи с вами на предстоящей выставке.

Ник ЛуканШеф-редактор[email protected]


Колонка шеф-редактора


НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Нетипичные коллекторы

Регионы с суровыми климатическими условиями

Разрезы со сложным геологическим строением

Изучение осадочных бассейнов

Эксплуатация месторождений

ION представляет систему Calypso™, созданную на основе донной

телеметрической косы нового поколения для построения полноволновых

изображений при плотном шаге квантования при глубине воды от 5 до 2 000 м.

Система Calypso регистрирует данные в широком диапазоне частот, помогая

осваивать новые площади, исследовать разрезы со сложным геологическим

строением и принимать верные решения при разработке месторождений,

сохраняя низкую себестоимость работ.

Узнайте больше на iongeo.ru/calypso.

Представляем Calypso.Достигая новых глубиндонной сейсморазведки.

MARINE IMAGING SYSTEMS

>

>

Сохранив непревзойденное качество изображений,мы увеличили вдвое глубину и производительность.


Dear Readers,Welcome to issue 30 of ROGTEC Magazine – another big milestone for a publication that has cemented its place as the number one technology magazine for Russia and the Caspian.

August is normally a quiet time in the oil patch, with a lot of industry leaders on holiday and indeed the southern European countries tend to leave en masse! A story of note however is the news that Statoil decided last month not to renew its participation in the Shtokman Development consortium, where it held a 24% share. The partnership agreement expired on 30 June and the three major partners – Gazprom (51%), Total (25%) and Statoil (24%) – have yet to come to an agreement on either commercial terms or the final development solution. Royal Dutch Shell are known to not only be interested in participation, but indeed have the necessary funding to put in to the project. With depressed natural gas prices, a glut of US shale gas, extremely difficult technological challenges and also some taxation issues to overcome, Shtokman’s gas will remain, for the next few years, secured under the winters ice.

Ownership discussions are also under way at TNK-BP as AAR and BP enter into a phase of “good faith” negotiations. Should BP exit, a large percentage of their yearly revenues will be lost. How will the company replace these revenues? Rosneft are rumoured to be a potential suitor. Having 2 bidders is always a better prospect for the vendor, unless the bidders combine.

Rosneft have also recently announced a new offshore partnership with Statoil for the exploration of blocks in the Barents Sea and the Sea of Okhotsk. They have also announced, with ExxonMobil, that they have selected the Vostochniy Offshore Structures Construction Yard for the concept evaluation and feasibility studies for shallow arctic drilling platforms. It is clear that Arctic development is continuing in Russia.

Back to this issue of ROGTEC, and we start off with a topical interview with Pierre Delpont, external relations

EDITORSNOTESEDITORSEditors Notes

director at the North Caspian Operating Company. With this issue being a lead regional publication for KIOGE, his views into this most technically challenging of projects are very insightful. Also on the interview front, and with our media sponsorship of the ever growing Sakhalin show in mind, ROGTEC talks exclusively with Andrei Galaev, CEO at Sakhalin Energy, who discusses past present and future plans. VNIIGAZ also review the Sakhalin 3 project for us from geology to production systems and drilling structures.Our technology roundtable this issue looks at LWD, and the benefits that this technology brings to the regional operators. With the big 4 service companies all participating, and indeed great input from GE, this is certainly a highlight of the magazine.

With the arctic still high on the priority list, we continue our series of articles looking at the regulatory and technical challenges that this area encounters. This latest article is written by our partners at RPI and judging by your feedback from their last article I think you will enjoy it. It is plain to see that progress is slow in this area, and the article looks at the need for accelerated development of the resources hidden beneath the ice.

We also have our usual contributions from Rosneft, TNK-BP and TNNG making this issue of ROGTEC top heavy with fantastic operator led content. I hope you enjoy it, and indeed look forward to catching up with you all at the upcoming shows.

Nick LucanEditorial Director

[email protected]


EDITORS

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

www.siemens.com/oilandgas

Решения для нефтегазовой отрасли

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

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

E50

00

1-E

44

0-F

15

6-V

1-5

60

0

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

16

How and in which areas does accurate LWD data improve oilfield decision making and planning?

Halliburton: In the drive to move the drilling budgets to a more economical model, many clients are seriously reviewing the use of LWD in both greenfield exploration and mature development projects. This is more so when deviated and horizontal drilling methods are employed. The economic comparison of wireline versus LWD will favour WL in Vertical to 45 degree wells, but as the well inclination begins to increase above 50 degrees, LWD becomes a more suitable data gathering platform for insurance logging. Using LWD in the exploration phase of a development allows “on-the-fly” decisions to be made as the real-time data is streamed into the clients office, allowing the Asset team and stakeholders to alter the drilling program (change drilling targets based on updated geological models, pressure information that may indicate potential hazards, or to conduct unplanned pressure testing in potential payzones for example).

Weatherford: Accurate LWD data allow an operator to make informed decisions while the well is still under construction. By accelerating the information flow from the well, we facilitate real time evaluation of the reservoir, so reducing the drilling time and allowing more knowledgeable decisions to be made.

A further benefit is that initial measurements are made without significant time lapse for borehole exposure effects

Каким образом и по каким направлениям точные данные каротажа в процессе бурения помогают улучшить процесс принятия решений и планирования промысловых работ?

Halliburton: В стремлении к более экономичным буровым программам, многие клиенты всерьез рассматривают использование технологии КВБ как для разведки новых, так и для оптимальной разразработки уже эксплуатируемых месторождений, особенно это касается наклонных и горизонтальных скважин. Сравнение экономических показателей демонстрирует, что использование традиционного каротажа на кабеле предпочтительно для скважин с отклонением до 45 градусов, в то время, как для скважин с уклоном 50 градусов и больше, сбор данных на базе КВБ является более подходящим, в дополнение к контролю соблюдения проектной траектории скважины. Использование КВБ на этапе разведочного бурения эксплуатационных скважин позволяет принимать решения в процессе работы, поскольку данные обновляются в режиме реального времени, а участники проекта и рабочая группа проекта имеют возможность изменять параметры буровой программы (например, изменять объекты бурения на основе обновляемых геологических моделей и информации о давлении, которая может указывать на потенциальные риски, проводить незапланированные испытания давлением для опробования потенциальных продуктивных пластов).

ROGTEC

КВБ




Атле Логе Baker Hughes

Atle Løge Baker Hughes

Майк МакKейHalliburton

Mike McKay Halliburton

Сергей ШайхутдиновWeatherford

Sergey Shaikhutdinov Weatherford

Кевин Вагнер Шлюмберже

Kevin Wagner Schlumberger

Николай Куценко GE Oil&Gas

Nikolay Kutsenko GE Oil&Gas

17ROGTEC

Weatherford: Точные данные каротажа в процессе бурения (LWD) позволяют оператору принимать обоснованные решения еще во время строительства скважины. Увеличивая скорость получения информации из скважины, мы обеспечиваем оперативную оценку пласта, что позволяет сократить время бурения и принять более обоснованные решения.

К преимуществам также стоит отнести отсутствие значительного разрыва во времени между первоначальными измерениями и воздействием скважины на пласт, таким, например, как проникновение в него фильтрата. Кроме того, можно производить повторный каротаж через определенные промежутки времени и повторно оценивать интерпретируемые данные в процессе бурения, что обеспечивает точность проводки в продуктивном пласте без необходимости подъема бурильной колонны. Данные LWD позволяют получать более точную информацию о фильтрационно-емкостных свойствах пласта перед окончательным спуском для заканчивания скважины, что гарантирует максимально экономичную эксплуатацию. Кроме того, можно отслеживать каротажные значения в процессе управления траекторией, исходя из фактически установленных, а не смоделированных геологических параметров, что обеспечивает точность проводки ствола скважины. При сложном состоянии ствола каротаж в процессе бурения позволяет оператору управлять скважиной для достижения проектной глубины.

Шлюмберже: Каротаж в процессе бурения (КВБ) позволяет точно оценить параметры пласта, возможности расстановки скважин и геомеханические свойства скважины в реальном времени. Если поставленная цель - точно рассчитанное расположение скважин для максимизации контакта с продуктивным пластом и минимизации таких проблем, как стабильность и качество ствола, то лучшее решение – технология КВБ. Высокое разрешение и точность измерений в реальном времени обеспечивают высокий уровень уверенности для планирования и выполнения комплексных проектов.

Baker Hughes: По сравнению с каротажем на кабеле, проводимым после бурения скважины, каротаж во время бурения помогает минимизировать риски и избежать проблем при бурении, а также корректировать направление бурения в наиболее продуктивную зону. Мы в компании Baker Hughes постоянно используем систему акустического каротажа во время бурения SoundTrak, позволяющую определить поровое давление впереди долота. Располагая такой информацией, оператор буровой имеет возможность принять меры для уменьшения вероятности выброса или повреждения пласта

on the formation to occur: filtrate invasion for example. Formations can be also be re-logged on a time lapse basis and interpretations may be re-evaluated while drilling is ongoing, thus ensuring that the well is kept on target and in reservoir, without the need to trip out of hole. LWD data allows having data on filtration properties of formation prior to final running in for well completion, which ensures maximum efficient operation. Further benefits are in providing the ability to monitor drilling responses during trajectory control based on the encountered geology, rather than modelled, leading to precise wellbore placement and in difficult hole conditions LWD provides the operator with the ability to manage his well to ensure that TD is reached efficiently.

Schlumberger: Logging-while-drilling (LWD) provides accurate formation evaluation, well placement capability, and wellbore geomechanics in real time. If the aim is to place wells accurately, to maximize reservoir contact, and minimize wellbore issues, such as stability and quality, then the best answer today is with LWD technology. The accuracy and resolution of the measurements, available in real time, provide a high confidence level for planning and executing complex projects.

Baker Hughes: Compared to Wireline formation evaluation that is done after the wellbore has been drilled LWD data can be a big help in mitigating drilling hazards and problems as well as steering the wellbore in the most productive zone. At Baker Hughes we routinely use our SoundTrak, LWD acoustic system, to predict pore pressure ahead of the bit. With this information the driller can take action to reduce of likelihood of kicks or formation damage while drilling. Additionally, we use our SeismicTrak, LWD seismic

ROGTEC

LWD


Николай Куценко GE Oil&Gas

Nikolay Kutsenko GE Oil&Gas

Фото предоставлено компанией Baker Hughes Photo courtesy of Baker Hughes

18 ROGTEC

КВБ


во время бурения. Кроме того, мы используем сейсмическую КВБ систему SeismicTrak для определения близости зон избыточного давления за долотом. Методы КВБ дают ответы в режиме реального времени, что позволяет минимизировать риски при бурении и избежать простоев оборудования или связанные с ними потери ствола. Также в процессе бурения проводится измерение скважинного давления, что позволяет нам контролировать эквивалентную плотность циркуляции (ЭПЦ) бурового раствора, что помогает оценить ситуацию с накоплением шлама в призабойной зоне и принять корректирующие меры для предотвращения ее закупоривания или прихвата труб в скважине. Наши азимутальные методы исследований позволяют проводить мониторинг состояния ствола скважины и определять образование вывалов, таким образом позволяя принимать корректирующие меры в режиме реального времени и избегать связанных с такими ситуациями простоев и других проблем. Все эти модули датчиков могут использоваться в одной компоновке как между собой, так и с роторно управляемой системой (РУС) AutoTrak.

GE Oil&Gas: Точные данные КВБ позволяют сократить риски, связанные с буровыми работами, способствуя наилучшему выбору положения обсадной колонны на оптимальной глубине вблизи кровли продуктивного пласта, благодаря получению данных о характеристиках пласта в реальном времени, что позволяет оценить пластовое давление, а также по полученным имиджам произвести оценку устойчивости ствола скважины. Данные КВБ также могут быть использованы для оптимизации размещения ствола скважины, благодаря использованию технологий “геонавигации”.

Каротажные данные по оценке продуктивности пласта, полученные в процессе бурения, позволяют быстро оценить состояние пласта, что, в свою очередь, позволяет избежать необходимости иcпользования технологии исследования скважины на кабеле, или способствует оптимизации использования комплекса приборов и ПО GE для оценки необсаженных скважин на кабеле.

Использование инструментов для каротажа в процессе бурения может требовать больших затрат. Рекомендовали бы Вы использовать их при бурении всех скважин, или же они подходят только для каких-либо конкретных скважин?

Halliburton: Безусловно, КВБ подходит не для каждого типа и местоположения скважин. При выборе между КВБ и КНК для наземных скважин уже разрабатываемых месторождений с круглогодичной доступностью дорог, решающим фактором выступает разница в стоимости работ. Однако для удаленных месторождений и

system, to identify and determine the proximity of over-pressured zones below the bit. These LWD services provide answers in real-time that enable drillers to mitigate some of the drilling risks and eliminate the NPT or loss of wellbore associated with them. Another measurement we make while drilling is borehole pressure and we use it to monitor the Equivalent Circulating Density, ECD, of the mud. This identifies situations where cuttings are building up downhole so that corrective action can be taken to avoid a pack-off or stuck pipe situation. Our imaging services are used to monitor the borehole condition and identify when break-out is occurring, again enabling corrective action to be taken in real-time and avoiding the problems and NPT associated with them. All these sensors are combinable together in one run and as well with the AutoTrak Rotary Stearable System (RSS).

GE Oil&Gas: Accurate LWD data can help reduce the risks associated with drilling by aiding casing point selection, through the use of real-time formation evaluation data to provide pore pressure prediction and through images to identify wellbore stability issues.

LWD data can also be used to optimize the placement of the wellbore through the use of geosteering techniques and technology.

Formation evaluation data logged while drilling provides a quick-look evaluation of the reservoir which in turn can either eliminate the need for wireline technology, or can help to optimize the use of the GE open hole wireline suite.

LWD tools can be an expensive to employ. Would you recommend LWD tools be deployed in every well or are they suited to specific wells?

Halliburton: LWD is definitely not viable for every well type or location. The price point is the differentiator when LWD vs WL is done on a land operation within a mature development area where there are good access roads year round. For remote locations, or offshore rigs, LWD very quickly becomes the platform of choice to our customers. As the rig cost increases, LWD and its array of current measurements can fully cover 95% of all the data acquisition that is required in the industry. Some specialist WL tools may still have to be run (e.g. sidewall core), but LWD covers the majority of the needs. Sometimes, the best solution is a combined WL/LWD solution, which Halliburton Sperry Drilling and WPS do on a regular basis globally.

Weatherford: When evaluating the requirement of LWD tools, a “holistic” approach needs to be used, taking account of more than just the comparative cost of LWD against other measurement methods. You also need to factor in the actual cost of logging in terms of time to the overall operation and the reduction in HSE risk by using LWD (handling the BHA being a more natural rig operation

Точные данные в режиме реального времени Получение данных каротажа в процессе бурения (LWD) из скважин любого типа c предоставлением наиболее точных и достоверных параметров оценки продуктивности пласта.

Система LWD компании Weatherford (Weatherford® LWD) с модульной архитектурой устанавливает новые стандарты осуществления каротажа во время бурения и геонавигации в любых условиях – от обычных до экстремальных.

Система Weatherford LWD предоставляет точные данные о геологии скважин, где не сможет работать никакая другая система в связи с наличием высоких температур, давлений, участков с высокой интенсивностью изменения угла или зон с потерей циркуляции.

За счет использования прибора акустического каротажа ShockWave™ повышается точность и достоверность данных системы Weatherford LWD, что позволяет использовать её показания для сопоставления с данными сейсмических исследований в режиме реального времени, определять поровое давление и осуществлять оценку пористости с лучшим на сегодняшний день соотношением сигнал-шум.

Каротаж в процессе бурения

Датчик забойного и затрубного давления BAP™

Инклинометрический модуль системы HEL IDS™

Прибор акустического каротажа ShockWave™

Датчик пористости по данным каротажа по тепловым нейтронам TNP™

Датчик азимутальной плотности AZD™

Датчик удельного сопротивления (MFR™)

Датчик высокотемпературного азимутального гамма-каротажа HAGR™

Датчик отслеживания вибраций КНБК TVM™

Датчик темпера туры RAT™

Бурение

Оценка

Заканчивание

Добыча

Внутрискважинные работы

© 2012 Weatherford. Все права защищены. Включает фирменную и запатентованную технологию Weatherford.

Weatherford125047, Москва, Россия4-й Лесной переулок, 4

Тел.: +7 (495) 775 47 12, факс: +7 (495) 775 47 13weatherford.com, weatherford.ru

LWD_posterAd_RUS_205x275mm.indd 1 8/17/2012 6:55:12 AM

19ROGTECROGTEC

LWD


Точные данные в режиме реального времени Получение данных каротажа в процессе бурения (LWD) из скважин любого типа c предоставлением наиболее точных и достоверных параметров оценки продуктивности пласта.

Система LWD компании Weatherford (Weatherford® LWD) с модульной архитектурой устанавливает новые стандарты осуществления каротажа во время бурения и геонавигации в любых условиях – от обычных до экстремальных.

Система Weatherford LWD предоставляет точные данные о геологии скважин, где не сможет работать никакая другая система в связи с наличием высоких температур, давлений, участков с высокой интенсивностью изменения угла или зон с потерей циркуляции.

За счет использования прибора акустического каротажа ShockWave™ повышается точность и достоверность данных системы Weatherford LWD, что позволяет использовать её показания для сопоставления с данными сейсмических исследований в режиме реального времени, определять поровое давление и осуществлять оценку пористости с лучшим на сегодняшний день соотношением сигнал-шум.

Каротаж в процессе бурения

Датчик забойного и затрубного давления BAP™

Инклинометрический модуль системы HEL IDS™

Прибор акустического каротажа ShockWave™

Датчик пористости по данным каротажа по тепловым нейтронам TNP™

Датчик азимутальной плотности AZD™

Датчик удельного сопротивления (MFR™)

Датчик высокотемпературного азимутального гамма-каротажа HAGR™

Датчик отслеживания вибраций КНБК TVM™

Датчик темпера туры RAT™

Бурение

Оценка

Заканчивание

Добыча

Внутрискважинные работы

© 2012 Weatherford. Все права защищены. Включает фирменную и запатентованную технологию Weatherford.

Weatherford125047, Москва, Россия4-й Лесной переулок, 4

Тел.: +7 (495) 775 47 12, факс: +7 (495) 775 47 13weatherford.com, weatherford.ru

LWD_posterAd_RUS_205x275mm.indd 1 8/17/2012 6:55:12 AM

20 ROGTEC

КВБ


морских буровых установок, наши клиенты выбирают использование КВБ. Для более дорогих буровых установок, КВБ и спектр доступных этим методом измерений полностью обеспечивает 95% требуемых в отрасли данных. Некоторые специализированные измерения КНК по-прежнему могут оставаться необходимыми (напр., отбор бокового керна), но большую часть измерений обеспечивает КВБ. Иногда, наилучшим решением для проекта является использование комбинированного метода КВБ и КНК; такие решения регулярно используются во всем мире подразделениями по наклонно-направленному бурению Halliburton Sperry Drilling и услуги по каротажу WPS.

Weatherford: При оценке потребности в инструментах для каротажа в процессе бурения необходимо применять целостный, или комплексный, подход, а не только рассматривать сравнительную стоимость LWD относительно других методов измерения. Также необходимо оценить фактическую стоимость каротажа с учетом времени на проведение всех видов работ, а также принимая во внимание более безопасный вариант осуществления операций за счет применения технологии каротажа в процессе бурения (работа с КНБК — это более стандартный вид работ на буровой установке, чем спуск каротажного кабеля или гибких НКТ). Кроме того, следует принимать во внимание возможность начать добычу ранее запланированного срока благодаря экономии времени на принятие решений, а также степень безопасности, которую позволяет обеспечить получение точных данных на самых ранних этапах работы. Фактически на основании имеющихся данных, получаемых в режиме реального времени при бурении, можно точно подобрать метод заканчивания с учетом конкретных свойств пласта. Невозможно получить такое «временное окно» перед спуском на проектную глубину при использовании традиционных методов каротажа, которые осуществляются уже после бурения.

При выборе скважин-кандидатов для каротажа в процессе бурения важно заранее понимать, каким образом будет осуществляться навигация в пласте. Если предполагается простая вертикальная проходка через массивные залежи, то наиболее оптимальным решением может быть каротажный кабель (в зависимости от спектра и степени точности необходимой информации). Но в условиях сложной геометрии ствола и при необходимости управления направлением бурения для предотвращения выхода за пределы продуктивной зоны применение каротажа в процессе бурения просто необходимо.

Шлюмберже: Сегодня существуют КВБ модули почти для любого типа скважин. Чтобы подобрать компоновку, подходящую для поставленных задач,

that running wireline or coil tubing). Additional factors to be considered are the potential early production due to the reduced decision making time and the security that early data enables. In effect, by having real time data, the completion can be tailored very specifically to the formation properties measured as encountered whilst drilling. This time window prior to TD of the well is not available using traditional after drilling logging techniques.

When choosing candidate wells to run LWD on it is important to understand in advance how the reservoir is to be navigated. If it is a simple vertical penetration through a substantial accumulation then wireline may be the best option dependant on the spectra of information required. But if you have a complex geometry downhole where steering to stay within the most productive zone is required, use of LWD is essential.

Schlumberger: There are LWD tools suitable for almost any well environment. The customer objectives, risks, and economics need to be factored in to define the fit for purpose workflow and tool combination. Certainly, not every well is a candidate for a full deployment of our Scope family of LWD technologies; however, LWD technology can significantly reduce rig time and drilling risk, which must be factored into the overall project economics. LWD has proven to be a very cost effective solution to acquire data in almost any project.

Baker Hughes: The operator and the service company should evaluate the types of data needed and determine the most cost efficient means to acquire the data while at the same time assessing the risk associated with the logging operations. For example, it is often cost effective to use LWD in offshore environments because of the high cost of rig time for the rig to not drill for a few days to accommodate wireline logging. This is not true for most onshore wells in the mature areas of Russia and wireline logs are often the more economical. In these cases a simple MWD can be run to monitor well-path and GR correlation. Additionally, there is a risk of hole problems when the hole is left open to run wireline logs. However, there are certain technologies that are available on wireline, but not yet available via LWD. Therefore the decision to use wireline or LWD should be based on the right balance of cost, risk and data requirements.

GE Oil&Gas: No – each well needs an FE program tailored to its specific needs. The decision to use LWD tools, and the determination of which ones to use should be based on the cost and benefit of doing so for each specific well. If it is believed that the reservoir characteristics are such that LWD can be used to enhance well placement through geosteering, or aid in the selection of coring or casing point then an LWD program may be beneficial. If it is determined that formation evaluation data cannot be safely or economically obtained through post-drilling wireline, due

21ROGTECROGTEC

LWD


П р и м е р п р и м е н е н и я

Услуги по навигации в коллекторе с применением4 ¾” AziTrak™ позволили точно провести скважину вЗападной Сибири

Достижения■ Точная проводка скважины в условиях высокой неопределён- ности■ Увеличенние степени вскрытия целевого пропластка в 2.1 раза■ Горизонтальный участок пробурен

на 1.5 дня быстрее плана

Условия бурения■ Западная Сибирь, июнь 2012■ Тонко-слоистый глинисто- песчаный разрез, мощность целевого пропластка 0.8 м■ Низкий контраст сопротивления между коллектором, алевролитом и глиной■ Слабо изученное месторождение с высокой степенью неопреде- ленности

Решения Бейкер Хьюз ирезультаты■ AutoTrak™ G3 - роторная управляемая система, AziTrak™ - прибор азимутального сопротивления, LithoTrak™ - нейтронно/азимутально плотностой прибор, сервис геонавигации Бейкер Хьюз■ Использование собственного ПО RNS по расчету расстояния до двух границ в реальном времени для принятия решений■ Планирование траектории скважины в 3D, расчет и упреждающее моделирование■ Эффективное взаимодействие между специалистами Заказчика, инженерами по геонавигации и командой на буровой помогло в принятии правильных решений■ Первое применение приборов AutoTrak™ , AziTrak™ и сервиса по геонавигации в этом регионе

Задача оператора в ходе бурения стратиграфического комплекса, состоящего из переслаиваний глины, алевро- лита и песчаника, состояла в том, чтобы вскрыть пропласток песчаника мощностью 0.8 м. Высокая неопределённость при проводке скважины вызвана тем, что выше и ниже залегающие породы обладают схожими петрофизическими характеристиками. Для умень- шения неопределенности при бурении горизонтальной секции были использованы приборы каротажа в процессе бурения с азимутальными данными. До- полнительные сложности были вызваны малыми различиями значений сопротивления между песчаником, алевролитом и глиной (2-3 Омм).

В результате совместной рабо- ты было подобрано оптималь- ное сочетание необходимых сервисов: AutoTrak™ G3 РУСдля точного контроля за траекторией, AziTrak™ имиджсопротивления для отслежива- ния расстояния до границ пласта, LithoTrak™ для оценки ФЕС и структурного анализа,

геонавигация для интерпретации в реальном времени и принятия своевременных решений.

Использование собственного алгоритма расчета расстояния до границ пласта в ПО RNS позволило провести упреждаю- щую навигацию. Приближение к верхней и нижней границам коллектора определялось зара- нее путем расчета расстояния до них, что позволило контро-лировать траекторию скважины, оставаясь в коллекторе. Структурная интерпретация и расчет расстояния до границ были подтверждены 16 сектор-ным имиджем плотности. Совместно с Компанией Оператором проекта был разработан протокол коммуникаций, позволяющий своевременно реагировать на изменяющиеся геологические условия.

В результате бурения эффек- тивность вскрытия коллектора увеличилась в 2.1 раза по срав- нению с предыдущими скважи- нами. Горизонтальная секция была пробурена на полтора дняраньше плана.

22 ROGTEC

КВБ


необходимо учитывать стоящие перед заказчиком цели, существующие риски и экономические показатели. Разумеется, не на каждой скважине стоит использовать все существующие технологии КВБ, но при расчете экономических показателей проекта следует учитывать, что использование КВБ может значительно сократить время простоя буровой и минимизировать риски при бурении. КВБ доказал свою эффективность с точки зрения стоимости как метод получения данных почти на любом проекте.

Baker Hughes: Компания оператор месторожденияи сервисная компания должны оценить набор необходимых данных и определить наиболее эффективный с точки зрения стоимости метод записи, в то же время, оценивая риски, связанные с каротажными работами. Так, зачастую выгодно использовать КВБ на скважинах в море, так как высокая стоимость простоя буровой в течение нескольких дней не располагает к записи каротажа на кабеле. Однако для большинства российских морских месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, это утверждение не подходит, и использование стандартного каротажа является более выгодным. В этих случаях подходят простые измерения во время бурения (ИВБ) для мониторинга траектории ствола и корреляции по ГК. Кроме того, существует риск возникновения проблем, когда ствол скважины остается открытым для проведения каротажных работ на кабеле. Тем не менее, существуют определенные технологии, доступные в стандартном каротаже на кабелеи все еще не доступные для КВБ. Таким образом, решение об использовании каротажа на кабеле или КВБ должно приниматься взвешенно на основании анализа стоимости, рисков и требований к данным.

GE Oil&Gas: Нет – для каждой скважины необходима своя программа оценки коллекторских свойств пласта. Решение об использовании устройств КВБ и определение конкретных модулей для использования должно быть основано на сопоставлении стоимости и преимуществ от их использования для каждой конкретной скважины. Если считается, что при данных параметрах пласта использование КВБ позволит оптимизировать размещение скважины посредством геонавигации, либо поможет при выборе глубины отбора керна или с выбором местоположения обсадной колонны в оптимальной точке у кровли продуктивного пласта, то использование программы КВБ будет выгодно. Если определено, что определение параметров пласта невозможно осуществить

to long lateral sections or complex high-angle well profiles, then it can be economically beneficial to employ a selection of LWD tools. It is always important to select the correct tools for the specific deployment.

With so many LWD tools on the market, each claiming to maximize data collection and reservoir knowledge – how does an operator select which tools to run in order to gain the best well bore data whilst ensuring value for money?

Halliburton: The LWD market globally has separated in to the Big 3 and the smaller local independent DD/MWD/LWD companies, who instead of investing in large R&D budgets to develop their technologies, will purchase off the shelf systems which can provide some answers. For the companies like Halliburton Sperry Drilling that invests heavily in our R&D, we have not only a much wider range of sensors but also that operate in much harsher environments than the smaller companies. The acceleration of LWD technology has created 2 tiers of competition where the integrated service companies can invest large sums to advance their sensor and quality of measurements in order to support the likes of the Deepwater, Artic circle, or HP/HT (or UHT) markets.

In order to select the preferred supplier of LWD, clients will obviously tender their work, but many conduct pre-qualifications, site inspections, and rig visits to observe how the services are executed at the jobsite. On a higher level, some clients will have their technical experts/scientists be part of the qualification phase of a new measurement and will certify that it has met their requirements, and communicate this within their global internal community.

The issue many forget is that it is not only data accuracy/repeatability, but the reliability of the LWD system and BHA that the sensor is a part of. Halliburton Sperry Drilling are very focussed in ensuring the service quality of the whole system is optimised, and this is a large differentiator when it comes to selecting an LWD or Directional Drilling provider.

Weatherford: The client needs to sit with clarity of purpose and frame the information required from the well as this will identify the spectra of measurements required in isolation from specific vendor technology claims. This is as opposed to getting distracted by the sometimes bewildering array of perceived benefits, claims and counter claims that exist in the LWD market today. Measurements need to be ranked based on a “must have” through to “nice to have” and “luxury” basis and, in combination with factors such as environmental suitability (e.g. HPHT) reliability, quality of service and HSE three budget scenario’s can be arrived at. On this basis, the financial decision can be optimized to the information needs and not to the vendors marketing campaigns.

Schlumberger: The LWD service portfolio is diverse and comprehensive. The key to a good data acquisition

GE Oil&Gas’ Centerfire tool

21ROGTECROGTEC

LWD


Новые инструменты для работы в условиях сверхсверхвысоких температур и давлений позволяют выполнять бурение в ранее недостижимых пластах.В настоящее время мы вынуждены искать энергоносители в сложных для бурения пластах. Новые технологии в области измерений и каротажа во время бурения при сверхвысоких температурах и давлениях позволяют операторам выполнять успешное бурение этих ранее недоступных коллекторов. С возможностью реализации проектов по бурению самых горячих залежей, Halliburton оказывает помощь в достижении проектных горизонтов и поиску новых месторождений по всему миру, от Северной Луизианы до Азии, с высочайшей рентабельностью.

Каковы ваши задачи по бурению в условиях сверхвысоких температурах и давлениях? Информацию и ответы можно найти на странице halliburton.com/LWD

ПОНИМАНИЕ ПРИРОДЫ КОЛЛЕКТОРОВ

Высокотемпературныеколлекторы: от высокихрисков к высокойперспективности.

© 2012 Halliburton. All rights reserved.

Solving challenges.™

24 ROGTEC

КВБ


безопасно или экономично посредством испытаний на кабеле после бурения из-за протяженных горизонтальных участков или сложных профилей наклонных скважин с большим отходом, то в этом случае будет экономически целесообразно использовать модули КВБ. Всегда важно подобрать правильные приборы для достижения конкретных целей.

При наличии столь большого количества различных инструментов для каротажа в процессе бурения, каждый из которых претендует на максимальный сбор данных и информации о пласте, как оператору выбрать нужные инструменты, чтобы получить наиболее эффективные данные о скважине при оптимальном соотношении цена-качество?

Halliburton: Рынок услуг КВБ в мире разделился на т.н. “большую тройку” и множество мелких независимых компаний, предлагающих услуги АБ/ИПБ/КВБ на местах, которые не инвестируют большие средства в НИОКР для разработки своих технологий и предпочитают покупать готовые решения, которые могут обеспечить ответы для некоторых проектов. Что касается таких компаний, как Halliburton, инвестирующей значительные средства в исследования и разработки, мы не просто располагаем более широким спектром инструментов КВБ, но и

service is the quality of the measurement (accuracy and repeatability) and the answers produced from the data, not just the data. It is essential that any LWD service is supported by a technical domain team who can support the data by providing answers and interpretation of the measurements.

Appropriate technology selection is best done with the LWD service providers technical domain team working in conjunction with the operators sub-surface team to ensure everyone understands the challenges and how the objectives are best met with the available measurements.

Baker Hughes: Many of the basic LWD services, such as the triple-combo (GR/Resistivity/Density/neutron porosity), offer similar levels of measurement quality between the service companies. The differentiators between the major service providers are usually found in the more advanced LWD measurements, such as NMR and electrical borehole imaging. For example, Baker Hughes MagTrak, LWD NMR system, is the only NMR LWD system that has proven to be rugged enough for the drilling environment. NMR measurements are motion sensitive and some of the service providers have problems with measurement quality in the drilling environment and can’t guarantee they will get reliable data. With regards to electrical imaging, image resolution is the key specification to look for. It varies significantly between the service companies. Our Baker

25ROGTECROGTEC

LWD


Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NC100% ремонтопригодность

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденнаянадежность

• Отличнаязащитаобсадкиизамковыхсоединений

• Нетребуетснятияранеенаплавленнойармировки

• Стоимостьповторногонанесенияна75%ниже, чемуконкурентов

• Позволяетсократитьнепроизводственныепотери временииувеличитьмежремонтныйинтервал

• ЕдинственныйсертифицированныйFearnley ProcterNS-1™продуктдляповторного нанесенияповерхсуществующейармировки

Duraband®NCHardbanding

Дляпервичногоиповторного

использованияназамковыхсоединениях

идеальны для любых условий сильно отклоненные скважины • скважины

высокосернистого газагеотермальные скважины • внвт скважины

проверенный временем выбор операторов, буровых подрядчиков и арендных

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

мексиканский залив северная дакота - арканзас - пенсильвания

- Западная вирджиния

[email protected]Тел.+447747468345

www.hardbandingsolutions.com

более широкой сферой применения наших приборов в значительно более сложных условиях бурения, чем могут предложить мелкие компании. Ускорившееся развитие технологий КВБ разделило конкуренцию в этом секторе на два направления, где сервисные компании, предлагающие интегрированные решения, могут инвестировать огромные суммы в разработку улучшенных измерительных модулей и предлагать более высокое качество измерений для обеспечения потребностей заказчиков, работающих на проектах глубоководного бурения, в условиях Арктики либо на скважинах ВД/ВТ (или УВТ).

Безусловно, при выборе поставщика услуг КВБ, заказчики проводят тендер на выполнение работ, но многие клиенты также проводят предварительные квалификационные проверки, инспекции на участках работ и на буровых установках для наблюдения за работами непосредственно на месте их проведения. Кроме того, некоторые клиенты привлекают свой экспертный и научно-технический персонал к участию на этапе квалификационных исследований нового типа измерений и сертифицируют подобные разработки на соответствия их требованиям, после чего извещают об этом свои внутренние связи на международном уровне.

Многие забывают о том, что важна не только точность и воспроизводимость данных, но также надежность модуля КВБ и всей КНБК, где этот модуль устанавливается. Компания Halliburton уделяет огромное внимание обеспечению оптимизации качества услуг всей системы, и это является значимым фактором при выборе поставщика услуг КВБ или АБ. Weatherford: Заказчик должен четко сформулировать назначение и степень детализации требуемой ему информации о скважине, поскольку это позволит определить характеристики необходимых ему измерений, независимо от свойств конкретной технологии, предлагаемой поставщиком. Это позволит не отвлекаться на огромное множество заявленных преимуществ, утверждений и контр-утверждений, существующих на рынке каротажа в процессе бурения. Измерения нужно классифицировать по шкале от “действительно необходимы” до “не помешает” и “откровенно излишние”, а также учитывая еще ряд факторов, таких как соответствие нормам по защите окружающей среды (например, при высоких давлениях/температурах), надежность, качество обслуживания, соответствие нормам охраны труда и промышленной безопасности. Таким образом можно получить три версии бюджетирования, на основании которых проще принять окончательное решение по затратам, исходя из реальных потребностей в получении информации, а не маркетинговых уловок поставщиков.

26 ROGTEC

КВБ


Hughes StarTrak, LWD Imaging system, offers 0.25in. x 0.25in (6.4mm x 6.4mm) resolution, which is the finest resolution available in the industry today. The finer the resolution, the more detail the operator will be able to see in the image and thus gain a better understanding of the reservoir. The key thing to evaluate are the measurement specifications for each tool and ask questions of the service company when choosing which advanced LWD systems to deploy.

GE Oil&Gas: We offer an LWD string that provides gamma and multiple propagation wave resistivity measurements in addition to the directional measurements. Our tool string is designed to operate in a broad range of drilling environments. It is always critical for the operator to evaluate the benefits of running LWD or wireline, or both. Our LWD system features a directional package and mud pulse assembly that is retrievable, which helps to reduce some of the cost associated with the bottom hole assembly getting stuck in hole.

How does your tool ensure accurate data is collected on logging runs?

Halliburton: Each of our sensors has a specific maintenance and calibration regime, which is set globally, but is tailored to the local conditions and customer requirements. Each facility has the capability to fully maintain and calibrate the specific sensor set for the area of operations. Robust pre/post job calibrations are carried out to ensure full data accuracy and repeatability, including the rig site verifications and the quality control of the plots.

All test, measurement and assembly equipment is registered and routinely calibrated by 3rd parties or OEM inspectors.

Weatherford: Prior to sending tools to a job and on return to the service base, the tools are calibrated or verified as appropriate to ensure that they operate to the required standard. In addition, all Weatherford LWD tools have a series of on-board quality checks, the data from which can be transmitted to the surface, if required, to ensure the tool is operating correctly. The operators are trained to review the data and by comparing this to known offset and to other transmitted data streams the individual sensors can be compared one to another to ensure data validity.

Schlumberger: Schlumberger tools incorporate the latest technical advances to deliver unmatched measurement quality. Our tools are rigorously tested to ensure reliability of service and repeatability of measurements. Schlumberger has the most advanced calibration and testing facilities in the oilfield industry to ensure repeatability and accuracy.

Baker Hughes: All of Baker Hughes LWD tools are verified to be working within specification by performing wellsite

Шлюмберже: Портфель услуг КВБ широк и разнообразен. Ключевым фактором в услугах по сбору данных является качество измерений (точность и воспроизводимость), а также не просто сами данные, но их интерпретация. Необходимо, чтобы предоставляемые услуги КВБ сопровождались технически квалифицированными специалистами, которые интерпретируют данные измерений и предоставляют заказчику ответы на вопросы.

Правильный выбор технологий можно обеспечить при тесном сотрудничестве между техническими специалистами поставщика услуг и буровой бригадой оператора, чтобы все понимали насущные задачи и могли выбрать наилучший способ достижения поставленных целей на основе имеющихся данных измерений.

Baker Hughes: Многие сервисные компании предоставляют схожие по качествую услуги КВБ, такие как тройная компоновка (ГК/Сопротивление/ГГКп/ННКт). Различия между ключевыми поставщиками нефтесервисных услуг обычно сводятся к использованию более продвинутых измерительных устройств КВБ, таких как ЯМР и электрический имидж. К примеру, система КВБ ЯМР MagTrak компании Baker Hughes является единственной подобной системой, доказавшей свою работоспособность в условиях бурения. Измерения ЯМР чувствительны к движению и некоторые поставщики услуг испытывают сложности с качеством измерений при бурении и не могут гарантировать надежности данных. Что касается электрического имиджа, основным фактором при выборе должно быть разрешение изображения. У различных компаний разрешающая способность может сильно отличаться. Прибор электрического имиджа компании Baker Hughes StarTrak обеспечивает разрешение 0.25 на 0.25 дюймов (6.4 х 6.4 мм), это максимально возможное разрешение, доступное сегодня в отрасли. Чем выше разрешение, тем больше данных увидит оператор и тем лучше будет его понимание коллектора. Ключевым фактором при оценке является спецификация измерений для каждого из приборов: при выборе систем КВБ, которые будут использоваться, необходимо задавать поставщику услуг соответствующие вопросы.

GE Oil&Gas: Мы предлагаем компоновку КВБ, позволяющую помимо измерений инклинометрии также производить гамма каротаж и замеры резистивности высокочастотным индукционным методом. Наши измерительные устройства разработаны для работы в различных условиях бурения. Всегда критически важно, чтобы оператор сравнил преимущества проведения КВБ, каротажных работ на кабеле или же совместное использование этих двух методов. Наша система КВБ обладает

ОПТИМИЗАЦИЯ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА / ИЗНАЧАЛЬНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ В РАБОТЕ

ТРУБОРЕЗ WELL CUTTERЭФФЕКТИВНАЯ И БЕЗОПАСНАЯ РЕЗКА ТРУБ

ЧИСТЫЙ СРЕЗ БЕЗ ВЗРЫВЧАТКИТруборез Well Cutter – новейший инструмент

для безопасного извлечения буровых труб и об-

садных колонн без использования взрывчатых

материалов.

Используя запатентованную технологию резки,

оставляющую только гладкую, отполированную

поверхность, труборез Well Cutter позволяет эко-

номить время работы буровой благодаря возмож-

ности отказаться от дополнительных спускоподъ-

емных операций для удаления расширившихся

краев, неровностей либо заусениц в месте отре-

за. Кроме этого, резание с использованием Well

Cutter происходит без образования стружки.

УСПЕШНАЯ ОПЕРАЦИЯ ПО ОТРЕЗАНИЮ НКТ 4 ½" НА САХАЛИНЕПервой рабочей задачей Well Cutter на россий-

ском шельфе стала операция по отрезанию НКТ

4 ½" (114,3 мм) с удельным весом 12,6 фунтов/

фут. По словам заказчика, инструмент обеспечил

“идеальную резку” без каких-либо неровностей –

результатом был совершенно гладкий конический

срез.

ПОСЕТИТЕ НАС НА ВЫСТАВКЕ SPE RUSSIA 2012

Узнайте подробнее о труборезе Well Cutter на вы-

ставке SPE Russia 16-18 октября в Москве. Наши

специалисты будут рады приветствовать Вас у

стенда С8.

www.welltec.com

ДЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ИНФОРМАЦИИ СКАНИРУЙТЕ КОД

Контактная информация: Генеральный директор Стефан Эфлунд [email protected] • Welltec Oilfield Services (RUS) LLC • ул. Народного Ополчения, 38/3, Москва, Россия 123298 ∙ Тел. +7 (499) 943 5838/ 5938

28 ROGTEC

КВБ


извлекаемыми модулями инклинометрии и пульсатора, что позволяет сократить затраты в случае заклинивания и последующей потере КНБК на забое.

Каким образом ваш инструмент обеспечивает сбор точных данных при каротажных работах?

Halliburton: Каждый из наших измерительных модулей проходит специализированную программу техобслуживания и калибровки; такие программы разрабатываются для всех приборов глобально, но адаптируются к местным условиям работы и конкретным требованиям клиента. Каждая из наших производственных баз оснащена необходимым оборудованием для полного техобслуживания и калибровки конкретных модулей, используемых в районе работ. Точность и воспроизводимость данных обеспечивается калибровочными испытаниями, проводимыми до и после проведения измерений, включая испытания на буровой площадке и контроль качества каротажных диаграмм.

Все испытательное, измерительное и сборочное оборудование зарегистрировано и регулярно проходит калибровку в сторонних организациях или у производителя оборудования.

Weatherford: Перед отправкой на площадку и после возвращения на сервисную базу инструменты калибруются или поверяются для того, чтоб их работа соответствовала всем необходимым стандартам. Кроме того, все инструменты компании Weatherford для каротажа в процессе бурения проходят целый ряд проверок качества в процессе использования, результаты которых при необходимости можно передавать на поверхность для проверки правильности их работы. Операторы проходят обучение для осуществления анализа данных, и путем сравнения этой информации с известным отклонением и другими потоками передаваемых данных показатели отдельных датчиков можно сравнивать друг с другом для контроля достоверности данных.

Шлюмберже: Приборы Шлюмберже сочетают в себе последние технические достижения и позволяют обеспечить непревзойденное качество измерений. Наше оборудование проходит строгую проверку для обеспечения надежности предоставляемых услуг и воспроизводимости измерений. Компания Шлюмберже располагает самым передовым калибровочным и испытательным оборудованием в отрасли, что позволяет обеспечить точность и воспроизводимость данных.

Baker Hughes: Все устройства КВБ компании Baker Hughes проходят контроль соответствия рабочим спецификациям непосредственно на скважине

tool verifications prior to going downhole. After the tool is returned to surface the same series of verifications are run on each of the sensors to check if it is still performing within specification. While drilling each of our LWD tools takes measurements to monitor the internal system performance as the data is being collected. Any indications of tool not performing within specification are observed by the Field Service Engineer and the decision is made on how to best address the issue. At the completion of each run the Field Service Engineer and the LWD Coordinator are responsible for reviewing the log data and completing a “Log Quality Control Procedure” to ensure the log responses are as expected and the information in log header and calibration/verification sections is complete and accurate. Additionally, on return to the workshop after the job the tools are run through their prescribed maintenance program. The maintenance program includes various checks of the sensors to ensure they are performing within specification. The tools are also calibrated during the maintenance cycle and prepared for the next job.

GE Oil&Gas: The resistivity tool features a transmitter and receiver antennae layout which provides a total of 8 borehole compensated resistivity values. The dual sensor spacing and dual frequency measurements provide a wide range of diameter of investigations enabling invasion profiling. The resistivity tool’s measurement accuracy has been verified against multiple wireline logging data sets. Measurement accuracy is verified during tool production as well as through pre-deployment and post-well analysis.

What system does your tool use to transfer data to the surface and how does this compare to industry standards?

Halliburton: Halliburton Sperry Drilling has multiple transmission methods and systems, dependant on the location and well types. Our systems employ Mud Pulse (Positive and Negative Pulse), EM telemetry, as well as interfacing to Intellipipe. With these, or a combination of 2 methods, we are able to transmit in all phases of the well, and under all fluid phase conditions including underbalanced or managed pressure drilling applications.

Each service provider has their own methods of encoding and transmitting data, and can make claims on how fast data is transferred to surface, but each method has its’ own positives and deltas. The main advantage that Sperry Drilling has is that our data is uncorrected and so enabling a higher degree of accuracy than filtered or smoothed data that is transmitted by some other suppliers. Also to our advantage is the ability to fine-tune the transmission criteria at the rigsite, in specific cases, where changes are made to the drilling parameters or to the BHA configuration.

Weatherford: Weatherford has the ability to provide the correct telemetry for the situation, managing our delivery system to meet and overcome the conditions. Employing three distinct methods of telemetry, we have

29ROGTECROGTEC

LWD


interface subs allowing all our tools to operate with wired drill pipe. Weatherford also supplies an industry leading Electromagnetic Telemetry system that can be combined with the full suite of LWD and RSS tools. The workhorse of the LWD system is however our positive pulse telemetry. This employs an extremely rugged pulser capable of producing detectable signals in the harshest of conditions, from great depth and in heavy mud weights, holding the world records for both. The pulser is extremely robust with high tolerance to LCM – up to 80 lbs/bbl. Having been designed to operate in these extreme environments, in more benign conditions the system is capable of fast data updates that compete with all other systems on the market.

Schlumberger: The primary method of data transfer for Schlumberger is a mud pulse telemetry system. Pressure pulses of the mud column, both uphole and downhole, are decoded by surface systems to send and receive data in real time. Our telemetry systems are able to deliver real-time data in extended reach wells (over 12-km) and support real-time decision making. The ability to compress data downhole allows us to transmit large data volumes from complex LWD assemblies in real time at extreme depths. The next generation of data transmission is achieved by the use of wired drill pipe.

Baker Hughes: Baker Hughes has different telemetry systems available depending on the application. We offer systems for mud pulse telemetry, MPT, wired pipe telemetry, WP, and electromagnetic telemetry, EM. The aXcelerate telemetry system provides the platform for our high-end MWD and LWD services offering reliable data transmission in the most-demanding operating environments and under the toughest drilling conditions. This includes challenging extended-reach wells, complex 3D profiles, deepwater exploration, and underbalanced drilling applications. The aXcelerate family includes both high speed MPT and wired pipe. With its superior performance the aXcelerate™ high-speed mud-pulse telemetry service delivers data to provide an accurate picture of the downhole environment enabling our customers to make well-informed decisions in real-time.

Baker Hughes has the highest raw data rate of the industry and the unique capability to downlink information to the downhole tools to optimize performance.

GE Oil&Gas: Data is transmitted from the tool to surface by mud pulse telemetry using a robust, lost circulation material-tolerant bottom mounted pulser. Mud pulse telemetry remains the most common industry standard for transmission of data from downhole. GE continually review the options for improving data transmission methods and data rate, such as data compression and electromagnetic (EM) telemetry.

перед спуском. После подъема устройства на поверхность, проводится повторная проверка теми же средствами измерения для обеспечения соответствия каждого модуля рабочим спецификациям. Во время бурения, каждое из наших устройств КВБ проводит замеры для мониторинга рабочих характеристик системы, одновременно со сбором данных. Любые признаки того, что устройство работает со сбоями от нормативных показателей, контролируются инженером по обслуживанию полевого оборудования, и он принимает решение о том, как действовать в сложившейся ситуации. После каждого рейса, инженер по обслуживанию полевого оборудования и координатор КВБ обязаны проверить данные каротажа и выполнить “процедуру контроля качества каротажа”, чтобы удостовериться, что значения каротажных диаграмм не отличаются от ожидаемых, а информация в шапке диаграммы и в разделе калибровки/проверки прибора предоставлена точно и полностью. Кроме того, после возвращения прибора на базу после выполнения каротажных работ, каждое устройство проходит специальную программу технического обслуживания. Программа обслуживания приборов состоит из серии проверочных испытаний измерительных сенсоров для обеспечения соответствия рабочих характеристик нормативным спецификациям. Приборы также проходят калибровку во время цикла технического обслуживания и подготавливаются к следующим работам.

GE Oil&Gas: Модуль измерения резистивности сконструирован из передатчика и приемной антенны, что позволяет получить 8 скомпенсированных значений резистивности. Измерения на двух интервалах между сенсорами в двух диапазонах частот обеспечивают широкий спектр глубин проникновения, что позволяет осуществить профилирование зоны поглощения бурового раствора. Точность измерений модуля резистивности проверялась многочисленными данными, полученными при проведении каротажных работ на кабеле. Точность измерений заверяется в процессе производства модуля, а также перед проведением скважинных измерений и после них.

Какие системы используются в вашем инструменте для передачи данных на поверхность, и как это соотносится с отраслевыми стандартами?

Halliburton: Halliburton Sperry Drilling использует разнообразные методы и системы передачи данных, в зависимости от района работ и типа скважин. Наши системы используют гидроимпульсный канал связи (положительные и отрицательные импульсы), ЭМ телеметрию, а также средства интерфейса с системой Intellipipe. Используя один из этих методов или комбинируя два метода, мы имеем возможность передачи данных на любых этапах работ и в

30 ROGTEC

КВБ


любых условиях фазового состояния жидкостного потока, в том числе при бурении с отрицательным дифференциальным давлением и при бурении с контролем давления.

Каждый поставщик услуг использует свои методы кодирования и передачи данных и может приводить свои доводы о скорости передачи данных на поверхность, но каждый из методов имеет сильные и слабые стороны. Основное преимущество Sperry Drilling в том, что наши данные не подвергаются коррекции, поэтому обеспечивают большую степень точности, нежели данные, подвергшиеся фильтрации или сглаживанию, как у других поставщиков. Также среди наших преимуществ – возможность тонкой настройки критериев передачи данных непосредственно на буровой, в конкретных случаях, когда необходимо изменить параметры бурения или конфигурацию КНБК.

Weatherford: Компания Weatherford предоставляет данные телеметрии по средствам канала передачи, настраиваемого в зависимости от внутрискважинных условий. Применяя три различных способа телеметрии,

What are the major benefits that your LWD tools offer? Do you have a regional example of how they have helped an operator maximize formation knowledge?

Halliburton: Halliburton Sperry Drilling LWD systems and sensors have won, in recent years, several Hart Merit awards for introducing new LWD technologies to the industry, but have also taken the lead in the HT (high temperature) and UHT (Ultra high temperature) arenas. Just recently, our Malaysia operations mobilised our 230°C system for an IOC to address their exploration project technical challenges.

Weatherford: The Weatherford tools have been designed to provide the best data possible from the most reliable platform in the industry. In real terms this means the fastest logging speed on individual sensors delivering a better understanding of the reservoir in real time. Sonic logging tool while drilling provides the information on physical and mechanical properties of formation in real time, and Azimuthal LWD techniques update formation structure. Formation tester while drilling allows obtaining the information on formation pressure in real time as well.

Recently in Western Siberia, the LWD tools were used to ensure that the wellbore was placed in the optimum position for maximum economic recovery. It was made possible due to receiving simultaneous recording of technological and geophysical parameters including gamma-ray logging, average well diameter, neutron porosity, bulk density and electromagnetic logging, as well as Azimuthal density logging for geosteering. By logging during the drilling process not only were rapid decisions on wellpath made to ensure efficient geosteering to stay in the most productive zone, but more accurate reservoir characteristics were available due to the availability of the measurements before formation damage occurred, so allowing informed decisions on completion design to be made. In addition, in previous wells, pipe conveyed logging was used and took around 30 hours of additional rig time, so by using LWD an immediate time and cost saving was made.

Schlumberger: Schlumberger LWD tools offer the highest standards of reliability in the industry and a comprehensive suite of formation evaluation measurements including nuclear magnetic resonance (NMR), sourceless neutron and density, as well as formation pressure and fluid mobility to cover the entire customer workflow.

On Sakhalin, a full suite of LWD tools is run in wells 12-km long and with targets at the bottom of just 4-meters in thickness.

Such accuracy and technical depth is needed by our customers to obtain the maximum recovery factor out of their reservoirs.

Baker Hughes: In our region LWD technology became very

Фото предоставлено компанией Weatherford Photo courtesy of Weatherford

31ROGTECROGTEC

LWD


popular recently as some clients recognized the value of timely acquired data. Such projects include increasing drilling efficiency (longer wellbores, higher ROPs) through use of LWD tools, maximizing reservoir penetration in complex geological conditions with Reservoir Navigation Service including Azimuthal Resistivity Service (AziTrak), reducing cost through replacement of wireline logging with LWD TripleCombo BHA. We have also had a project in the Yamal area, where high technology LWD tools helped to successfully drill deep exploration wells in harsh conditions. The window between pore-pressure and frac-gradient were very close to each other. Here we used SoundTrak (Compressional and Share velocity acoustic) and TestTrak (Formation Pressure while Drilling) along with resistivity and pipe/annular measurement to calculate the optimul mud-weight and circulating rates in order to control Equivalent Circulating Density.

GE Oil&Gas: The combination of gamma ray and resistivity measurements from multiple diameters of investigation enables our customers to provide solutions for each of the key LWD drivers — risk reduction through enabling casing and coring point selection while drilling, accurate wellbore placement through geosteering using real-time resistivity measurements and comprehensive formation evaluation from wireline-quality memory logs.

GE delivered 89 mm diameter propagation wave resistivity tools and associated gamma and directional MWD systems to an independent service provider in Russia, allowing them to provide LWD services in horizontal wells and sidetracks.

What are the major problems associated with running LWD tools? How can these be minimized?

Halliburton: There are several challenges to successfully operating LWD systems, but the two main that come to mind are the logistics involved in ensuring all the correct competent personnel and differing LWD sensors are at the jobsite, ready to go. The main equipment that can have an effect on the success of LWD operations is the rig. The rig crews can be trained on the handling of the LWD strings which can help in the pipe handling, but the flow system and especially mud pumps efficiency (noise) can greatly improve the quality of service provided, as this can affect the real-time transmission data acquisition. Solids control is also highly critical if it is not checked regularly. It can reduce the downhole operating life of the system. The transport of the RAS sources are also a factor, with the logistical and HSE issues involved during transportation. Dedicated certified vehicles and drivers are required to ensure the timely delivery of resources to the rig locations countrywide.

Weatherford: The LWD tools have to operate in the harshest of environments, so delivery of a reliable and robust system is a

мы используем интерфейсные переводники для сопряжения наших инструментов с системой телеметрии бурильной колонны. Также Weatherford поставляет передовую систему телеметрии с электромагнитными каналами связи, которую можно использовать в комбинации с целым комплексом LWD инструментов и роторными управляемыми системами (РУС). Однако основополагающим компонентом системы каротажа в процессе бурения является телеметрия на основе положительных импульсов. При этом используется чрезвычайно надежный генератор импульсов, способный генерировать различимые сигналы в самых сложных условиях как на большой глубине, так и в тяжелом буровом растворе. В этом он мировой рекордсмен по обоим показателям. Генератор импульсов характеризуется чрезвычайной надежностью и устойчивостью к материалам для ликвидации поглощений (до 80 фунт/баррель). Поскольку система предназначена для эксплуатации в таких экстремальных средах, то при более благоприятных условиях она способна осуществлять быстрое обновление данных, что позволяет ей успешно конкурировать с прочими каротажными системами, представленными на рынке.

Шлюмберже: Основной метод передачи данных, используемый компанией Шлюмберже – телеметрическая система с гидроимпульсным каналом связи. Пульсовые колебания столба бурового раствора передаваемые вниз и вверх по стволу декодируются наземными станциями в режиме реального времени. Наши телеметрические системы поддерживают передачу данных в реальном времени в скважинах удаленной досягаемости (свыше 12 км) и сопутствуют принятию решений в реальном времени. Возможность приборов сжатия данных в скважине позволяет передавать их большие объемы с комплексных модулей КВБ с большой глубины в реальном времени. Следующее поколение методов передачи данных возможно благодаря технологии передачи сигнала по кабелю бурильной трубы.

Baker Hughes: Baker Hughes использует различные телеметрические системы в зависимости от сферы применения. Мы предлагаем системы с гидроимпульсным каналом связи (ГКС), системы передачи сингала по кабелю бурильной трубы (КБТ) и электромагнитную телеметрию (ЭМТ).

Телеметрическая система aXcelerate является платформой для наших передовых услуг ИВБ и КВБ, обеспечивая надежную передачу данных в самых сложных сферах применения и в самых трудных условиях бурения, включая скважины с большим отходом, сложные 3D профиля, глубоководные разведочные скважины и бурение на депрессии. Линейка продуктов aXcelerate доступна с системами

32 ROGTEC

КВБ


ГКС и КБТ. Благодаря высочайшим эксплуатационным характеристикам, высокоскоростные телеметрические измерения с гидроимпульсным каналом связи aXcelerate™ обеспечивают получение данных для создания точной картины состояния внутри скважины, что позволяет нашим заказчикам принимать взвешенные решения в реальном времени.

Оборудование Baker Hughes предлагает максимальную в отрасли скорость передачи данных на поверхность и уникальную возможность обратной передачи данных с поверхности к скважинным приборам для оптимизации их работы.

GE Oil&Gas: Данные передаются на поверхность с помощью телеметрической системы с гидроимпульсным каналом связи с использованием прочного и устойчивого к наличию кальматирующих материалов в буровом растворе передатчика импульсов. Телеметрия с гидроимпульсным каналом связи остается стандартным в отрасли способом передачи данных с забоя. GE постоянно рассматривает возможности улучшения методов передачи данных и увеличения скорости их передачи, включая сжатие данных и использование телеметрии на электромагнитном канале.

Каковы основные преимущества ваших инструментов для каротажа в процессе бурения? Есть ли у вас примеры того, как они помогли оператору получить максимальные данные о пласте в регионе?

Halliburton: Системы и модули КВБ от Halliburton Sperry Drilling за последние годы не только завоевали несколько наград Hart Merit за внедрение новых технологий КВБ в отрасли, но также заняли лидирующую позицию в области работы на скважинах с высокими и сверхвысокими температурами. Совсем недавно, наше отделение

must. Weatherford’s HEL tools have been designed to operate at an actual equipment temperature of 180°C and 30,000 psi and to be resistant to a high level of sustained vibration. These qualifications ensure a very reliable product that delivers data to the client whenever he needs it. This rugged design does not compromise the quality or accuracy of the measurement themselves. The tools themselves allow an insight into downhole conditions and by reacting to the downhole data positively and by ensuring the drilling fluid stays in condition the ability to get quality data can be maximised. Finally in providing the LWD operators with the proper training and competencies, the complexity of the system is minimised as a source of possible problems.

Schlumberger: The major challenge with running LWD tools versus wireline tools is overcoming the drilling environment. LWD tools are extremely sophisticated measurement devices that must operate in a dynamic and often hostile environment with shocks & vibrations (S&V) and pressure & temperature. These issues can be minimized at the tool design stage with years of experience in engineering, manufacturing, and sustaining teams. During the well construction, success is achieved with strong technical support available at the bottomhole assembly design phase, trained wellsite personnel during the drilling, and proper review and feedback during post job analysis.

Baker Hughes: The major problems with running the LWD services usually occur as a result of not considering the affects of other BHA components and the drilling environment can have on the LWD measurements. Parameters such as very high drilling dynamics (stick-slip), the mud system make-up, or both can impact the quality of the LWD measurements.

To understand downhole drilling environments and minimize its influence to LWD components Baker Hughes, as a part of integrated pre-well planning process, uses BHA modeling software (BHASys Pro) to evaluate and predict any factors that might influence to LWD tools to ensure a fit-for-purpose solution is achieved for drilling and evaluating the well.

GE Oil&Gas: One of the main challenges with running LWD tools is ensuring the bottom hole assembly is designed so as to deliver the required directional drilling control, while also providing sufficient stabilization to prevent damage to the LWD tool string. In most cases LWD tools are designed to be operated while centralized within the borehole, so it is crucial that sufficient stabilization is taken into consideration while planning the bottom hole assembly. The GE resistivity tool has wear bands throughout the length of the tool to minimize the chances of wear around the antennae.

Another challenge commonly associated with running LWD tools is depth control. In order to ensure the sensor depth

Фото предоставлено компанией Weatherford Photo courtesy of Weatherford

33ROGTECROGTEC

LWD


remains accurate, the field operator must regularly monitor the bit depth and ensure the correct sensor to bit offset is applied in the logging software. Methods of maintaining depth control include checking the depth at tool joints and when switching between rotary drilling and sliding.

Regional O&G frontier boundaries are being pushed further into harsh environments. How will your LWD tools cope with the challenges of these harsh conditions?

Halliburton: Short Answer – Very Well. Our focus over several years has been to continually expand the operating envelope of our systems to support the deepwater type operations as well as HP/HT. Our temperature range has been expanded to 230°C and our systems regularly operate at 30,000psi. As these new technologies are introduced and adopted by the industry, additional sensors from R&D are advancing through the design and test phases to expand the capabilities of these extreme LWD systems, offering more choice and solutions to our customers.

Weatherford: As we push the boundaries, the associated costs for the operators increase, so it is essential that the LWD tools have the reliability and measurement capability to meet these challenges. As stated above, Weatherford has an LWD system that has a globally proven track record of reliably delivering under the most extreme of conditions. To date, more than four million sensor feet have been drilled at temperatures above 150°C (the accepted lower limit of HT). Weatherford also have the first and still the highest temperature rated Rotary Steerable system at 180°C, which allows for delivery of the LWD system into these challenging wells. However, Weatherford has not stood on our laurels, instead we have continued to improve our understanding of these extreme environments and have a development project ongoing to deliver equipment capable of operating to an equipment temperature of 200°C.

Schlumberger: Schlumberger LWD tools are designed to work in the harshest conditions. Today, we operate in high temperature environments as well as high pressure wells with good success. Our tools are manufactured to the highest standards and then tested rigorously to withstand shocks, temperature and other hostile well conditions.

It is true that reservoirs are being developed with more challenging conditions than before. To meet these challenges, it requires a company prepared to invest significantly in technology and training. Schlumberger today invests more than 1 billion USD in research and development per year, which is more than all our major competitors combined.

Baker Hughes: Baker Hughes LWD tools are already being run in harsh environments around the world. We have worked to ensure we have the highest reliability in the industry. Additionally, most of our LWD tools are

в Малайзии задействовало систему, устойчивую к температурам до 230°С для решения технических сложностей разведочного проекта одного из независимых операторов.

Weatherford: Инструменты компании Weatherford разработаны для предоставления максимально точных данных на базе наиболее надежного и хорошо себя зарекомендовавшего комплекса измерений. В полевых условиях это означает максимальную скорость каротажа по отдельным датчикам, что позволяет составить более полное представление о пласте в режиме реального времени. Инструмент для акустического каротажа в процессе бурения предоставляет информацию о физико-механических свойствах пласта в режиме реального времени, а азимутальные методы LWD уточняют структуру пласта. Испытатель пластов в процессе бурения позволяет получать информацию о давлении в пласте также в режиме реального времени. Недавно инструменты для каротажа в процессе бурения применили в Западной Сибири для оптимальной проводки ствола скважины с целью обеспечения максимально экономичной нефтеотдачи. Это стало возможным благодаря одновременной регистрации технологических и геофизических параметров, включая гамма-каротаж, средний диаметр скважины, нейтронную пористость, объемную плотность и электромагнитный каротаж, а так же регистрации азимутального плотностного каротажа для геонавигации. Каротаж в процессе бурения позволил не только быстрее принять решение по траектории ствола скважины, необходимое для обеспечения эффективной геонавигации с целью проводки скважины через наиболее продуктивные зоны, но и получить более точные характеристики пласта за счет осуществления измерений до нарушения эксплуатационных свойств пласта, что очень помогло на этапе планирования заканчивания. Стоит упомянуть и тот факт, что ранее в скважинах применяли каротаж на бурильных трубах, продолжительность которого составила примерно 30 часов дополнительного времени бурения, поэтому использовании каротажа LWD привело к ощутимой и заметной экономии времени и затрат.

Шлюмберже: Приборы КВБ компании Шлюмберже обеспечивают высочайший в отрасли уровень надежности и полнейший набор оценочных измерений параметров пласта, включая ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), нейтронный каротаж без источника и плотностной каротаж, а также измерения пластового давления и замеры подвижности флюида, что покрывает все аспекты необходимых измерений технологического процесса наших заказчиков. На Сахалине используется полный набор измерительных модулей КВБ в скважинах протяженностью 12 км при мощности целевых пластов у забоя лишь 4 м.

34 ROGTEC

КВБ


Подобная точность и техническая полнота данных необходима нашим клиентам для получения максимального КИН в процессе разработки месторождений.

Baker Hughes: В нашем регионе технология КВБ в последнее время стала очень популярной, т.к. некоторые заказчики признали ценность своевременно получаемых данных. Сюда входит увеличение эффективности бурения (более глубокие скважины, более высокая скорость проходки) благодаря использованию приборов КВБ, максимальное увеличение степени вскрытия пласта в сложных геологических условиях с использованием Сервиса Навигации Пласта, включая азимутальное электрическое сканирование (AziTrak), сокращение расходов благодаря использованию Тройной Компоновки КВБ КНБК вместо финального каротажа на кабеле. Мы также осуществили проект на острове Ямал, где высокотехнологичные устройства КВБ сопутствовали успешному бурению глубоких разведочных скважин в сложнейших условиях. Значения порового давления и градиента ГРП были очень близки. Здесь мы использовали модули SoundTrak (скорость пробега поперечной и продольной звуковых волн) и TestTrak (пластовое давление в процессе бурения), а также измерения сопротивления и данные затрубного и забойного давлений для расчета оптимальной плотности бурового раствора и его расхода для контроля эквивалентной плотности циркуляции.

GE Oil&Gas: Сочетание гамма-каротажа и измерений резистивности с разных глубин исследования позволяет нашим заказчикам обеспечить решения для выполнения каждой из ключевых задач КВБ - сокращения рисков посредством выбора глубины спуска колонны и определения интервала забора керна в процессе бурения, точного размещения ствола скважины при геонавигации с использованием данных резистивности, полученных в режиме реального времени, и комплексной оценки параметров пласта на основе каротажных данных из памяти приборов MWD, имеющих качество, аналогичное данным, полученным в процессе каротажа на кабеле.

GE поставило резистивиметры диаметром 89 мм, сопутствующие системы гамма-каротажа и инклинометрии независимой российской сервисной компании. Эти технологии позволили им выполнять нефтесервисные услуги по КВР при бурении в горизонтальных скважинах и боковых стволах.

Какие основные проблем связаны с использованием инструментов для каротажа в процессе бурения? Как их можно свести к минимуму?

Halliburton: Для успешной работы КВБ систем существует несколько критически важных факторов, основные два из которых связаны с логистикой – весь

already capable of operations to 30kpsi, 2070 bar. The next step is to increase the operating temperature from 150°C to 175°C. We have already done this for our AutoTrakG3™ platform, which includes our AutoTrak™ rotary steerable system and our OnTrak™ fully integrated MWD/LWD tool, which provides real time Directional, Gamma, MPR™ resistivity, downhole pressure and vibration measurements from a single sub. The next tool to be upgraded to 175°C will be our LithoTrak™ LWD porosity system which provides fully compensated and environmentally characterized neutron porosity, compensated density, Pe and acoustic borehole caliper measurements. With AutoTrakG3™ and LithoTrak™ combination, we can offer clients rotary steerable with triple-combo in wells up to 30Kpsi and 175°C.

GE Oil&Gas: The GE MWD and LWD system is rated to 175°C with proven performance under high-temperature conditions. The collar-based resistivity tool is designed and tested to provide accurate resistivity measurements at temperatures up to 175°C, with a survival temperature of 185°C, and to withstand pressures up to 138 MPa. The gamma module features innovative shock and vibration protection techniques, as well as minimizing the number of components in order to improve reliability in harsh drilling conditions.

GE is at the forefront of sensor technology and continues to develop high-temperature sensors to operate within LWD technology.

квалифицированный персонал и необходимые модули КВБ должны находиться на участке работ в полной готовности. Основное оборудование, которое может повлиять на успех КВБ – сама буровая установка. Персонал буровой можно обучить работе с инструментом КВБ, что поможет в процессе работы с трубами, но система регулирования потока и особенно эффективность буровых насосов (шум) могут серьезно повлиять на качество предоставляемых услуг, поскольку они влияют на передачу получаемых данных в реальном времени. Также очень важным является контроль твердой фазы, если он не проводится регулярно, т.к. он влияет на эксплуатационный ресурс системы у забоя. Перевозка источников для радиоактивного каротажа также является значимым фактором, учитывая сложности, связанные с логистикой и вопросами ОТОСБ при перевозке таких грузов. Для своевременной доставки источников на участки буровых работ в любом регионе необходимо использовать специальные сертифицированные автомобили, а водители должны иметь специальную подготовку.

35ROGTECROGTEC

LWD


Weatherford: Инструменты для каротажа в процессе бурения приходится использовать в очень суровых условиях, поэтому обязательным условием является поставка надежной и прочной системы. Инструменты компании Weatherford для каротажа в скважинах с аномальными условиями предназначены для работы при фактической температуре в 180°C, давлении 30 000 фунт/кв. дюйм и при высоком уровне незатухающих вибраций. Эти показатели обеспечивают очень высокую степень надежности и способность предоставлять необходимые данные клиенту при любых условиях. При этом не страдает ни качество, ни точность самих измерений. Инструменты позволяют составить представление о внутрискважинных условиях, а за счет точной информацию о скважине и сохранения стабильного состояния бурового раствора дают возможность получать максимально качественные данные. А благодаря надлежащей подготовке и высокой компетентности операторов систем каротажа в процессе бурения сложность конструкции системы не вызывает у них проблем.

Шлюмберже: Основная трудность при работе с КВБ по сравнению с использованием каротажа на кабеле заключается в решении сложностей, связанных с процессом бурения. Приборы КВБ представляют собой сложнейшее измерительное оборудование, работающее в условиях вибрации и ударных нагрузок при высоком давлении и высокой температуре. Эти сложности можно минимизировать в процессе разработки приборов, благодаря многолетнему опыту работы инженерных и производственных кадров и сопутствующих рабочих подразделений. Во время строительства скважины, успех достигается благодаря технической поддержке на этапе разработки компоновки КНБК, квалифицированному буровому персоналу во время бурения и надлежащему контролю и анализу проведенных работ после проведения измерений.

Baker Hughes: Основные проблемы при использовании КВБ обычно возникают, когда не учитывается влияние других компонентов КНБК и условий бурения на измерения КВБ. Такие параметры, как слишком высокая динамика бурения (скачкообразное движение), элементы системы бурового раствора или оба этих фактора могут влиять на качество измерений в процессе КВБ. Для понимания ситуации в скважине при бурении и минимизации ее влияния на компоненты системы КВБ, Baker Hughes в процессе интегрированного планирования и проектирования скважины использует программное обеспечение для моделирования КНБК (BHASys Pro) с целью оценки и прогноза любых факторов, которые могут оказать влияние на оборудование КВБ и выбора наилучшего решения для бурения и оценки скважины.

GE Oil&Gas: Одна из основных сложностей при использовании приборов КВБ – обеспечение правильной

компоновки низа бурильной колонны для требуемого контроля направленного бурения, при одновременной достаточной стабилизации ее для предотвращения повреждения элементов компоновки приборов КВБ. В большинстве случаев устройства КВБ разработаны к использованию в центрированном положении в колонне, поэтому при компоновке НБК необходимо учитывать достаточную централизацию модулей. Модули измерения резистивности от GE снабжены противоизносовыми защитными накладками по всей длине прибора для минимизации вероятности износа вдоль передающих антенн.

Еще одна сложность, часто возникающая при эксплуатации приборов КВБ – контроль глубины. Для обеспечения точности измерений глубины, оператор оборудования наземной системы должен регулярно контролировать истинную глубину нахождения долота для обеспечения правильной коррекции глубины измеренной наземным сенсором глубины для правильного отображения на каротажной диаграмме. Методы контроля глубины включают в себя проверку глубины при прохождении замковых соединений и в момент переключения между роторным бурением и направленным бурением в режиме “слайдирования”.

Региональные границы нефтегазовой отрасли сдвигаются в районы с более суровыми условиями. Как ваши инструменты для каротажа в процессе бурения будут справляться с проблемами, возникающими в этих непростых условиях?

Halliburton: Отвечая кратко – очень хорошо. За последние годы мы уделяли огромное внимание постоянному развитию предлагаемых нами систем для работы на глубоководных проектах, а также на скважинах ВТ/ВД. Мы увеличили температурный порог до 230°С, наши системы регулярно работают при давлении 30,000 psi. По мере внедрения новых технологий в отрасли, новые дополнительные модули проходят стадии конструкторской разработки и испытаний, чтобы расширить спектр использования передовых КВБ систем, обеспечивая более широкий выбор решений для наших клиентов.

Weatherford: По мере расширения географических границ растут и затраты операторов, поэтому надежность и измерительная способность инструментов для каротажа в процессе бурения особенно важны для решения сложных задач и оптимизации расходов на них. Как уже говорилось выше, способность системы LWD компании Weatherford работать в наиболее экстремальных условиях подтверждена успешным опытом применения ее по всему миру. К настоящему моменту с применением датчиков пробурено более четырех миллионов футов стволов при температурах более 150°C (принятый

36 ROGTEC

КВБ


нижний предел высоких температур). Более того, компания Weatherford первой выпустила роторную управляемую систему, способную работать при температурах до 180°C и до сих пор не имеющую достойных аналогов, что позволяет использовать такого рода системы каротажа в процессе бурения в столь сложных скважинах. При этом Weatherford продолжает изучать экстремальные среды и в настоящее время ведет опытно-конструкторские работы по созданию оборудования, способного работать при температуре в 200°C.

Шлюмберже: Приборы КВБ компании Шлюмберже разрабатываются для работы в самых сложных условиях. Сегодня мы успешно работаем в условиях высоких температур и высокого давления. Наши устройства производятся по высочайшим стандартам и проходят тщательные испытания для обеспечения их устойчивости к ударным нагрузкам, высоким температурам и прочим аномальным скважинным условиям.

Действительно, сегодня строительство скважин проходит в более сложных условиях, нежели раньше. Чтобы решать возникающие сложности, необходимо, чтобы компания была готова инвестировать значительные средства в технологии и обучение персонала. Сегодня Шлюмберже инвестирует в НИОКР свыше 1 миллиарда долларов ежегодно, а это больше, чем инвестируют совместно все наши основные конкуренты.

Baker Hughes: Приборы КВБ компании Baker Hughes уже сегодня используются в сложных условиях по всему миру. Мы приложили много усилий, чтобы обеспечить высочайшую в отрасли надежность нашего оборудования. Кроме того, большинство из наших устройств КВБ уже подходят для работы в условиях 30kpsi, 2070 бар. Следующим шагом в этом направлении станет повышение рабочей температуры со 150ºC до 175ºC. Мы уже осуществили это для нашей платформы AutoTrakG3™, включающей роторно-управляемую систему AutoTrak™ и наш полностью интегрированный прибор ИвБ/КВБ OnTrak™, позволяющий проводить измерения траектории, гамма каротаж, сопротивления MPR™, забойного давления и вибрации с одного модуля. Следующим прибором, температурные характеристики которого будут улучшены до 175ºC станет наша система КВБ LithoTrak™, позволяющая получать полностью компенсированный и учитывающий характеристики буровой обстановки нейтронный каротаж для измерения пористости, плотностной каротаж, фотоэлектрический фактор и акустический каверномер. Благодаря сочетанию AutoTrakG3™ и LithoTrak™, мы сможем предложить нашим заказчикам роторно управляемую систему с тройной компоновкой в скважинах с давлением до 30Kpsi и температурой до 175ºC.

GE Oil&Gas: Системы MWD и LWD от компании GE классифицированы как устойчивые к работе при температуре до 175 °C и имеют доказанный опыт эксплуатации в условиях высоких температур. Модуль измерения резистивности, интегрированный в немагнитную УБТ разработан и протестирован для проведения успешных замеров резистивности при температурах до 175 °C (с сохранением работоспособности до 185°C) и выдерживает давление до 138 МПа. Модуль гамма-каротажа располагает инновационной системой защиты от ударных нагрузок и вибраций и состоит из минимального количества компонентов для улучшения надежности его работы в сложных буровых условиях. Компания GE использует самые передовые сенсорные технологии и продолжает совершенствовать высокотемпературные сенсоры для КВБ.

В отсутствии необходимости химических источников излучения, услуги NeoScope позволяют экономить время бурения и нейтрализуют риски, связанные с перевозкой химических источников. Дополнительная информация по исследованиям пласта без источников в процессе бурения NeoScope по ссылке: www.slb.com/NeoScope

By eliminating the need for chemical sources, NeoScope service saves rig time and removes HSE risks associated with chemical source loading and unloading. For more information about NeoScope sourceless formation evaluation while drilling, visit www.slb.com/NeoScope

37ROGTECROGTEC

LWD


Майк МакKей, Старший региональный менеджер по операциям в России, Halliburton

Майк работает в Halliburton Sperry Drilling на протяжении 25 лет и продвинулся по карьерной лестнице до своей нынешней позиции в качестве старшего регионального

менеджера по операциям в России. Ранее он занимал несколько позиций в Азии, совсем недавно - должность регоинального менеджера по Индонезии, и такую же должность, но по Индокитаю еще ранее. Майк был вовлечен в MWD и LWD операции с 1985 года и добился успеха, став глобальным техническим менеджером по поддержке линий продуктов Sperry MWD и LWD.

Mike McKay, Senior Country Manager for Russia Operations, Halliburton

Mike has been with Halliburton Sperry Drilling for 25 years and has progressed through to his current role as Senior Country Manager for Russia Operations area. He previously held several position in Asia, most recently, as Country Manager of Indonesia, and previously Indochina. Mike has been involved in MWD and LWD operations since 1985, and progressed to become the Global Technical Support manager for the Sperry MWD & LWD product lines.

Сергей Шайхутдинов, главный геофизик, Weatherford Сергей Шайхутдинов закончил Уральскую государственную горно-геологическую академию по специальности «Разработка месторождений полезных ископаемых» в 1997 году. Он начал свой профессиональный путь в Екатеринбурге в качестве инженера-метролога, после чего был принят в ОАО

“Татнефтегеофизика” на должность ведущего геофизика. Тогда он занимался интерпретацией каротажных данных для множества компаний-операторов, благодаря чему накопил значительный опыт работы на месторождениях Западной и Восточной Сибири, а также Пермского края. В компании Weatherford Сергей работает с 2010 года. В настоящее время он занимает должность главного геофизика и базируется в Ижевске. В круг его обязанностей входит получение высококачественных каротажных данных в процессе бурения (LWD) и их интерпретация.

Sergey Shaikhutdinov, Chief Geophysicist, Weatherford Sergey Shaikhutdinov graduated from Ural State Mining and Geological Academy in 1997, where he specialized in development of mineral deposits. He started his career as a Metrology Engineer based in Yekaterinburg before joining OJSC “Tatneftegeofizika” as Lead Geophysicist. During this period he was responsible for the interpretation of logging data for many operators, gaining extensive experience operating in the fields of both Western and Eastern Siberia and the Perm Region. Sergey joined Weatherford in 2010 and is currently based in Izhevsk and holds the position of Chief Geophysicist, as part of which he is responsible for LWD data quality and interpretation.

Кевин Вагнер, управляющий производством по морским проектам в России и Центральной Азии, подразделение бурения и измерений компании Шлюмберже Кевин Вагнер – управляющий производством по морским проектам в России и Центральной Азии, подразделение бурения и измерений компании Шлюмберже. В текущей должности

господин Вагнер занимается различными мероприятиями, связанными с морскими проектами. Он начал свою карьеру в Шлюмберже в 1997 году и с тех пор работал над многими проектами различного типа, включая месторождения на суше в Канаде и США, глубоководные морские месторождения в Западной Африке. Господин Вагнер получил образование в технологиях нефтегазодобычи политехнического института САИТ в Канаде в 1996 году.

Kevin Wagner, Operations Manager of Russia & Central Asia offshore, Drilling & Measurements, Schlumberger Kevin Wagner is the operations manager of Russia & Central Asia offshore for Drilling & Measurements, Schlumberger. In his current position, Wagner manages various activities and challenges offshore. He began his career with Schlumberger in 1997 and since then, has worked in many different operating environments including land activities in Canada and United States and offshore deepwater West Africa. Wagner graduated in 1996 from SAIT Polytechnic in Canada with a degree in petroleum engineering.

Атле Логе, Вице-президент по вопросам бурения и оценки месторождений, Российский Каспийский регион, Baker Hughes Опыт работы господина Логе в компании Baker Hughes – 25 лет, его опыт службы в компании связан с канатными работами. За время работы в компании господина Логе он занимал различные

управляющие должности на проектах компании в Европе, на Среднем Востоке, в Азиатско-Тихоокеанском регионе и в Африке. До принятия должности в офисе Baker Hughes по российскому каспийскому региону, Атле Логе отвечал за линейку продуктов КВБ в Хьюстоне. Он располагает огромным опытом управления международными проектами, маркетингом и распределением продукции КВБ, удаленным запуском и поддержкой, полевыми работами и технической поддержкой каротажных работ в обсаженных и необсаженных скважинах.

Atle Løge, Vice President Drilling and Evaluation, Russia Caspian Region, Baker Hughes Atle Loge has 25 years of experience with Baker Hughes. Mr. Loge has a background in Wireline Operations and have served Baker Hughes in a variety of field and operational management roles throughout Europe, Middle East, Asia Pacific and Africa. Prior to joining Baker Hughes Russia Caspian Atle Loge was responsible for Baker Hughes LWD product Line in Houston. He has extensive experience in international operations management, product centre marketing LWD, remote start-up and support, field and maintenance in open and cased hole Wireline services.

Николай Куценко, Региональный Менеджер подразделения Downhole Technology компании GE Oil&Gas Николай Куценко пришел в GE Oil&Gas более года назад и возглавил подразделение Downhole Technology. В течение этого периода он восстановил отношения с некотырыми ключевыми клиентами этого бизнеса, дополнил и обновил службу продаж

и их поддержки и развил несколько стратегических долгосрочных проектов для бизнеса. До прихода в GE Oil&Gas он занимал должность Регионального Менеджера компании Seismic Micro-Technology по России и странам СНГ. Он организовал открытие Московского офиса компании, включающего как службу продаж, так и отделение технической поддержки по региону. До прихода в SMT, г-н Куценко работал старшим менеджером по работе с клиентами в компании Halliburton/ Landmark. Опыт его работы в нефтегазовой отрасли в роли технического специалиста и специалиста по продажам обеспечения составляет более 9 лет. Г-н Куценко окончил МГУ им. М.В. Ломоносова и имеет степень кандидата математических наук. Он также является соавтором трех запатентованных решений в области геофизики.

Nikolay Kutsenko, Region Manager for Downhole Technology, GE Oil&GasNikolay Kutsenko joined GE Oil&Gas more than a year ago as a Region Manager for Downhole Technology business. During this period he reopened relations with the key customers, updated the sales and sales support team and found a long term strategic opportunities for the business. Before he joined GE he was Country Manager of Seismic Micro-Technology of Russia and the CIS region. He opened the Moscow office to cover both sales and technical support operations for the region. Prior to SMT, Mr. Kutsenko worked for Halliburton/Landmark as a senior account manager. He has over 9 years experience in the oil and gas industry as a technical specialist and in sales. Mr. Kutsenko graduated from Moscow State University and has a PhD in mathematics. He is also one of the co-authors of three geophysical patents.

38

How would you summarize last year’s performance at Sakhalin Energy?

Sakhalin Energy’s operations last year were quite successful. One of the most important milestones that we achieved, was the start of gas deliveries to Russia’s domestic market. For this purpose we constructed two Gas Transfer Terminals: the one in the north of the Sakhalin island serves to deliver gas to the mainland, while the one in the south supplies gas to the local consumers in Sakhalin. The Southern GTT, which was built by Gazprom to receive our gas, was inaugurated by Vladimir Putin in the spring of 2011, and the Northern GTT was commissioned in the autumn of the same year.

A key achievement of our company is the reliability of our hydrocarbon supplies to our buyers. Due to the production optimization, we managed to produce and offload more LNG than was originally planned. Last year we produced 10.6 million tons of LNG while the installed design capacity of the plant is 9.6 million tons.

All in all, we delivered 183 standard LNG cargoes (a standard cargo is 145,000 cubic meters of LNG). Most of the gas was supplied to Japan (69.2%) and Korea (25.98%). The remaining LNG was supplied to Thailand, China and Taiwan.

Как бы Вы охарактеризовали результаты работы «Сахалин Энерджи» в прошлом году?

Деятельность «Сахалин Энерджи» в прошлом году была весьма успешной. Одним из важнейших событий стало начало поставок газа на внутренний рынок. Для этого мы построили два узла отбора и учета газа: на севере, для передачи газа на материк, и на юге, для газификации объектов на Сахалине. Южную газотранспортную станцию, построенную «Газпромом» для приема поступающего от нас газа, открывал весной прошлого года Владимир Путин, а северная вступила в строй осенью.

Ключевое достижение компании – высокая степень надежности поставок продукции нашим покупателям. Благодаря оптимизации работы производственных систем и отладке оборудования нам удалось произвести и отгрузить больше СПГ, чем планировалось: в прошлом году мы произвели 10,6 миллионов тонн сжиженного природного газа. Хочу напомнить, что установленная проектная мощность завода – 9,6 миллионов тонн СПГ в год.

Всего было отгружено 183 стандартных партии СПГ (стандартная партия – 145 тыс. куб. м СПГ). Большая часть газа поставлялась в Японию (69,2%) и Корею

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC:

Андрей Галаев,

Главный исполнительный

директор компании

«Сахалин Энерджи»

The ROGTEC Interview:

Andrei Galaev,

Chief Executive Officer,

Sakhalin Energy

39ROGTEC

(25,98%). Остальные объемы СПГ приходились на Таиланд, Китай и Тайвань.

Высокий уровень производства дал нам возможность своевременно отреагировать на энергетические потребности Японии, которые резко возросли в прошлом году из-за трагических последствий цунами. Мы направили нашему соседу 34 дополнительные партии СПГ, причем 9 партий было отгружено за счет произведенной сверх плана продукции, а остальные перенаправлены по решению акционеров.

В 2011 году нефтяная смесь сорта «Витязь», которую «Сахалин Энерджи» вывела на рынок, отгружалась 12 покупателям и доставлялась в порты Кореи (37,84%), Китая (31,06%), Японии (22,64%), Филиппин, Таиланда и других стран.

Так что не ошибусь, если скажу, что со своими задачами компания справляется.

Каковы основные задачи компании на 2012 год и на последующие годы?

Задачи компании на текущий год определяются ее приоритетами. Это безопасность, надежность, своевременность контрактных поставок, эффективность затрат и развитие.

Главные производственные проекты связаны с активными работами на наших основных производственных объектах. Их цель – поддержание стабильно высоких показателей добычи нефти и газа и производства СПГ.

The high production performance of our Company enabled us to respond to the energy needs of Japan which dramatically rose last year following the devastating earthquake and the subsequent restructuring of Japan’s energy economy. We delivered to Japan, in excess of our contractual obligations, 34 LNG cargoes, of which 9 cargoes were shipped as additional production volumes, while the rest cargoes were diverted by the decision of our shareholders.

In 2011, our Vityaz oil blend, which Sakhalin Energy had introduced to the market, was supplied to 12 buyers, with shipments accomplished to the ports in Korea (37.84%), China (31.06%), Japan (22.64%), Philippines, Thailand and other countries.

So, I believe it will be right to say that the Company has been meeting the challenges we have faced.

What are your key objectives for 2012 and moving forward over the next few years?

The Company’s objectives are governed by its priorities, which are safety, reliability, cargos, costs and growth.

Our major development projects are associated with efficient operation of our key production assets. They are designed to support stable, high volume oil, gas and LNG production.

The Company carries on its large-scale drilling campaign and drilling process optimization programme alongside with the expansion of the produced water re-injection system capacity and water breakthrough control.

ROGTEC

INTERVIEW


40 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


We have completed the two-year rejuvenation project on our first offshore Molikpaq platform (which is Russia’s first offshore production platform ever). This enabled us to start retrofits and workovers of the existing suspended wells, as well as to drill new wells in the Astokh Area. The Piltun Area drilling campaign is also progressing. Another project is associated with drilling wells in the Lunskoye Field oil rim.

This year we expect to produce approximately as much oil as in 2011. Concerning gas and LNG production, in the summer of 2011, the Company completed the first major integrated gas system maintenance shutdown on all the gas assets – LUN-A Platform, Onshore Processing Facility (OPF), gas pipeline and the LNG Plant. It was undertaken to support the maintenance activities across all gas assets and was a highly challenging technical operation in itself. The gas assets shutdown and the gas system maintenance program were completed successfully.

Equipment reliability and integrity and further optimization of the whole gas system operation ensure the current high rate of LNG production. We hope that this reliability will let us exceed the planned annual production targets.

Speaking of the further Project growth in the next five years, the development of the South Piltun Area (accumulations of hydrocarbon reserves in the Piltun-Astokh Field which have not yet been developed) may become a convenient source of incremental reserves and help us maintain the oil and gas

Компания продолжает масштабные программы бурения и его оптимизации, ведутся работы по увеличению объемов закачки воды в пласт, снижению обводненности скважин.

На нашей первой платформе – «Моликпаке» (кстати, это вообще первая на шельфе России добывающая платформа) завершились работы по модернизации, которые шли около двух лет. Это позволило нам приступить к модернизации и ремонту существующих, но временно выведенных из производства скважин, а также начать бурение новых скважин с Астохского участка. На Пильтунском участке также продолжилось бурение. Еще один проект, который мы осуществляем, – бурение скважин на нефтяную оторочку на Лунском месторождении.

В этом году мы рассчитываем добыть примерно столько же нефти, как и в прошлом, 2011 году. В области добычи газа и производства СПГ, этим летом мы впервые осуществили плановую комплексную остановку всех газовых объектов компании – платформы «Лунская-А», объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК), газопровода и завода по производству СПГ. Такая остановка необходима для проведения технического обслуживания и сама по себе является очень сложным техническим

Solutions for tomorrow’s worldVan Oord Offshore is an Offshore and EPC Contractor that offers high

precision subsea rock installation, trenching & backfilling, landfall installation,

shallow water pipe lay, pipe pulling and SPM & GBS installation works.

With an extensive global track record in the offshore construction industry,

Van Oord Offshore has proven its expertise to provide clients with a safe and

solid solution for their offshore structures. www.vanoord.com

Offshore and EPC Contractors

SPM and GBS installation Subsea rock installation Shallow water pipe lay Landfall construction Trenching and backfi lling

Solutions for tomorrow’s worldVan Oord Offshore is an Offshore and EPC Contractor that offers high

precision subsea rock installation, trenching & backfilling, landfall installation,

shallow water pipe lay, pipe pulling and SPM & GBS installation works.

With an extensive global track record in the offshore construction industry,

Van Oord Offshore has proven its expertise to provide clients with a safe and

solid solution for their offshore structures. www.vanoord.com


SPM and GBS installation Subsea rock installation Shallow water pipe lay Landfall construction Trenching and backfi lling

42 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


production plateaus. Currently, using the Astokh and Piltun Areas field data, our experts are examining the geological models to define, more accurately, the reserves and to review all possible options for the field and infrastructure development.

This summer our Company has completed soil surveys at the potential site where the additional South-Piltun offshore platform may be installed. The survey work scope included an acoustic and a 2D seafloor seismic high resolution surveys, as well as soil sampling. The site survey results will be used to evaluate the seafloor conditions and to identify ways to minimize risks, such as the presence of shallow gas or any conceivable obstructions under the seabed.

I think that the decision whether the Company will continue to develop the South Piltun Project and the development scenarios will be finalized in the near future.

Regarding the more distant prospects, today it is safe to say that for the next 15 to 20 years we will be able to maintain a stable and reliable gas production level to support the operation of our LNG plant. By that time, other reserves of the Piltun-Astokhskoye field will be added to the development, extending the sustainable gas production for several years. In a longer-term perspective, there are many various scenarios of how the future may evolve: there are many factors, primarily technical, which may change. The advancement of technologies is unequivocal and this will aid the enhancement of ultimate recovery.

With BP recently confirming it’s pulling out of Sakhalin 5, is there scope or potential for Sakhalin Energy to get involved with further blocks in the area? Sakhalin Energy is the operator of the Sakhalin-2 Project under the Sakhalin-2 Production Sharing Agreement, which covers the development of two License Areas – the Piltun-Astokh and Lunskoye oil, gas and condensate fields.

It means that our company cannot be involved in the development of any other hydrocarbon fields outside those covered by our licenses. The company is not considering participation in any other existing or future developments offshore of Sakhalin.

How has the 4D seismic data which you obtained in the summer of 2010 affected the company’s reservoir understanding and production? What is the current state of production from these fields, and how do you plan to firstly manage the fields decline and ultimately extend the fields life? With regard to the future field development plans, I can say that Sakhalin Energy has accumulated vast experience over the years of operations in the subarctic environment. We

мероприятием. Остановка объектов и обслуживание прошли весьма успешно.

Надежность и целостность оборудования и дальнейшая оптимизация работы всей газовой системы обеспечивает сегодня высокий уровень производства СПГ. Надеюсь, что это даст возможность превысить запланированный на этот год объем производства.

Если посмотреть на ближайшие пять лет, то резервом для поддержания добычи нефти и газа может явиться освоение Южно-Пильтунского участка тех залежей Пильтун-Астохского месторождения, которые еще не разрабатывались. В настоящее время с учетом данных, полученных при разработке Астохского и Пильтунского участков, изучаются материалы для уточнения запасов, рассматриваются возможные варианты разработки и обустройства этого участка.

Летом этого года мы провели инженерно-геологические изыскания на потенциальной площадке возможной установки дополнительной платформы на Южно-Пильтунском участке шельфа. Эти работы включали в себя акустическое и 2D сейсмическое исследование высокого разрешения морского дна и отбор проб грунта. По результатам проведения работ будет дана оценка условий морского дна и возможности минимизировать риски, в том числе, например, такие, как наличие мелкозалегающего газа или потенциальных препятствий на морском дне.

Думаю, что решение о том, будем ли мы продолжать разрабатывать Южно-Пильтунский участок и в каком виде, будет принято в самом обозримом будущем.

Говоря о более отдаленных планах, можно с уверенностью сказать, что в ближайшие 15-20 лет добыча природного газа будет стабильной, на уровне, обеспечивающем надежное снабжение газом завода СПГ. К тому времени в разработку подключатся газовые залежи Пильтун-Астохского месторождения, что продлит устойчивую добычу газа еще на несколько лет. Если же рассматривать еще более долгосрочные перспективы, то на сегодняшний день это больше вопрос различных сценариев будущего: очень много факторов, которые могут измениться, в том числе, и в первую очередь, – технологических. Технологии не стоят на месте, а вектор их развития – во все большем увеличении извлекаемости.

После недавно подтвержденной информации о том, что компания BP отказалась от участия в проекте «Сахалин-5», существует ли вероятность, что «Сахалин Энерджи» станет принимать участие в разработке на шельфе Сахалина других участков недр?

43ROGTECROGTEC

INTERVIEW


C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

tmk_chrome13_205_275.pdf 1 17.07.2012 10:17:42

44 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Соглашение о разделе продукции по проекту «Сахалин-2», в рамках которого работает «Сахалин Энерджи» и осуществляется наш проект, предусматривает разработку двух лицензионных участков – Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений.

Таким образом, деятельность нашей компании не может распространяться на освоение каких бы то ни было других месторождений, кроме тех, на освоение которых мы имеем лицензию, и компания не рассматривает возможности участия в каких-либо других имеющихся или будущих проектах разработки сахалинского шельфа.

Как повлияли данные проведенной летом 2010 года 4D-сейсморазведки на представление компании о строении коллектора и на добычу углеводородов? Каковы текущие показатели добычи на разрабатываемых месторождениях? Как компания планирует замедлить истощение месторождений и, в конечном итоге, продлить продолжительность их эксплуатации?

Касаясь конкретных планов разработки и дальнейшей эксплуатации месторождений, могу сказать, что за годы работы «Сахалин Энерджи» накопила огромный опыт работы в условиях субарктического шельфа. На месторождениях такого рода опыт практической работы получен впервые, до нас такие месторождения никто не осваивал, и нам было невозможно опереться на ранее накопленные знания.

Реальность всегда в большей или меньшей степени отличается от прогноза. Так и в нашем случае: работа на субарктическом шельфе оказалась

сложнее, чем можно было смоделировать на стадии проектирования. В настоящее время на основе выполненных в 2010 году на Пильтун-Астохском месторождении сейсмических исследований и постоянно проводимого моделирования на основе

were the first to have gained such hands-on experience in the offshore development. The hydrocarbon fields like ours have never been developed in Russia before, and we had to rely only on our own lessons learnt.

Reality is always, to a greater or lesser degree, different from the assumptions about the future. This is exactly our case: the operation of a project in the subarctic offshore environment turned out to be more challenging than we could foresee at the design phase. As it is, the 2010 Piltun-Astokh seismic survey data and the ongoing modeling exercises, which used actual production data, allowed us to get a better understanding of the geological structure. And we have also gained working knowledge of the actual well performance.

The Company has amassed a huge amount of information which is used to refine our plans for the future. These updated development plans are currently being reviewed.

Sakhalin Energy is a key provider of LNG to the world markets. What is the current status of your LNG trains and what expansion plans do you have for the future?

Our LNG Plant system’s adjustment programme has already boosted LNG production, and we plan to continue this work.

As for the LNG Plant expansion , it’s for our shareholders to decide whether or not the Train 3 project should be pursued. The pre-FEED (Front End Engineering Design) activities that we have launched upon the shareholders’ request will be hopefully completed by the end of 2012. The shareholders will make their decision based on all the information available.

With Russia looking to expand further into the offshore market, what experience or knowledge can be drawn from Sakhalin Energy to aid these projects?

Our company has been dubbed the “trailblazer” of Russian

45ROGTECROGTEC

INTERVIEW


offshore projects, and with good reason. We were the first to develop offshore fields in a remote sub-Arctic area of Russia using gravity-base platforms. Sakhalin Energy installed its oil and gas production platforms on the Sakhalin shelf, one of which was Russia’s first natural gas production platform. Our LNG plant was the first and remains the only LNG plant in Russia.

It wouldn’t be an exaggeration to say that our experience in building from scratch an integrated oil and gas infrastructure comprising production, transportation and processing facilities, as well as in managing one of the world largest oil and gas projects, will be of great value for future integrated offshore projects in Sakhalin or any other Far-Eastern or Arctic offshore area in Russia.

Sakhalin Energy was the first to use a unique practice of attracting and developing Russian vendors and contractors. Our project gave those companies access to new technologies and products, opening up new markets for their goods and services. For example, the first steelworks in Russia to have manufactured Ø30” 1.5” surface casing for Piltun-Astokhsloye and Lunskoye wells was Vyksa Steelworks, which joined the club of the five high-tech manufacturers capable of competing with Japanese and European producers of casing pipes. And I could give you more examples.

I can also tell you with great pleasure that Sakhalin Energy’s practices are being replicated. To give you an example, a dry dock was set up for a special purpose of building the gravity-base substructures for our platforms. The Piltun-Astokhskoye-B and Lunskoye-A substructures built in the dry dock were the largest concrete structures ever manufactured in Russia. A few years later Sakhalin-1 contracted the same dry dock to build concrete substructures for their platforms. Another example is LNG shipping. Russian shipping companies had never before shipped LNG and had no experience in operating LNG carriers. They are now full-fledged players in the global LNG shipping sector.

Sakhalin Island is a very sensitive environmental area and the company has undertaken a lot of work to protect the marine and island wildlife. What environmental projects are you currently working on?

The flora and fauna of Sakhalin are very sensitive to induced impacts. Minimising the impacts from the Sakhalin-2 operations has always been our priority. For that purpose we have developed and are implementing a programme of environmental monitoring and biodiversity protection. We are monitoring flora and fauna, soil cover, protected bird species, river ecosystems, marine environment, small mammals and ballast water in the areas potentially affected by onshore pipelines and other project facilities. The monitoring results provide a basis for our future environmental protection plans.

получаемых в реальном производстве данных мы пришли к лучшему пониманию структуры пластов, а также получаем реальную, основанную на практике информацию о поведении скважин.

Компанией получен гигантский объем данных, уточняющих планы на будущее. Эти планы в настоящее время находятся на рассмотрении.

«Сахалин Энерджи» является одним из важнейших поставщиков СПГ на мировые рынки. Какова текущая ситуация с технологическими линиями производства СПГ и каковы перспективные планы наращивания производительности завода?

Результатом проводимой нами программы оптимизации систем завода стало увеличение производства СПГ. Мы планируем продолжить эту работу.

Что касается вариантов кардинального расширения производства, то вопрос о возможности строительства третьей линии завода СПГ находится в компетенции наших акционеров. По их поручению компания сейчас ведет подготовку предпроектных работ (пре-FEED), которые планируется завершить до конца 2012г. Акционеры будут принимать решение исходя из всей имеющейся в их распоряжении информации.

Россия планирует продолжить освоение месторождений морского шельфа. Какой опыт, и какие знания, накопленные «Сахалин Энерджи», могут оказаться полезными для реализации этих проектов?

Нашу компанию недаром называют первопроходцем российского шельфа. Мы первыми в России приступили к разработке шельфовых нефтегазовых месторождений со стационарных морских платформ в условиях субарктического климата, в удаленном от промышленных центров регионе. «Сахалин Энерджи» установила на шельфе платформы для добычи углеводородов, в том числе первую в России газодобывающую платформу. Наш завод по производству сжиженного природного газа – не только первый, но и пока единственный в России.

Не ошибусь, если скажу, что наш опыт создания с нуля комплексной нефтегазовой инфраструктуры, сразу включающей в себя мощности и по добыче, и по транспортировке, и по переработке углеводородов, наш опыт управления одним из крупнейших в мире нефтегазовых проектов

46 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


и т.д. имеет очень большое значение для реализации других нефтегазовых проектов на месторождениях как сахалинского шельфа, так и шельфов других дальневосточных морей и Арктики.

«Сахалин Энерджи» первой внедрила уникальную практику привлечения и обучения российских поставщиков и подрядчиков. Наш проект дал импульс для освоения ими новых технологий и выпуска новой продукции, способствовал их выходу на новые рынки товаров и услуг. Например, Выксунский металлургический завод впервые в России изготовил для строительства скважин на Пильтун-Астохском и Лунском месторождениях кондукторные трубы диаметром 30 дюймов с толщиной стенки полтора дюйма и стал, таким образом, пятым предприятием в мире, способным выпускать высокотехнологичную продукцию, конкурирующую с продукцией японских и европейских производителей. И таких примеров много.

Мне чрезвычайно приятно отметить, что опыт компании уже сегодня начинает тиражироваться. Так, например, для строительства оснований наших платформ в порту Восточный был специально сооружен сухой док. Построенные в нем основания платформ ПА-Б и Лун-А стали самыми крупными из когда-либо изготовленных в России железобетонных конструкций. Прошло несколько лет, и в том же доке начали сооружаться железобетонные основания для платформ проекта «Сахалин-1». Еще один пример – транспортировка СПГ. Ранее российские моряки не занимались перевозкой сжиженного природного газа и не имели навыков эксплуатации СПГ-танкеров. Сегодня они занимают достойное место в этом секторе морских перевозок.

Сахалин весьма уязвим с экологической точки зрения, и «Сахалин Энерджи» проделала очень большую работу по охране природы на острове и в море. Над какими проектами по охране окружающей среды компания работает в настоящее время?

Действительно, животный и растительный мир Сахалина чувствителен к воздействию. Минимизация воздействия от нашей производственной деятельности – наша постоянная и наиболее приоритетная задача. Компания реализует программу экологического мониторинга и сохранения биоразнообразия. В рамках программы в зоне воздействия наземных трубопроводов и других объектов проводится мониторинг флоры и растительности, мониторинг

The monitoring of the Steller’s Sea Eagle occupies a special place in the multitude of the Company’s environmental protection programmes. In Japan this species is regarded as a national natural monument. Sakhalin Energy’s Steller’s Sea Eagle monitoring programme has been in place since 2004.

Another important programme is the monitoring of wetlands, which in case of disturbance take a very long time to recover.

One more major programme implemented by the Company for environmental protection is a Ballast Water Control Programme. Sakhalin Energy began handling the ballast water issue as soon as the Company started its marine operations, well before the relevant International Convention came into effect.

The Company’s Western Grey Whale Protection Programme is well known to both experts and the public at large. Sakhalin Energy, in addition to conducting the Western Grey Whale research, has also taken unprecedented steps to protect the marine giants. An independent Western Grey Whale Advisory Panel was established at the Company’s initiative and under the IUCN sponsorship as a long-term advisory body.

On a number of occasions, Sakhalin Energy amended its plans to follow the Advisory Panel’s recommendations. For example, it postponed the construction of the Sakhalin-2 onshore pipelines and even changed the pipelines’ route, and also delayed the planned seismic survey, etc.

Our Western Gray Whale protection activities involve a satellite tagging programme, which is co-financed by Sakhalin Energy and Exxon Neftegaz Limited. The satellite tagging helps obtain more accurate information about the routes of the grey whales’ migration.

I believe that our environmental protection programmes set a good example of the scientists, NGOs and businesses successfully joining efforts to address environmental issues. We plan to operate in Sakhalin for a very long period of time, and we stay focused on sustainable development, in which environmental protection is a key element.

47ROGTECROGTEC

INTERVIEW


почвенного покрова, охраняемых видов птиц, речных экосистем, морской среды, мониторинг мелких млекопитающих; осуществляется контроль балластных вод. Данные исследований ложатся в основу дальнейших планов по охране окружающей среды.

Особое место среди экологических программ компании занимает мониторинг охраняемого белоплечего орлана. Этот вид птиц в Японии считается «памятником природы». Компания проводит его с 2004 года. Среди других значительных программ – мониторинг водно-болотных угодий, которые в случае нарушения очень долго восстанавливаются.

Еще одна крупная программа, направленная на сохранение окружающей среды, – контроль балластных вод. «Сахалин Энерджи» начала заниматься вопросом балластных вод с самого начала морских операций, не дожидаясь вступления в силу соответствующей международной конвенции.

Специалистам и общественности хорошо известна программа сохранения охотско-корейской, или западной, популяции серых китов. «Сахалин Энерджи» не только проводит исследования охотско-корейских китов, но и пошла на беспрецедентные шаги для сохранения этих морских гигантов. По нашей инициативе под эгидой Международного союза охраны природы (МСОП) на долгосрочной основе была создана независимая Консультативная группа экспертов по западным серым китам.

По рекомендации экспертов, компания не раз корректировала свои производственные планы. Так, на год было отложено строительство морского трубопровода, изменена его трасса, отложено проведение запланированной и необходимой для производственных целей компании сейсморазведки и т.п.

В рамках работы по сохранению популяции серых китов проводится международная программа спутникового мечения, которая финансируется совместно с компанией «Эксон Нефтегаз Лимитед». Ее реализация позволит получить более точную информацию о маршрутах передвижения серых китов.

Подобное взаимодействие является примером того, как ученые, природоохранное сообщество и бизнес могут сотрудничать в целях решения экологических вопросов. Мы нацелены на долгосрочную работу в регионе. Поэтому наши усилия направлены на его устойчивое развитие, одним из важнейших элементов которого является сохранение окружающей среды.

Andrei GalaevChief Executive Officer, Sakhalin Energy

Andrei Galaev is Chief Executive Officer of Sakhalin Energy Investment Company Ltd. The company is the investor and operator of the Sakhalin-2 Project, which is one of the world largest integrated oil and gas projects. In 2009 Sakhalin Energy inaugurated the first Russian LNG plant.

Andrei Galaev graduated from St. Petersburg Polytechnic University (1985), St. Petersburg State University of Economics and Finance (1991), and received an MBA from the University of Manitoba, Canada (1994).

A. Galaev started his career as an engineer for atomic energy construction projects and from that time on held various managerial positions within Russian engineering, banking and commercial companies, including Gazprom Export. He joined Sakhalin Energy in August 2007, and in December 2009, he was appointed as Chief Executive Officer.

Andrei Galaev is a chairman of the UN Global Compact Network Russia Steering Committee and a member of the UN Global Compact Board

Андрей ГалаевГлавный исполнительный директор компании «Сахалин Энерджи»

Андрей Галаев – главный исполнительный директор компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», оператора проекта «Сахалин-2», одного из крупнейших в мире комплексных нефтегазовых проектов. В 2009 г. компанией был запущен первый в России завод по производству сжиженного природного газа.

В 1985 г. А. Галаев закончил Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, в 1991 г. - Санкт-Петербургский государственный университет экономики и финансов, в 1994 г. - программу MBA университета Манитоба в Канаде.

Работал инженером в области строительства объектов атомной энергетики, занимал управленческие должности в российских компаниях инженерного, банковского и коммерческого секторов, в том числе в компании «Газпром экспорт».

В «Сахалин Энерджи» работает с августа 2007 г.; в декабре 2009 г. назначен главным исполнительным директором компании.

Председатель Управляющего комитета российской Сети Глобального договора; в апреле 2012 г. назначен Генеральным секретарем ООН Пан Ги Муном членом Правления Глобального договора ООН.

48

he commercial oil-bearing capacity in the North-Sakhalin trough was detected in the upper mid-

Miocene (Okobykay and Nizhnenut horizons), lower mid-Miocene (Yuninsk and Dagin horizons) and the upper Oligocene (Dayekhur horizon) range. The larger hydrocarbon (HC) deposits are confined to traps that formed under a strong consedimental influence. In all the other favorable conditions, these traps typically feature a high spacing factor – 0,5-0,9. The spacing factor in post- penecontemporaneous traps rarely exceeds 0,5 and normally varies between 0,1-0,5. Gazprom currently holds the licenses for the East-Odoptinskoye (block I), the Ayashskoye (block II) and the Kirinskoye (block IV) for the Sakhalin-3 project. These blocks are situated in the north-eastern shelf of Sakhalin Island and in the North-Sakhalin trough. The East-Odoptinskoye and Ayashskoye blocks are located in the northern hypsometrically elevated section,

ромышленная нефтегазоносность в Северо-Сахалинском прогибе установлена

в средневерхнемиоценовом (окобыкайский и нижненутовский горизонты), нижнесреднемиоценовом (уйнинский и дагинский горизонты) и верхнеолигоценовом (даехуринский горизонт) комплексах. Наиболее крупные месторождения УВ приурочены к ловушкам, в формировании которых значительную роль сыграл конседиментационный фактор. Такие ловушки при прочих благоприятных условиях обычно характеризуются высоким коэффициентом заполнения – 0,5-0,9. Коэффициент заполнения постседиментационных ловушек редко превышает 0,5 и обычно изменяется в пределах 0,1-0,5. В настоящее время ОАО «Газпром» владеет лицензиями на Восточно-Одоптинский (блок I), Айяшский (блок II) и Киринский (блок IV) участки недр

ROGTEC

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ


Геологические предпосылки освоения и принципы разработки месторождений блока “Сахалин-3”

М.Н. Мансуров, Е.В. Захаров (ООО “Газпром ВНИИГАЗ”) M.N. Mansurov, E. V. Zakharov (“Gazprom VNIIGAZ” LLC)

П T

Sakhalin 3: The Geological & Engineering Principles

49ROGTEC

проекта «Сахалин-3». Эти участки расположены на северо-восточном шельфе о. Сахалин в Северо-Сахалинском прогибе, причем Восточно-Одоптинский и Айяшский участки располагаются в северной гипсометрически приподнятой его части, а Киринский участок в южной опущенной части (рис.1).

Сравнительный анализ геологического строения и нефтегазоносности выявленных месторождений и перспективных локальных структур-ловушек на лицензионных участках недр в пределах Северо-Сахалинской НГО показал, что в направлении с севера на юг, по мере удаления от источника сноса, прослеживается ослабление влияния дельты р. Амур и ухудшение литологического состава, фациальных условий и снижение мощности уйнинско-дагинского, окобыкайского и нижненутовского нефтегазоносных горизонтов. Это четко видно в пределах Восточно-Одоптинского, Айяшского и, особенно, Киринского блоков.

На востоке Южно-Киринского и Мынгинского ГКМ (блок IV) по интерпретации материалов сейсморазведки 3D установлены две границы ухудшения коллекторских свойств верхнедагинских отложений – первая связана с частичным выклиниванием коллекторов, а вторая – с полным отсутствием продуктивных отложений в результате фациального замещения. На сейсмических разрезах через Южно-Киринскую и Мынгинскую структуры кровельная часть позднемезозойского комплекса сопровождается сильными отрицательными амплитудными аномалиями, связанными с наличием кавернозно-трещинных резервуаров. В связи с этим, в одной из последующих скважин на Южно-Киринском месторождении необходимо вскрыть эти отложения в благоприятных структурных условиях и изучить их возможную нефтегазоносность.

ROGTEC

OFFSHORE


ОдОпту-мОре (Н)OdOptu-mOre (N)

ОдОпту-мОре (НГК) OdOptu-mOre (NGK)

ВОстОчНО-ОдОптиНсКая east OdOptiNsKaya

ЛОзиНсКая

LOziNsKaya

ЮжНО-ЛОзиНсКая

sOuth-LOziNsKaya

ШиВчибиНсКая

shivchibiNsKaya

пиЛьтуН-астОхсКОе (НГК) piLtuN-astOKhsKOye (NGK)

чайВиНсКОе (НГК) chayviNsKOye (NGK)

арКутуН-даГиНсКОе (НГК) arKutuN-daGiNsKOye (NGK)

ВОстОчНО-ОдОптиНсКий участОК east OdOptiNsKiy aLLOtmeNt

аяШсКий участОК ayash aLLOtmeNt

баутиНсКая bautiNsKaya

аяШсКая ayashsKaya

ЮжНО-КириНсКОе (ГК) sOuth-KiriNsKOye (GK)

ЛуНсКОе (НГК) LuNsKOye (NGK)

КириНсКОе (ГК) KiriNsKOye (GK)

КириНсКий перспеКтиВНый участОК

KiriNsKiy perspective area

PROSPECTIVE STRUCTURES

East-Odoptinskiy subsoil plotEast-OdoptinskayaLozinskayaSouth-Lozinskaya

Ayashskiy subsoil plotBautinskayaSouth-BautinskayaOsenginskayaSouth-OsenginskayaEast-AyashskayaAyashskaya

Legend:

License area boundaries

Isobath, m

FaultWell: a-designed wellb-drilled well

Fields & structures :

Oil fields

Gas and gas condensate fields

Oil and gas and O&G condensate fields

Prospective structures

50 ROGTEC



whereas the Kirinskoye block is located in the lowered southern area (fig. 1).

The comparative analysis of the geology and oil-bearing capacity of these deposits and prospective local trap structures for the subsoil license blocks within North-Sakhalin petroleum area revealed that the influence of Amur River delta gradually decreases in the north-south direction away from the land. The lithological composition decreases with the facies conditions and the thickness of Uynin-Dagin, Okobykay and lower-Nut horizons. It is obviously visible within the East-Odoptinskoye, the Ayashskoye and especially the Kirinskoye blocks.

Based on 3D seismic data interpretation in the eastern part of South-Kirinskoye and Mynginskoye GCF (block 4), two lines of reservoir degradation, for the upper-Dagin depositions can be found. The first is related to a partial wedging-out of the reservoirs and the second one due to the complete absence of productive depositions due to the facies substitution. The seismic sections across the South-Kirinskoye and Mynginskoye structures show that the formation top of the late Mesozoic unit is accompanied by strong negative amplitude anomalies related to the presence of cavernous-fractured reservoirs. Due to this fact, one of the wells to be drilled at the South-Kirinskoye plot should aim to uncap these depositions in favorable structural conditions, and their possible oil bearing capacity should be studied.

One distinctive feature of East-Odoptinskoye anticlinal belt (block I) is its significant amplitude that reaches 1200 m. The fold hinge plunges south-easterly. In this zone, the East-Odoptinskoye (36x7 km), the Lozinskoye (19,5 x 6 km) and other smaller structures were allocated.

Similar deposits to the Odoptu-More oil-gas condensate deposit located nearby; the East-Odoptinskoye structure is more likely to feature dome-like sheet deposits as well as lithologically screened gas condensate reservoirs with oil fringes and oil-gas condensate deposits.

The Pilskian unit structural plan of the northern part of East-Odoptinskoye structure matches the local magnetic highs thatreflect the location of serpentine massifs and there is potentialfor the discovery of a large oil-gas condensate deposit. In the upper Cretaceous rock of Lozinskoye anticlinal fold the discovery of the dome-like sheet deposits and multipay common-contact reservoirs with oil fringes is likely, as well as the discovery of oil-gas condensate formations in theproposed reservoirs for all prospective units of the region.

Both prospective structures are cosedimentary and they only feature a 25% prospective risk.

Two hydrocarbon deposits have been discovered, and indeed are now being developed at the Ayashskoye block - the Chayvinskoye and the Arkutun-Daginskoye fields.

Отличительной особенностью Восточно-Одоптинской антиклинальной зоны (блок I) является ее значительная амплитуда, достигающая 1200 м. Шарнир зоны погружается в юго-восточном направлении. В пределах зоны выделены Восточно-Одоптинская (36 х 7 км), Лозинская (19,5 х 6 км), и другие менее крупные структуры.

По аналогии с рядом расположенным нефтегазоконденсатным месторождением Одопту-море, в пределах Восточно-Одоптинской структуры наиболее вероятны пластовые сводовые, а также литологически экранированные газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и нефтегазоконденсатные залежи.

В северной части Восточно-Одоптинской структуры, где отмечается совпадение структурных планов по пильскому комплексу с локальными магнитными максимумами, отражающими положение серпентинитовых массивов, в верхнемеловых породах может быть открыто крупное нефтегазоконденсатное месторождение. В Лозинской антиклинальной складке вероятно обнаружение пластовых сводовых и массивных газоконденсатных с нефтяными оторочками и нефтегазоконденсатных залежей в предполагаемых резервуарах во всех регионально перспективных комплексах.

Обе эти наиболее перспективные структуры относятся к конседиментационному типу, причем характеризуются лишь ~25 % поисковым риском.

На Айяшском блоке открыто и разрабатывается 2 месторождения углеводородов: Чайвинское и Аркутун-Дагинское. Проведенными сейсморазведочными работы 3D восточнее указанных месторождений выделяется ряд антиклинальных структур, наиболее крупные из которых Айяшская и Баутинская. Обе они расположены в Дагинской антиклинальной зоне. Айяшская антиклиналь, характеризуется размерами 25 х 6 км и амплитудой 125 м, а Баутинская структура – 21,5 х 4,5 км и амплитудой 200 м. В них прогнозируются пластовые сводовые тектонически и литологически экранированные газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками, а также нефтегазоконденсатные.

В недрах перечисленных наиболее перспективных локальных структур-ловушек по блокам I и II проекта «Сахалин-3» оценены геологические локализованные прогнозные извлекаемые ресурсы УВ категорий С3+Д1л. Обобщенные результаты этих оценок приведены в таблице. Важно подчеркнуть, что перспективные локальные структуры-ловушки блоков I и II и, прежде всего, Восточно-Одоптинская и Айяшская характеризуются наиболее вероятным наличием скоплений не только газа, но и нефти.

51ROGTECROGTEC

EXPLORATION


52 ROGTEC



3D seismic shots east of these two deposits identified a number of anticlinal structures, with the largest of them being Ayashskoye and Bautinskoye. Both are located on the Dagin anticline belt. The Ayashskoye anticline is 25 х 6 km in size and its amplitude is 125 m and the Bautinskoye structure is 21.5 х 4.5 km in size and has an amplitude of 200 m. The roof-type sheet gas condensate, tectonically and lithologically screened, deposits with oil fringes are forecasted to be here as well as oil-gas condensate deposits.

The forecast for recoverable HC resources were estimated in categories - С

3+Д

1л for the most promising local trap

structures for Sakhalin-3 project blocks I and II. A summary of these estimations are shown in the table below. It is important to emphasize that the prospective local trap structures for blocks I and II (above all East-Odoptinskoye and Ayashskoye) feature the most promising accumulations of not just gas, but oil as well.

The design solutions for the field development and construction facilities at the Kirinskoye license block area of Sakhalin-3 are based on three principal factors, namely seasonal ice conditions; water depth and distance to shore facilities.

Considering a relatively small number of wells and the proximity of shore facilities, field development and the construction of the facilities at the Kirinskoye GCD will be

Проектные решения по разработке и обустройству месторождений Киринского блока лицензионного участка «Сахалин-3» обусловлены тремя основными факторами: наличием сезонного ледового режима; глубиной воды и расстоянием до объектов береговой инфраструктуры.

Учитывая относительно небольшое количество скважин и близость береговых сооружений, разработка и обустройство Киринского ГКМ предусматривается с использованием подводных технологий добычи, что позволяет сократить сроки ввода месторождения, и обеспечить транспортировку углеводородов до береговых сооружений в многофазном состоянии.

Промысел создается скважинами с подводным заканчиванием, которые соединяются промысловыми трубопроводами со сборным манифольдом, откуда сборный подводный трубопровод обеспечивает доставку продукции скважин на береговую УКПГ.Проект подводного промысла должен удовлетворять следующим условиям:» длительная эксплуатация при минимальном техническом обслуживании,» постоянный мониторинг состояния и управление с берегового диспетчерского пункта,

#

Наименование локальных структур-ловушек Local trap structures

Глубина залегания/

глубина моря,м

Deposition depth/sea depth, m

Максимальная амплитуда ловушки, м

Maximum trap amplitude, m

Локализованные ресурсы категорий С3+Д1л

Localized resources in categories С

3+Д

1л

газа, млрд м3

gas, bln m3

нефти+конд-та, млн т

Oil +condensate, Mt

Вероятный поисковый

риск (по объектам)

ρр, % Probable

prospecting risk (by plot) ρ

р, %

1

Восточно-Одоптинская East-Odoptinskoye

-1800/55 800 150,0 240,0 ≥ 25

Лозинская Lozinskoye -2450/65-85 650 130,0 149,5 ≥ 252

Баутинская Bautinskoye -3800/90 250 70,0 103,5 373

Айяшская Ayashskoye -3150/70 350 144,0 140,0 374

Всего Total

494,0 633,0

Таблица: Обобщенные результаты оценки геологических локализованных ресурсов УВ категорий С3+Д

1л

по наиболее перспективным объектам лицензионных участков проекта Сахалин-3Table: Summary for geological localized HC resources in categories С

3+Д

1л for most prospective areas of

Sakhalin-3 project allotments.

53ROGTECROGTEC

EXPLORATION


54 ROGTEC



carried out using submarine mining methods which allows reducing production launch for the deposit and provides HC transit to onshore facilities in multiphase mode.

The field development will utilize subsea completion wells connected with a gathering of manifold pipelines with the feeding subsea pipeline delivering production to the onshore CPF.

The subsea development must meet the following conditions: » Long production life with minimum maintenance» Constant monitoring and remote control from the onshore control room » Duplicating the most critical systems and units» Automated emergency shutdown sequence to be run based on signals from the self-testing system» Capability for early diagnosis of events that may cause the need for maintenance» Capability to replace equipment and machinery using ROV’s during the ice season » Capability to introduce and recover the testing equipment to/from the pipeline at landfall» Capability for downhole operations, during the ice-free season, using rigs or vessels gaining well access via the Christmas tree, without its disassembly» Capability for the introduction of new equipment at later stages of the field developments and the capability to connect it to the existing control system» Capability of connecting a spare control room with the subsequent transfer of full control to the spare control room » Capability to increase production through the connection of additional wells or a merger with adjacent deposits. The current situation with subsea production will meet most of the listed criteria; this is why, for the first time in Russia, the development of this deposit will take place from a

» дублирование особо критических систем и узлов,» автоматическое выполнение операций аварийного останова по сигналам, выдаваемого системой самотестирования,» наличие возможности раннего диагностирования событий, ведущих к необходимости технического обслуживания,» наличие возможности модульной замены агрегатов и узлов с помощью дистанционно управляемых подводных аппаратов в ледовый период, » наличие возможности запуска и приема диагностических устройств в трубопровод в районе его выхода на берег,» наличие возможности проведения в безледный период внутрискважинных работ с плавучих средств с доступом к устью скважины через блок фонтанной арматуры без его демонтажа,» наличие возможности встраивания в добычной комплекс нового оборудования на последующих стадиях эксплуатации и его подключения к системе управления,» наличие возможности подключения второго дублирующего пункта управления с последующей передачей ему диспетчерских функций,» наличие возможности наращивания производительности за счет подсоединения дополнительных скважин или соединения с соседними месторождениями.

В настоящее время мировой уровень подводных технологий способен удовлетворить большинство приведенных условий, поэтому впервые в российской практике добыча продукции на месторождении будет осуществляться с подводного газового промысла (рис. 2). Свои решения в области подводных технологий предлагают различные компании - Aker Kvaerner, FMC Technologies, FMC & Siemens Technology, Framo Engineering. В процессе развития подводных технологий были опробованы различные технические предложения. В конечном счете, разработчики ПДК пришли к нескольким базовым техническим и схемным решениям, у каждого из которых есть свои преимущества и недостатки, поэтому выбор того или иного варианта осуществляется в зависимости от конкретных условий.

Современные подводные добычные комплексы включают в себя полный набор оборудования для добычи. Компактность и модульный принцип построения конструкций оборудования позволяет осуществить транспортировку на месторождение,

Onshore facilities (existing)

Kirinskoye

satellite well

manifold

multiphase pipeline

�exible drill string

Onshore facilities (new construction)

Рисунок 2: Схема обустройства Киринского ГКМImage 2: Kirinskoye GCF

55ROGTECROGTEC

OFFSHORE


subsea gas production facility (image. 2). Various companies are suggesting their subsea development solutions, among them Aker Kvaerner, FMC Technologies, FMC & Siemens Technology and Framo Engineering. Various technical proposals have been probated in the process of the subsea production development. In the end, subsea production developers concluded a number of basic technical and processing solutions, and because each has its upsides and downsides, the selection of a specific option will be determined based on specific conditions.

Today’s subsea production systems include a whole range of production equipment. Compactness and the modular principle of equipment assembly allows for the transporting, installing and connecting of the subsea development elements in a relatively short time, being limited by weather and ice conditions. The subsea systems, for the different configurations, had entire nomenclatures of technical devices and tools for underwater assembly/disassembly and maintenance, either using divers or using ROV’s.

Onshore facilities

KIRINSKOYE

South-Kirinskoye

Western Dome

Mynginskoye

Ice-resistant platform IRP

Gas condensate pipeline

Flexible drill string

Gathering manifold

Subsea production complex

LUN-A

New CPF

Onshore facilities

KIRINSKOYE

South-Kirinskoye

Western Dome

Mynginskoye

Gas condensate pipeline

Flexible drill string

Gathering manifold

Subsea production complex

LUN-A

New CPF

Рисунок 3: Схема обустройства Киринского блока по варианту 1Image 3: Field facilites layout for Kirinskoye block, option 1

Рисунок 4: Схема обустройства Киринского блока по варианту 2Image 4: Field facilites layout for Kirinskoye block, option 2

56 ROGTEC



Two principal options are possible for the complex development and field facilities construction at the Kirinskoye field:1) This option proposes using subsea systems and reservoir pressure to deliver the multiphase fluids to the onshore facilities Image. 3);2) This option proposes using subsea systems and reservoir pressure to deliver multiphase fluids to a gravity based marine platform built in relatively shallow waters (Image. 4).

The field development will be carried out using production systems consisting of subsea templates with well clusters, production system and a power generation unit, as well as in-field pipelines and flexible drill strings. The production from the wells will go to the central production system, then using reservoir pressure, will be transported to the onshore CPFG built especially for the Kirinskoye block of the Sakhalin-3 project.

The Kirinskoye block deposits could also potentially use subsea compressors. The application of subsea gas compression technologies allows increased lifetime for the declining production and active water ingress fields, which is especially important for deposits located far from the shore that utilizing subsea technologies.

The leading international companies are continuing to improve subsea production equipment and are working on creating and enhancing subsea gas compressor, multiphase pump and separation systems. The technical characteristics and reliability performance indicators for manufactured subsea gas compression, separation and pumping systems are still quite modest, but progress is certainly being made and the prospective projects on continental shelf deposits development in the future may expect an emergence of equipment with a wider application range.

The preliminary evaluation of the development options for the Ayashskoye and East-Odoptinskoye license areas, reviewed complex field facilities with construction of HC preparation and transportation centers onshore and/or on an offshore platform serving various deposits.

Drilling subsea wells could also be carried out using jack-up drilling rigs or semi-submersible offshore drilling units; it should be taken into account that during the summer season, each unit can only drill, as few, as two wells. Jack-ups and semi’s are used globally for exploration and production wells. These units may also be used for advance drilling during the installation of a stationary platform. The locations for the stationary platforms should be selected with consideration of the following factors:» Water depths and floor conditions in the platform location » Optimized depth and well profiles for the oil and gas wells» Drilling unit specification requirements» Availability of suitable horizons for water and drilling mud injection

установку и соединения элементов ПДК в относительно небольшой период времени, ограниченный погодными условиями или ледовой обстановкой. Для выпускаемых подводных добычных комплексов различной конфигурации разработана полная номенклатура технических средств и инструментов для монтажа, демонтажа и обслуживания оборудования под водой, как с помощью водолазов, так и посредством дистанционно управляемых подводных аппаратов.

Для комплексной разработки и обустройства других месторождений Киринского принципиально возможны два варианта:1) вариант предполагает использование подводных комплексов и энергии пласта, для доставки многофазного потока флюидов на береговые сооружения (рис. 3);2) вариант, предполагает использование подводных комплексов и энергии пласта, для доставки многофазного потока флюидов на стационарную морскую платформу гравитационного типа, расположенную на относительном мелководье (рис. 4).

Разработка месторождений будет осуществляться с применением подводных добычных комплексов на донных плитах, содержащих подводные кусты скважин, манифольд и энергоблок, и внутрипромысловых трубопроводов и шлангокабелей. Продукция скважин будет поступать на сборный манифольд, далее под пластовым давлением транспортироваться на береговое УКПГ, специально построенную для Киринского блока проекта «Сахалин-3».

Для месторождений Киринского блока возможно применение также подводных компрессоров. Применение технологий подводного компримирования газа позволит продлить жизнь месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки в режиме падающего давления и активного водопроявления, что особенно важно для месторождений, обустроенных с использованием подводных технологий и находящихся на значительном расстоянии от берега.

В настоящее время ведущие зарубежные компании, продолжая совершенствовать подводное добычное оборудование для ПДК, работают над созданием и совершенствованием подводных газокомпрессорных, многофазных насосных и сепараторных систем и в этом направлении. Технические характеристики и показатели надежности выпускаемых подводных газокомпрессорных, сепараторных и насосных систем пока еще сравнительно скромные, но прогресс в развитии этого направления очевиден, и в перспективных проектах по освоению нефтегазовых ресурсов континентального шельфа можно рассчитывать на появление оборудования с более широкими возможностями.

57ROGTECROGTEC

OFFSHORE


При предварительной оценке вариантов разработки перспективных структур Айяшского и Восточно-Одоптинского лицензионных участков рассматривались комплексные варианты обустройства с созданием центров по подготовке и транспортировке углеводородов на берегу и/или на морской платформе, позволяющей разрабатывать несколько месторождений.

Бурение скважин с подводным расположением устьев может осуществляться с помощью самоподъемных (СПБУ) или полупогружных (ППБУ) буровых установок, принимая во внимание, что за летний сезон одной установкой можно пробурить не более двух скважин. СПБУ и ППБУ нашли широкое применение в мировой практике при бурении разведочных и эксплуатационных скважин. Эти установки могут использоваться также для проведения опережающих буровых работ при установке стационарной платформы. Места размещения стационарных платформ необходимо выбирать с учетом следующих факторов:» глубин воды и характеристик грунтов в месте размещения платформы;» оптимизации протяженности и профиля нефтяных и газовых скважин;» требований к характеристикам бурового модуля;» наличия подходящих горизонтов для закачки воды и бурового шлама;» исключения на площадке размещения скоплений мелкозалегающего газа;» охраны окружающей среды.

На шельфе о. Сахалин в рамках реализации проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», начиная с 1997 г., были установлены одна за другой следующие ледостойкие платформы: Пильтун-Астохская-А, Пильтун-Астохская-Б, Лунская-А («Сахалин-2»), «Орлан» и опорное основание платформы «Беркут» («Сахалин-1»).

Эти платформы имеют различные конструкции, но все они представляют собой сооружения гравитационного типа (рис.5), состоящие из стального или железобетонного опорного блока и интегральной палубы с установленным на ней технологическим оборудованием. Хотя бетонные основания гравитационного типа обычно считаются наилучшим решением для условий замерзающих морей, проведенные оценки использования стальных оснований показывает, что стоимость их изготовления может быть ниже стоимости бетонного основания. Негативным фактором является отсутствие реальных возможностей изготовления стальных оснований в России, поэтому использование стальных оснований может привести к снижению уровня российского участия в проекте. Платформы оснащаются оборудованием для бурения, промысловой подготовки углеводородов, жидкостей/воды, хранения химических

» Ensuring absence of shallow gas accumulations in platform location area » Environmental protection issues.

Starting in 1997 under the Sakhalin-1 and Sakhalin-2 projects, the following platforms were installed successively on Sakhalin shelf: Piltun-Astokhskaya-A, Piltun-Astokhskaya-B, Lunskaya-A (Sakhalin-2), Orlan and “Berkut” platform substructures (Sakhalin-1).

These platforms have different designs, but all of them pertain to a gravity based structure (Image. 5), and consist of steel or a reinforced concrete jacket and an integrated deck with the production equipment installed on it. Although gravity based concrete jackets are typically considered as the best solution for the freezing sea conditions, the evaluation tests for steel platform application show that the cost of construction from steel may be lower than that for concrete. One negative factor is the absence of viable options for the construction of steel jackets in Russia, therefore using a steel jacket may result in smaller share of Russian companies participation in the project. The platforms are equipped with drilling units, field HC treatment facilities, fluids/water, and chemical reagent storage. To provide maximum safety of the production equipment, auxiliary systems and accommodation facilities are located in separate areas and the main operation areas are sealed. The layout of sealed areas provides controlled temperature and ventilation with local protection of the equipment from the influence of the winter conditions.

Рисунок 5: Платформа ПА-Б, февраль 2009 г. (проект «Сахалин-2») Image 5: Platform PA-B, February 2009 (Sakhalin-2

материалов. Для обеспечения максимальной безопасности технологическое оборудование, вспомогательные системы и жилые помещения размещаются в разных зонах. Основные рабочие зоны закрыты. Конструкция закрытых зон обеспечивает контроль температуры и вентиляцию с локальной защитой оборудования от воздействия зимних условий.

58

It’s a pleasure to be interviewing you. Firstly, explain the goals and objectives of the NCOC.To help you and your readers better understand it, I will try to give a broader picture of where we stand.

The North Caspian Operating Company B.V. (NCOC) acts on behalf of seven Consortium partners including KMG, Eni, Shell, ExxonMobil, Total, Conoco and Inpex.

NCOC acts as the designated operator appraising and developing the hydrocarbon assets of 11 offshore blocks under the North Caspian Production Sharing Agreement.

As you might know, apart from the Kashagan field, other assets within the 5,600 square kilometer NCSPSA contract area include Kalamkas, Kashagan South-West, Aktote and Kairan fields.

So as the Operator, NCOC defines and then steers the

Во-первых, спасибо за это интервью. Для начала, расскажите нам о целях и задачах NCOC. Я начну с описания сложившейся ситуации в более широком смысле, чтобы вы и ваши читатели могли лучше понять текущее состояние проекта. North Caspian Operating Company B.V. (NCOC) действует от имени семи членов консорциума, объединяющего компании KMG, Eni, Shell, ExxonMobil, Total, Conoco и Inpex. NCOC действует в роли уполномоченного оператора, проводящего оценку и разработку месторождений углеводородов на территории 11 лицензионных блоков, разрабатываемых на условиях Северо-Каспийского соглашения о разделении продукции.

Как вы наверняка знаете, кроме Кашаганского месторождения, другие объекты на территории СРПСК, занимающего территорию в 5600 кв. км, включают

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Пьер Дельпон Директор по внешним связям в компании “Норт Каспиан Оперейтинг Компани Б.В.”

The ROGTEC Interview: Pierre Delpont External Relations Director, North Caspian Operating Company B.V

59ROGTEC

месторождения Каламкас, Юго-Западный Кашаган, Актоте и Кайран.

Действуя в роли Оператора, NCOC определяет общую стратегию Консорциума и контролирует ее выполнение, обеспечивает планирование и координацию, управляет геолого-геофизическими и общетехническими изысканиями и взаимодействует с акционерами – в частности, членами Консорциума, правительственными и полномочными органами.

При разработке Кашаганского месторождения в прошлом зачастую случались задержки – как развивается проект сегодня?Согласно Новой Операционной Модели, внедренной в 2008 году, NCOC действует от имени Консорциума. Операционная деятельность осуществляется четырьмя уполномоченными компаниями-Агентами.

Попробую объяснить ситуацию вкратце: Agip KCO отвечает за исполнение Экспериментальной Программы (включая бурение); Shell Development Kashagan (SDK) и Agip KCO отвечают за выполнение 2-го Этапа - строительство наземных сооружений проекта Кашаган. 2-й Этап работ – подготовка предпроектной документации, а затем планирование, разработка и строительство морских объектов обустройства будет проконтролировано SDK. Agip KCO отвечает за планирование, разработку и строительство наземных сооружений; ExxonMobil Kazakhstan Inc. (EMKI) - за Оценку и буровые работы 2-го этапа проекта; и наконец, совместное предприятие KMG Kashagan B.V. и Shell Kazakhstan Development B.V. (SKD) (СРПСК) будет управлять производственными мероприятиями на всех этапах проекта.

А теперь возвращаясь к вашему вопросу о текущем состоянии проекта. Учитывая масштабы и техническую сложность проекта, месторождение Кашаган будет разрабатываться поэтапно. 1-й Этап мы называем Экспериментальной Программой, сейчас ее выполнение почти завершено и идет подготовка к запуску проекта. Месторождение Кашаган – одно из крупнейших в мире открытий за последнее время. Когда планируется запустить производство, и какой уровень добычи вы прогнозируете?Прежде всего, следует различать первую добытую нефть и Промышленную Разработку месторождения Кашаган (ПРК). Наше обязательство – достичь уровня промышленной разработки до определенной даты. Что же касается первой нефти, компания-агент AKCO, отвечающая за выполнение мероприятий по разведке и добыче, прилагает все усилия для того, чтобы начать добычу настолько скоро, насколько это практически возможно.

overall strategy of the Venture, ensures planning and coordination, manages geosciences and conceptual studies, and interfaces with stakeholders – particularly the Consortium members, government bodies and the authorities. The development of Kashagan has faced many delays in the past – how is the project developing now?According to the New Operating Model which had been introduced in 2008, NCOC acts on behalf of the Consortium.

There are four agent companies which are delegated with the execution of operations.

Let me briefly explain this to you: Agip KCO is responsible for delivery of the Experimental Programme (including drilling); Shell Development Kashagan (SDK) and Agip KCO have been delegated to deliver Phase 2, the surface facilities of the Kashagan project. SDK will manage the Phase 2 Front End Engineering Design, and then planning, development and construction of the offshore parts of the project. Agip KCO is responsible for the planning, development and construction of the onshore elements; ExxonMobil Kazakhstan Inc. (EMKI) is responsible for the appraisal and Phase 2 drilling activities; and finally, a KMG Kashagan B.V. and Shell Kazakhstan Development B.V. (SKD) joint venture (NCPOC) will manage production operations of all phases.

Now – coming back to your question on the current status.Given its size and technical complexity, the Kashagan field is developed in phases. Phase 1, which we call the Experimental Programme, is currently nearing completion and readying for project start-up.

The Kashagan is one of the largest finds in recent times, but when will see production commence at the field & what production levels do you foresee.First of all, one needs to differentiate between the first oil and the Kashagan Commercial Production (KCP). Our obligation is to reach KCP before a certain date. As for the first oil, AKCO, the Agent company responsible for delivering the EP, is making all reasonable efforts to achieve it as promptly as practicable.

As for the production levels, as with any project of this nature, they will ramp up progressively after start-up. Final Phase I production levels are dependent on a range of factors, some of which will only be fully understood when the facilities are producing hydrocarbons. However, with its current configuration, Phase 1 is designed to have a nominal oil production capacity of 370,000 barrels of oil per day.

This capacity could be increased to 450,000 bbl/day when additional gas injection facilities boosting production become available.

ROGTEC

INTERVIEW


60 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Also, in terms of other assets within the NCSPSA contract area, the Kalamkas Sea is at the conceptual stage and we are hoping to make some progress on it in 2012-13.

I understand that the Kashagan has brought about many technological challenges, because of its geology, location & high pressures all in such harsh conditions. How have you overcome the many technology hurdles, and what has been your biggest technical challenge to date?It is true that there are only a few more challenging fields than the Kashagan. Let me explain why.

Located in the northern part of the Caspian Sea, Kashagan is the first offshore oil and gas project in Kazakhstan and one of the biggest and most technically complex projects currently being developed anywhere in the world. Add to that the ecologically sensitive environment of the North Caspian, high sour gas content as well as shallow waters posing logistic challenges - and you begin to understand some of the major challenges faced by the Consortium every day.

These difficult conditions require for some of the safest and most sophisticated technologies.

There are many pieces of innovative technology that have already been or are planned to be implemented on the project and listing all of them might take up the whole magazine.

So I am going to focus on some of them.

First of all, there are artificial islands which have already become a visual symbol for the Kashagan project.

Due to the shallow water and cold winter climate, it is not possible to use conventional drilling and production technologies – such as concrete structures or jacket platforms. So to protect offshore facilities from harsh winters and pack ice movement, the Consortium decided to install them on artificial islands. There are two main types of islands – small unmanned ‘drilling islands’ and larger manned ‘hub islands’. In the unlikely event of a spill, the sea and seabed are protected by an impermeable geotextile membrane deployed over the entire surface of the island. Another one I’d like to mention is our state-of-the-art pipe laying technique as it reflects our focus on environmental responsibility.

According to the development concept, there are hundreds of kilometres of large-diameter pipe that have to be laid between drilling islands and hub islands or between a hub island and an onshore processing plant.

Что касается объемов добычи, как и с любым проектом такого рода, они будут расти постепенно после запуска проекта.

Объемы добычи в конце 1-го Этапа производства зависят от многих факторов, некоторые из которых станут полностью понятны только после запуска производства.

Тем не менее, текущая схема предполагает на 1-м Этапе достичь номинального уровня добычи в объеме 370,000 баррелей нефти в день.

После запуска дополнительных газонагнетательных сооружений, эта цифра может вырасти до 450,000 б/день.

Кроме этого, одно из месторождений на территории действия СРПСК – Каламкас-море сегодня находится на стадии концептуального проектирования, и мы ожидаем развития ситуации по этому проекту в 2012-13 гг. .

Как мне известно, при разработке месторождения Кашаган возникали технологические сложности, связанные с геологией, месторасположением проекта и высоким пластовым давлением. Работая в таких сложных условиях, как вы решали многочисленные технологические задачи, и с какой самой трудной на сегодняшний день задачей вам пришлось столкнуться?Действительно, в мире лишь несколько месторождений сложнее Кашаганского. Позвольте объяснить, почему это так.

Расположенный в северной части Каспийского моря, Кашаган – первый морской нефтегазовый проект в Казахстане, при этом один из крупнейших и технически сложных комплексных проектов, разрабатываемых сегодня в мире. Если добавить к этому такие факторы, как экологическая уязвимость Северного Каспия, высокое содержание сернистого газа и мелководье, создающее сложности с логистикой – можно лучше понять те сложности, с которыми наш Консорциум сталкивается каждый день.

Эти сложные условия требуют использования самых безопасных и самых передовых технологий.

Для разработки проекта уже используются или планируются к использованию множество инновационных технологий и перечисление всех их вряд ли уместилось бы и в целом номере журнала.

Поэтому я перечислю лишь некоторые из них.

Прежде всего, стоит упомянуть искусственные острова, которые уже стали символом Кашаганского проекта.

61ROGTECROGTEC

INTERVIEW


So we have used a special technique to trench, lay and backfill simultaneously. This reduces disruption to the seabed by limiting activity to directly above the pipe laying operation. The conventional method leaves trenches open over the 3 stages, which can cause harm to the environment. Unlike that, the new technique allows the environment to recover in a matter of weeks.

Environmental compliance has been an issue in the past with regards to the field development. With the environment such a sensitive issue at the moment, how are you achieving you environmental obligations & what impact has the project had on the diverse natural surroundings?First of all, I want to share a personal account - As External Relations Director, I often visit the project’s facilities. As the helicopter takes off from Atyrau and travels offshore, you get a fantastic view of beautiful environment in which we operate. It’s always a reminder of the significant importance that we need to place on environmental responsibility.

Our activities are guided by Environmental Protection Plan that is approved annually by the RoK Ministry of Environmental Protection.

Just to give you a quick overview of the scale of our environmental activities.

Between 1993 and 2010 the consortium completed 36 separate offshore monitoring surveys covering water quality, bottom sediments quality and biological data.

And between 2001 and 2010 we have undertaken 30 onshore monitoring surveys particularly focusing on soil and groundwater.

We continuously seek to improve our knowledge of the environment in which we operate and therefore limit our impact on the Caspian Sea bio system.

The Consortium has conducted studies of the Caspian Seal through Caspian International Seal Survey (CISS) that includes both national and international experts.

These detailed studies consist of three main activities: » winter aerial population surveys to count seal population during pupping period» icebreaker impact studies» satellite telemetry study of seal movement patterns and habitat usage.

In addition to that, The Caspian Sea is situated on major migratory routes for many birds, many of which are listed in Kazakhstan’s Red Data Book.

Since 2000, our consortium has made annual observations of bird species in the Mangistau and Atyrau regions in order

Использование обычных технологий бурения и добычи, таких как бетонные конструкции или стальные платформы на сваях не представляется возможным из-за мелководья и суровой зимы. Для защиты морских объектов обустройства от сурового климата и пакового льда, Консорциум принял решение устанавливать объекты обустройства на искусственных островах.

Острова подразделяются на два типа – мелкие необитаемые “буровые острова” и более крупные “хаб-острова”. В маловероятном случае утечки нефти, море и морское дно будут защищены пленкой из геотекстильного материала, покрывающего всю поверхность острова.

Также следует отметить наш передовой метод укладки труб, поскольку использование этой технологии демонстрирует экологическую ответственность компании.

Концепция разработки месторождения предполагает использование сотен километров труб большого диаметра, которые будут проложены между буровыми островами и хабами или между хабами и перерабатывающим заводом на суше.

Мы используем специальный метод укладки, позволяющий одновременно прокладывать траншею, укладывать трубы и закладывать траншею. Такой метод позволяет сократить нарушение целостности морского дна, ограничивая область работ непосредственно зоной укладки труб. При использовании обычного метода укладки траншея остается открытой в течение всех трех стадий работы, что может оказывать негативное влияние на экологию. Использование нового метода обеспечивает восстановление целостности морского дна лишь в течение нескольких недель.

В последнее время, соблюдению природоохранных норм при разработке месторождений уделяется огромное внимание. Учитывая деликатность вопросов охраны окружающей среды в мире сегодня, как ваша компания соблюдает нормы ООС и как разработка проекта повлияла на экологическое разнообразие региона?В первую очередь, я хотел бы поделиться личным опытом – как директор по внешним связям я часто посещаю проект. Когда вертолет вылетает из Атырау и направляется в сторону моря, можно наблюдать потрясающую картину природы той местности, где мы работаем. Это всегда служит нам напоминанием о том, насколько важна экологическая ответственность в нашей работе.

Наши мероприятия выполняются согласно Плану природоохранных мероприятий, ежегодно утверждаемым министерством защиты окружающей среды РК.

62 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


to better understand wintering activities, seasonal migration and nesting habitats. The information gathered allows us to minimise impact on bird populations.

While we place utmost importance on the environment, we do recognise that there is always room to improve and we remain committed to working with the MEP to do so.

To conclude, I think that our many activities contribute to maintaining Kazakhstan’s status as an environmentally responsible country.

Recovery rates for the field are expected to be low; what EOR plans do you have?As I mentioned earlier, Phase I production levels are dependent on a range of factors.

With its current configuration, Phase 1 is built to have a nominal oil production capacity of 370,000 barrels of oil per day.

NCOC is currently reviewing conceptual options for the future development of the field.

This envisages an installation of additional gas compressors that would allow the Consortium to use full capacity of Phase 1 (nominal production capacity of 370,000 increased to 450,000 bbl/day).

What importance does the Kashagan project have for the future of Kazakhstan and what lies ahead for the NCOC?Having recently celebrated its 20th year of independence, Kazakhstan is aspiring to rank among the largest oil exporters in the world in the coming years. And I am absolutely sure that the NCSPSA Project is going to play a key role in achieving this goal.

The Project has already brought significant benefits to Kazakhstan.

For example, between 2006 and end 2011 the Consortium spent more than US $7 billion on local goods and services. The Consortium employed over 17,000 citizens of Kazakhstan as of early 2012.

Close to 80% of those employed in Kazakhstan are Kazakhstani which is an outstanding ratio for this type of project.

In terms of social performance, between 1998 and the end of 2011, 142 Social and other Infrastructure projects (SIP) were completed in close collaboration with local authorities in the Atyrau and Mangistau oblasts. This covers construction of schools, kindergartens, hospitals, sport facilities and other infrastructure designed to benefit

Расскажу в общих чертах о масштабах наших природоохранных мероприятий.

За период с 1993 по 2010 год, консорциум завершил 36 отдельных контрольных обследования, включая проверку качества воды, донных осадков и состояния биологии. Кроме того, в 2001 - 2010 гг. мы провели 30 контрольных обследований на суше, в частности изучалось состояние почвы и грунтовых вод.

Мы постоянно стремимся улучшать наше понимание окружающей среды в районах, где мы работаем и поэтому стремимся сократить негативное влияние на биосистему Каспийского моря.

Консорциум провел изучение состояния каспийского тюленя в рамках международного семинара по проблеме каспийского тюленя (МСКТ), в котором принимали участие местные и международные эксперты.

В программу исследований вошли следующие мероприятия: » Изучение зимней популяции тюленя в период рождения потомства» Изучение влияния ледоколов» Спутниковое телеметрическое исследование траекторий передвижения тюленя и использование среды обитания.

Кроме того, над Каспийским морем проходят некоторые из важнейших маршрутов миграции перелетных птиц, многие из которых включены в Красную Книгу Казахстана.

С 2000 года, наш консорциум проводит ежегодные наблюдения за различными видами птиц в районах Мангистау и Атырау с целью лучше понять места зимовки, сезонной миграции и гнездовки птиц. Собранные данные позволят нам сократить негативное влияние на их популяции.

Охрана окружающей среды имеет первостепенное значение для нас, и мы признаем, что всегда можно достичь большего; мы постоянно сотрудничаем с МООС в этом направлении.

В заключение, я считаю, что многие осуществляемые нами мероприятия содействуют сохранению статуса Казахстана как экологически ответственного государства. Ожидается, что КИН на месторождении будет невысок, какие методы повышения нефтеотдачи вы планируете использовать?

63ROGTECROGTEC

INTERVIEW


здравоохранением, образованием, культурой, культурным наследием, спортом и помощью неимущим.

Только в 2011 году в Мангистауской и Атырауской областях, было выполнено 104 проекта спонсорской и благотворительной помощи.

Как я уже упоминал ранее, уровень добычи на 1-м этапе проекта зависит от многих факторов.

На сегодняшний день, план реализации 1-го этапа предполагает номинальный уровень добычи в 370,000 баррелей нефти в день.

В настоящее время NCOC рассматривает концептуальные решения по дальнейшей разработке месторождения.

Предполагается установить дополнительные газовые компрессоры, которые позволили бы Консорциуму полностью использовать Этап 1 (увеличение номинального уровня добычи с 370,000 до 450,000 баррелей/сутки).

Насколько значимо месторождение Кашаган для Казахстана и каковы перспективы НКОК?Недавно отметив 20-летие независимости, Казахстан планирует стать одним из крупнейших мировых экспортеров нефти в ближайшие годы.

Я уверен, что проект СКСРП сыграет ключевую роль в достижении этой цели.

Проект уже сделал много полезного для Казахстана.

Например, за период с 2006 по конец 2011 года, Консорциум потратил свыше 7 миллиардов долларов США на закупку товаров и услуг местных производителей.

На начало 2012 года, Консорциум трудоустроил свыше 17,000 граждан Казахстана.

Около 80% персонала, занятого на работах в Казахстане – местные кадры, что для такого рода проекта является исключительным фактом.

Что касается социальных вопросов, за период с 1998 по конец 2011 года, в тесном сотрудничестве с муниципальными органами Мангистауской и Атырауской областей, было выполнено 142 проектов социального развития и инфраструктуры. Сюда входит строительство школ, детских садов, больниц, спортивных сооружений и других объектов инфраструктуры для повышения качества жизни местного населения, включая дороги, электрификацию, газо- и водоснабжение.

Кроме социальных и инфраструктурных проектов, НКОК напрямую реагирует на стремления местных сообществ к развитию и поддерживает их через программу Спонсорства и Пожертвований. Консорциумом поддерживает проекты, связанные с устойчивым развитием и соцобеспечением,

the community including construction of roads, electrification, gas and water supply.

In addition to social infrastructure projects, NCOC responds directly to the development aspirations of local communities through the management of its Sponsorship and Donations programme. Supported projects are focused on economic sustainability and welfare, health, education, culture, cultural heritage, sports or unprivileged people.

So in 2011 alone, 104 Sponsorship and Donations (S&D) projects were completed in the Mangistau and Atyrau regions.

Pierre DelpontFrench citizen, born in Toulouse on 25/06/1948.

Joined TOTAL Exploration & Production in 1972 as Production Engineer after graduating in Geology and Petroleum Engineering from “Ecole de Géologie” (Nancy) and “Ecole des Pétroles” (Rueil-Malmaison).

Occupied various positions with TOTAL head office and subsidiaries in France and abroad (Algeria, United Arab Emirates, Indonesia, The Netherlands, Thailand) in Exploration & Production activities, covering reservoir and production engineering, planning engineering, petroleum operations, business development and corporate planning with significant management responsibilities.

Presently seconded by TOTAL as External Relations Director to North Caspian Operating Company, Operator of the North Caspian Production Sharing Agreement in Kazakhstan.

Пьер Дельпон Гражданство - Франция, место рождения – г. Тулуза , дата рождения - 25/06/1948г..

Начал свою трудовую деятельность в компании «ТОТАЛЬ Эксплорейшн энд Продакшн (TOTAL Exploration & Production) в 1972г. в должности инженера-эксплуатационника после окончания университета “Ecole de Géologie” (г. Нанси) и “Ecole des Pétroles” (г. Рюэй-Мальмезон) по специальности «Нефтяная геология».

Занимал разные руководящие должности в головном офисе «TOTAL» и его отделениях во Франции и других странах (Алжир, Объединенные Арабские Эмираты, Индонезия, Нидерланды, Тайланд) в сфере разведки и добычи, включая разработку и эксплуатацию, планирование, нефтяные операции, коммерческое развитие и корпоративное планирование.

В настоящее время прикомандирован “TOTAL” в качестве Директора по внешним связям в компанию “Норт Каспиан Оперейтинг Компани”, Оператора по Соглашению о разделе продукции по Северному Каспию в Казахстане.

64

In early August 2012 the Russian government requested a revision of the draft Program for development of the Continental Shelf. On the whole, however, the government approved the draft. The program’s primary targets include increasing Russia’s offshore oil and natural gas production to 66 million tons per year and 230 billion cubic meters per year, respectively. The economic benefits of the program are expected to exceed eight trillion rubles. Revision of the draft will affect provisions that are meant to make offshore operations attractive to private companies. Experience suggests that Gazprom and Rosneft alone will not be able to explore and develop promising offshore oil and gas areas by a deadline which is acceptable to the government. Therefore, in the first few months of 2012 Russian federal authorities took a number of steps to make offshore operations more attractive to investors, primarily in the country’s most promising Arctic sector. Development of the Program can be seen as just one of the ways in which the Russian government tries to accelerate development of the nation’s offshore hydrocarbon reserves.

Back in mid-April 2012, the Russian Government tasked the Ministry of Industry and Commerce, Ministry of Energy and Ministry of Economic Development with

В начале августа 2012 года Правительство страны направило на доработку проект Программы разведки континентального шельфа Российской Федерации и разработки его минеральных ресурсов на перспективу до 2030 года. Однако в целом этот проект был одобрен. Его основными целевыми установками являются увеличение объемов добычи нефти на российском шельфе до 66 млн т в год и газа – до 230 млрд куб. м в год. Экономический эффект от выполнения программы, как ожидается, превысит 8 трлн рублей. Доработка проекта коснется тех его положений, которые должны сделать экономически привлекательными работы на шельфе для частных компаний. Как показала практика, силами только «Газпрома» и «Роснефти» разведать и освоить перспективные морские нефтегазовые структуры в приемлемые для страны сроки невозможно. Поэтому власти Российской Федерации в течение первых месяцев 2012 года предприняли ряд мер по стимулированию работ на шельфе и, прежде всего, на его самой перспективной части – в Арктике. Разработка упомянутой выше Программы может рассматриваться лишь как один из способов активизировать освоение морских запасов углеводородов.

ROGTEC

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ


Освоение российского арктического шельфа необходимо ускорить Development of the Russian Arctic Shelf : The Need for Accelerated Development Кравец Вадим

Ведущий аналитик[email protected]

Vadim Kravetsleading [email protected]

65ROGTEC

Еще в середине апреля текущего года Правительство России поручило Минпромторгу, Минэнерго и Минэкономразвития до конца ноября 2012 года разработать стратегию локализации производства оборудования и развития нефтегазосервисного сектора для реализации шельфовых проектов. Уровень локализации при реализации шельфовых проектов должен составлять не менее 70-75%.

Минфину, Минэкономразвития и Минэнерго поручено представить до 1 октября 2012 года в Правительство страны предложения, включая проекты нормативных актов, по вопросам классификации конкретных шельфовых проектов. Разрабатываемая классификация должна учитывать сложность технологических решений, природно-климатические условия и ледовую обстановку, глубину моря, геологическую сложность открытых и перспективных месторождений, удаленность от берега и наличие объектов береговой инфраструктуры (см. «Предложения по классификации и налогам»). Налогообложение шельфовых проектов по новой схеме будет производиться в соответствии с их принадлежностью к определенному классу.

До утверждения упомянутой выше классификации и нового порядка налогообложения власти страны с июля 2012 года ввели налоговые льготы по выплате экспортной пошлины для Приразломного месторождения и рассматривали возможность введения льгот для Штокмановского месторождения.

Понимание того, что своими силами невозможно освоить российский шельф пришло и к руководству основных игроков - «Газпрома» и «Роснефти». Об этом свидетельствуют следующие факты.

В апреле 2012 года тогдашний глава «Роснефти» Эдуард Худайнатов направил письмо руководству «ЛУКОЙЛа», «Сургутнефтегаза», «Башнефти» и ТНК-BP предложение о совместной работе на шельфе. В предложение вошли 12 участков шельфа, в том числе в «серой зоне» Баренцева моря рядом с норвежским шельфом, а также участки Магадан-1,2,3 на Дальнем Востоке. Правда, по данным на середину августа, это письмо не принесло конкретных результатов.

Та же «Роснефть» весной-летом 2012 года заключила соглашения о сотрудничестве с Eni и Statoil в сфере разведки континентального шельфа.

Нынешним летом «Газпром нефть» заявила о возможности привлечения западного партнера для совместного освоения Долгинского месторождения.

developing, by the end of November 2012, a strategy to establish domestic equipment manufacturing capacity and ensure oilfield service sector growth to support the implementation of offshore projects. Domestically manufactured equipment for offshore projects was to make up at least 70 percent of all offshore equipment deployed.

The directive set the deadline of October 1, 2012, for the Ministries of Finance, Economic Development and Energy to submit to the Russian government their proposals, including draft regulations, with respect to specific offshore project classification. The classification is to take into consideration the complexity of engineering solutions, climate and environmental conditions and ice situation, sea depth, geologic complexity of both known and prospective discoveries, distance from shore, and availability of onshore infrastructure facilities (see Classification and Fiscal Proposals). Taxation of offshore projects under the new plan will be administered in accordance with the specific category assigned to each project.

Pending approval of this classification and new taxation procedure, the federal government implemented tax privileges for the payment of export duties for the Prirazlomnoye field beginning in July 2012 and was considering similar privileges for the Shtokmanovskoye field.

Leaders of the major players, Gazprom and Rosneft, finally realized that they could not independently develop the Russian shelf. This could be supported by the following facts. In April 2012 the then head of Rosneft Eduard Khudainatiov sent a letter to the management of LUKOIL, Surgutneftegaz, Bashneft and TNK-BP proposing cooperation on shelf projects. The proposal included 12 offshore blocks, including some located in the “gray zone” of the Barents Sea near the Norwegian shelf, and the Magadan-1,2,3 blocks in the Russian Far East. As of mid-August, however, the letter had not yielded any specific results.

In spring and summer 2012 Rosneft signed a cooperation agreement with Eni and Statoil to engage in joint offshore exploration.

This summer, Gazprom Neft said it might involve a Western partner in the joint development of the Dolginskoye field.

Forecasts and RisksNevertheless, despite all the efforts by the authorities and companies involved, the real progress in field exploration and production has been much slower than

ROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


66 ROGTEC



Прогнозы и рискиОднако, несмотря на все усилия властей и компаний, реальная ситуация с разведкой и разработкой месторождений изменяется гораздо медленнее, чем того хотелось бы. Особенно в Арктике. Общая картина, обрисованная в середине весны 2012 года во втором томе отчета RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года», сохраняет актуальность до сих пор.

В этом отчете прогнозы объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также добычи на шельфе Балтийского и арктических морей основаны на двух сценариях – оптимистичный и пессимистичный.

Оба сценария учитывают наиболее значимые риски, которые могут возникнуть в процессе освоения месторождений и разведки лицензионных участков на арктическом шельфе и в Балтийском море. В работе приняты во внимание следующие риски:

» неподтверждения прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке;

» отсутствия денежных средств для продолжения работ.

К этим двум обстоятельствам добавлен риск отсутствия необходимого технологического оборудования для освоения месторождений или разведки лицензионных участков.

Все три перечисленных каждый по отдельности и в одинаковой степени полностью блокируют процесс освоения месторождений.

Как следствие, оптимистичный сценарий (сценарий 1) предполагает, что все три риска (неподтверждения прогнозов, отсутствия финансов и технологического оборудования) не имеют места, пессимистичный сценарий (сценарий 2) основан на предположении о реализации хотя бы одного из перечисленных рисков.

Балтийское море

ПроектыРоссийский сектор Балтийского можно считать самым разведанным участком шельфа среди всех морей, омывающих берега Российской Федерации. Степень разведанности – около 75-80%. В данном районе в настоящее время разрабатывается одно шельфовое месторождение – Кравцовское («ЛУКОЙЛ», с 2008 году оно находится в стадии падающей добычи).

many would wish to see, particularly in the Arctic. The overall picture presented in the middle of spring 2012 in the second volume of RPI’s report, Offshore Oil and Gas Industry of Russia and CIS: Outlook to 2020 holds true to this day.

The forecasts of exploration and production drilling and offshore production in the Baltic and Arctic seas provided by that report were based on two scenarios, optimistic and pessimistic.

Both scenarios take into consideration the most significant risks that may arise in the course of field development and license block exploration on the Arctic shelf and in the Baltic Sea. The study considered the following risks:

» Inaccurate estimates of reserves (resources) in a given license area

» Insufficient financing to implement projects

Besides these two factors, offshore operations in the Arctic are exposed to the risk of unavailable equipment needed for development or exploration of the license blocks.

Each of the aforementioned risks may individually, and to the same extent, impede the field development process.

As a result, the optimistic scenario (Scenario 1) assumes that none of the three risks (forecast inaccuracy, insufficient financial resources and insufficient equipment) has occurred, while the pessimistic scenario (Scenario 2) assumes that at least one of these risks has occurred.

Baltic Sea

ProjectsThe Russian sector of the Baltic Sea can be considered the most extensively explored area of the continental shelf among all of the seas surrounding the Russian Federation. Exploration maturity is approximately

67ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


Помимо этого в акватории имеется 19 перспективных структур, содержащих нефть и газ. Наиболее перспективные — структуры Д-2, Д-41, Д-6, Д-29, Д-33.

Доказанные запасы нефти Кравцовского месторождения, по данным «ЛУКОЙЛа» за 2010 год, составили 27 млн баррелей (3,6 млн т), геологические запасы — более 22 млн т. Прогнозные суммарные запасы перспективных участков, прилегающих к побережью Калиниградской области, находятся в диапазоне от 50 млн до 250 млн т нефтяного эквивалента. В настоящее время «ЛУКОЙЛ» ведет интенсивную разведку блоков Д-29 и Д-33, и в ближайшие два года компания рассчитывает приступить к разведочному бурению на них. На структуре Д-41 пробурена одна поисково-разведочная скважина.

Прогноз добычи углеводородовВ отчете указано, что к 2015 году «ЛУКОЙЛ» планирует обеспечить прирост в объемах добычи на шельфе Балтийского моря в 250 тыс. тонн. Его предполагается обеспечить за счет возможной разработки запасов на структуре Д-41.

Прогноз бурения и потребности в платформахВ работе предполагается, что в рамках оптимистичного сценария в течение 2012-2020 годов в российском секторе Балтийского моря будут пробурены примерно четыре поисково-разведочных скважины (все – «ЛУКОЙЛ»). В случае успеха геологоразведочных работ эта компания в 2014-2015 годах начнет промышленное освоение структуры Д-41. При этом может быть пробурено порядка 20 эксплуатационных скважин. В случае реализации сценария 1 в российском секторе Балтийского моря до 2020 года понадобится максимум одна буровая установка. При условии успешного окончания геологической разведки на структуре Д-41 в 2014-2015 годах «ЛУКОЙЛу» будет необходима, по всей вероятности, одна эксплуатационная платформа, аналогичная платформе, установленной на Кравцовском месторождении.

В рамках пессимистичного сценария (сценария 2) предполагается, что прогнозы относительно перспективности структуры Д-41 не подтвердятся. В этом случае эксплуатационное бурение на ней проводиться не будет. «ЛУКОЙЛ» ограничится поисково-разведочным бурением на структурах Д-29, Д-33 и Д-41, а также эксплуатационным бурением в небольших объемах на Кравцовском месторождении. В случае реализации этого сценария потребность региона в буровых установках ограничится одной единицей.

75 percent to 80 percent. A single offshore field, Kravtsovskoye, is currently being developed in this region (by LUKOIL), and it has been in a declining production phase since 2008. In addition, the offshore area is home to 19 prospects containing oil and gas accumulations. The most promising of these are the D-2, D-41, D-6, D-29, and D-33 plays.

According to LUKOIL’s 2010 data, proven oil reserves in the Kravtsovskoye field were estimated at 27 million barrels (3.6 million tons), and in-place reserves were estimated upwards of 22 million tons. Combined forecast reserves in the prospective sites off the coast of the Kaliningrad region are estimated anywhere from 50 million tons to 250 million tons of oil equivalent. LUKOIL is currently engaged in intensive exploration of the D-29 and D-33 blocks, and in the next two years the company plans to probe them with exploration drilling. The company has drilled a single exploration well on the D-41 prospect.

Forecast of Hydrocarbon ProductionThe report stated that LUKOIL intended to realize incremental production of 250,000 tons from the Baltic Sea offshore by 2015. The company plans to do so by potentially developing D-41 reserves.

Forecast of Drilling and Platform RequirementsThe study assumes that under the optimistic scenario, about four exploration wells will be drilled in the Russian sector of the Baltic Sea from 2012 to 2020 (all by LUKOIL). If the geological exploration program proves successful, LUKOIL will begin commercial production of the D-41 block in 2014 or 2015. It may drill around 20 production wells during this period. If Scenario 1 plays out, the Russian Baltic sector will require a maximum of one drilling rig by 2020. In case of successful completion of the geological exploration program on the D-41 structure, in 2014 or 2015 LUKOIL will likely require one production platform similar to the platform installed in the Kravtsovskoye field.

The pessimistic scenario (Scenario 2) assumes that the prospectivity predictions for the D-41 play will not be confirmed. In this case no production drilling will take place on this site. LUKOIL will limit itself to exploration drilling on the D-29, D-33 and D-41 structures and to small amounts of production drilling at the Kravtsovskoye field. If this scenario plays out, the region’s demand for drilling rigs will be limited to a single unit.

Barents and Pechora Seas

ProjectsThe Barents and Pechora seas currently have the following projects in different stages of development:

» Projects of OAO Rosneft (including former projects of

68 ROGTEC



Баренцево и Печорское моря

ПроектыВ настоящее время в Баренцевом и Печорском морях в разных стадиях реализации находятся:

» проекты ОАО «Роснефть»; (включая бывшие проекты «Синтезнефтегаза» «Арктикшельфнефтегаза»);

» проекты ОАО «Севернефтегаз»;

» Приразломное месторождение («Газпром нефть»);

» Штокмановское месторождение («Газпром»);

» Долгинское месторождение («Газпром нефть»).

В то же время часть лицензионных участков, ранее входивших в блоки Баренц-2 – Баренц-7 до сих пор остаются в нераспределенном фонде.

В феврале 2012 года группа «Синтез» продала 100% акций «Синтезнефтегаза» и 50% акций «Арктикшельфнефтегаз» компании «Роснефть». Это означает, что «Роснефти» перешли лицензии на разработку Медынско-Варандейского участка, а также на дальнейшую разведку Пахтусовского и Адмиралтейского участков. Это сделка, прежде всего, обусловлена истечением срока лицензии в 2012 году и отказом в ее продлении в связи с изменениями в законе «О недрах». Весной 2012 года «Роснефть» заявила о заинтересованности в покупки оставшихся 50% акций «Арктикшельнефтегаза», но сделка по ним по состоянию на август текущего года не состоялась.Весной-летом 2012 года «Роснефть» подписала соглашения с Eni и Statoil о сотрудничестве в области геологоразведки Федынского, Центрально-Баренцевского и Персеевского участков в Баренцевом море (см. «О соглашениях подробно»).ОАО «Севернефтегаз» ведет разведку трех лицензионных участков в Баренцевом море: Кольского-1, Кольского-2 и Кольского-3. Участки расположены вблизи Кольского полуострова, на расстоянии 30-70 км к северу

Sintezneftegaz and Arktikshelfneftegaz)

» Projects of OAO Severneftegaz

» Prirazlomnoye field (Gazprom Neft)

» Shtokmanovskoye field (Gazprom)

» Dolginskoye field (Gazprom Neft)

Meanwhile, some of the license blocks previously included in the Barents-2 through Barents-7 blocks still remain in open acreage. It was previously assumed that the auctions would be held by 2010. In the summer of 2008, however, the principle of distributing offshore areas through auction was abolished by law; for this reason, it remains uncertain when these blocks will be transferred to subsoil users.

In February 2012 the Sintez group sold 100 percent of Sintezneftegaz stock and 50 percent of Arktikshelfneftegaz stock to Rosneft. This means that Rosneft came into ownership of the licenses to develop the Medynsko-Varandeisky block and to further explore the Pakhtusovsky and Admiralteisky blocks. This transaction was driven primarily by the expiration of the license in 2012 and a refusal to extend it due to changes in the law “On Subsoil”.

In spring 2012 Rosneft announced its interest in buying the remaining 50 percent of Arktikshelfneftegaz stock, but as of August of this year the transaction had not been finalized.

In spring and in summer 2012 Rosneft signed a cooperation agreement with Eni and Statoil for geological exploration of the Fedynsky, Tsentralno-Barentsevsky and Perseyevsky blocks in the Barents Sea (see Agreement Details).

ОАО Severneftegaz explores three license blocks in the Barents Sea: Kolsky-1, Kolsky-2 and Kolsky-3. The blocks are located offshore 30 km to 70 km north of the Kola Peninsula coast and approximately 100 km to 150 km from Murmansk. Severneftegaz, which owns exploration licenses for these blocks, is the project operator. Fifty-one percent of the company’s stock belongs to the Novolipetsk steel mill, and foreign individuals and entities own the remaining 49 percent. The licenses were initially set to expire in February 2008 but were later extended to December 31, 2012.

The Prirazlomnoye oil field was discovered in 1989. In 1993, under the Russian president’s decree, the license for the Prirazlomoye field was handed over to ZAO Rosshelf without competition. At the end of 2001 Gazprom and Rosneft signed an agreement on joint efforts to develop the Prirazlomnoye field. To this end, Rosshelf and Rosneft-Purneftegaz formed a parity-based joint venture, ZAO Sevmorneftegaz.

69ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


от его побережья и примерно в 100-150 км от г. Мурманска. Оператором проекта является сам «Севернефтегаз», обладающий разведочными лицензиями на упомянутые выше участки. Состав акционеров компании следующий: 51% акций принадлежит Новолипецкому металлургическому комбинату, 49% акций владеют иностранные физические и юридические лица. Срок действия лицензий ранее был ограничен февралем 2008 года, однако затем он был продлен до 31 декабря 2012 года.

Приразломное нефтяное месторождение открыто в 1989 году. В 1993 году в соответствии с Указом Президента России лицензия на разработку Приразломного месторождения на безконкурсной основе была передана ЗАО «Росшельф». В конце 2001 года «Газпром» и «Роснефть» подписали соглашение об объединении усилий в освоении Приразломного месторождения. Для этого «Росшельф» и «Роснефть-Пурнефтегаз» создали на паритетных началах совместное предприятие ЗАО «Севморнефтегаз». В настоящее время «Севморнефтегаз» переименован в ООО «Газпром нефть шельф». Лицензия на Приразломное месторождение была переоформлена на «Севморнефтегаз». В 2005 году «Роснефть» продала свой пакет в «Севморнефтегазе» «Газпрому». С 2004 по 2011 годы на «Севмашпредприятии» (г. Северодвинск) строилась платформа для добычи нефти с Приразломного месторождения. 26 августа 2011 года платформа «Приразломная» прибыла на месторождение на место установки. По состоянию на август 2012 года начало промышленной добычи на месторождении отложено на первый квартал 2013 года.

Держателем лицензии на Штокмановское месторождение остается ООО «Газпром нефть шельф». Оператором проекта является Shtokman Development AG. Его акции были распределены между «Газпромом», Total и StatoilHydro. До начала лета 2012 года начало промышленной добычи на месторождении планировалось на 2016 года. В мае текущего года участники проекта заявили о том, что месторождение будет нацелено только на выработку СПГ, а трубный газ будет добываться только для нужд Мурманской области. В августе 2012 года из проекта вышел Statoil, и ожидается выход второго участника – Total. Известно, что в июле текущего года большинство сотрудников Shtokman Development AG было уволено. В результате судьба этого проекта становится все более неопределенной.

Долгинское месторождение расположено в центральной части Печорского моря в 95 км от

ZAO Sevmorneftegaz was recently renamed ООО Gazprom Neft Shelf. The license for the Prirazlomnoye was reissued to Sevmorneftegaz. In 2005 Rosneft sold its ownership share in Sevmorneftegaz to Gazprom. From 2004 to 2011, Sevmashpredpriyatie in Severodvinsk built a platform to produce oil from the Prirazlomnoye field. On August 26, 2011, the Prirazlomnaya platform arrived at the field for installation on site. As of August 2012, the start of commercial production of the field had been put off until the first quarter of 2013.

OOO Gazprom Neft Shelf remains the licensee for the Shtokmanovskoye field. The project operator is Shtokman Development AG. Its shares were distributed among Gazprom, Total and StatoilHydro. As of the beginning of summer 2012, production of first commercial oil was scheduled for 2016. In May 2012 project partners announced that the field would target only LNG production, and pipeline gas would only be produced for distribution to the Murmansk regional grid. In August 2012 Statoil withdrew from the project, and a second stakeholder, Total, is expected to follow suit. Reportedly, most Shtokman Development AG staff were laid off in July of this year. As a result, the future of this project remains increasingly uncertain.

The Dolginskoye field is located in the central section of the Pechora Sea 95 km offshore (across from the settlement of Varandei). Gazprom obtained a license for the field in 2005. In 2010 the license was passed on to Gazprom Neft. The start of commercial production is scheduled for 2020.

Forecast of Hydrocarbon ProductionScenario 1 of the report assumes that the first oil from the Prirazlomnoye field would be produced at the end of 2012 or beginning of 2013. In addition, Gazprom Neft plans to launch commercial production of the Dolginskoye field in 2020. We further assumed that in 2019 or 2020 Arktikshelfneftegaz may start commercial development of its fields, which by that time will have been explored.

Consequently, the combined oil production in the offshore areas of the Barents and Pechora seas may reach around 14.3 million tons per year in 2020.

The same scenario for gas production assumes that in 2012 or 2013 a ‘go-ahead’ investment decision will finally be made regarding the Shtokmanovskoye field. This will enable the operator to put this field into commercial production in 2016. According to the field development plan, Shtokmanovskoye will produce about 47.4 bcm of gas per year by 2020. This volume of gas production by the Shtokmanovskoye field that will ultimately define the total gas production from the Barents and Pechora seas.

70 ROGTEC



берега (около поселка Варандей). Лицензия на него «Газпром» получил в 2005 году. В 2010 году лицензия была передана компании «Газпром нефти». Начало промышленной разработки месторождения запланировано на 2020 год.

Прогноз добычи углеводородовВ отчете в сценарии 1 предполагается, что первая нефть на Приразломном месторождении будет получена в конце 2012 – начале 2013 года. Помимо этого в 2020 году начнется промышленное освоение Долгинского месторождение. Также полагается, что в 2019-2020 годах возможно введение в промышленную разработку разведанных к тому времени месторождений компании «Арктикшельфнефтегаз». При этом в 2020 году в акватории Баренцева и Печорского морей можно достичь совокупного объема добычи приблизительно в 14,3 млн т нефти в год.

В рамках этого же сценария в сфере добычи газа предполагается, что в течение 2012-2013 годов все-таки будет принято положительное инвестиционное решение по Штокмановскому месторождению. В таком случае это месторождение будет введено в промышленную разработку в 2016 году. Согласно планам разработки месторождения к 2020 году объем добычи газа на Штокмановском месторождении будет равен примерно 47,4 млрд куб. м в год. И именно объем добычи газа на Штокмановском месторождении будет определять объем добычи газа в целом в Баренцевом и Печорском морях.

Сценарий 2 в сфере добычи нефти отличается от сценария 1 тем, что в нем предполагается, что «Арктикшельфнефтегаз» до 2020 года так и не приступит к промышленному освоению своих лицензионных участков. «Газпром нефть» также отложит промышленное освоение Долгинского месторождения на период после 2020 года. В результате объем добычи нефти в акватории Баренцева и Печорского морей будет определяться добычей нефти на Приразломном месторождении. Это месторождение к 2020 году может вступить в стадию падающей добычи. При этом годовой объем добычи нефти на нем в 2020 году может быть равен около 6,3 млн т.

Сценарий 2 в области добычи газа основан на допущении, что начало освоения Штокмановского месторождения откладывается на 2018-2019 годы. Это может произойти вследствие недостатка финансирования и из-за проблем со сбытом газа. В таком случае объем добычи газа на шельфе Баренцева и Печорского море к 2020 году достигнет 23,7 млрд куб. м в год.

In the area of oil production, the difference between Scenario 1 and Scenario 2 is that the latter assumes that Arktikshelfneftegaz will not start commercial development of its licenses before 2020. Gazprom Neft, too, will postpone commercial development of its Dolginskoye field until after 2020. As a result, oil production in the offshore areas of the Barents and Pechora seas will be defined by oil production from the Prirazlomnoye field. This field may enter a declining production phase by 2020. Its annual oil production in 2020 is estimated at 6.3 million tons.

Scenario 2 for gas production is based on the assumption that the development of the Shtokmanovskoye field is delayed until 2018 or 2019. This may happen because of insufficient funding or problems with gas marketing. In this case offshore gas production from the Barents and Pechora seas may reach 23.7 bcm per year by 2020.

Forecast of Drilling and Platform RequirementsThe optimistic scenario assumes that by 2015 many vacant license areas located within the former Barents-1,2,3,4,5,6, and 7 blocks will be handed over to subsoil users, who will start exploration drilling there after 2015. Production drilling will start in the Prirazlomnoye field at the end of 2012, followed by the Shtokmanovskoye field in 2016 and by the Dolginskoye field in 2020. The report assumed that Arktikshelfneftegaz may begin production drilling in 2019. Under this scenario, the total demand for production platforms will be limited to four to six units. To drill all of its exploration wells, the company needs about five or six drilling rigs. By 2020, it will have drilled 22 exploration wells and 122 production wells.

The pessimistic scenario assumes that Sintezneftegaz and Arktikshelfneftegaz will delay exploration drilling at least until 2020 due to a lack of sufficient investments and/or due to unavailable equipment. The handover of vacant areas within the former Barents-1 through Barents-7 blocks is delayed until after 2015 or 2018. Under this scenario, demand for production facilities is limited to one platform in the Prirazlomnoye field and one drilling vessel in the Shtokmanovskoye field. The number of drilling rigs for exploration drilling is reduced to three or four units. The number of exploration wells drilled by 2020 is 15, and the production well count is 64.

Classification and Fiscal ProposalsThe classification of offshore projects that is being developed will be based on four categories, or levels of complexity, of offshore projects.

The first category includes projects of a baseline level of complexity, such as offshore projects in the Sea of Azov or Baltic Sea. The second category will comprise projects

71ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


Прогноз бурения и потребности в платформахВ рамках оптимистичного сценария предполагается, что к 2015 году многие вакантные лицензионные участки, территориально расположенные внутри бывших блоков Баренц-1,2,3,4,5,6,7, будут переданы недропользователям, и они в период времени после 2015 года начнут поисково-разведочное бурение. Эксплуатационное бурение на Приразломном начнется в конце 2012 года, на Штокмановском месторождении – 2016 году, на Долгинском месторождении – в 2020 году. В отчете сделано предположение, что «Арктикшельфнефтегаз» может начать эксплуатационное бурение в 2019 году. В этом сценарии суммарная потребность в добычных платформах ограничена 4-6 единицами. Для бурения всех поисково-разведочных скважин необходимо примерно 5-6 буровых установок. Количество пробуренных к 2020 году разведочных скважин равно 22 единицам, а эксплуатационных -122 единицам.

В пессимистичном сценарии полагается, что эксплуатационное бурение из-за отсутствия денежных средств или/и технологического оборудования у «Синтезнефтегаза» и «Арктикшельфнефтегаза» как минимум переносится на период после 2020 года. Передача вакантных участков в границах экс-блоков Баренц-1 – Баренц-7 откладывается на период после 2015-2018 года. В рамках данного сценария потребность в добычных мощностях ограничена одной платформой на Приразломном месторождении и одним технологическим судном на Штокмановском месторождении. Количество буровых установок для поисково-разведочного бурения сокращается до 3-4 единиц. Число пробуренных к 2020 году разведочных скважин равно 15 единицам, эксплуатационных - 64 единицам.

Предложения по классификации и налогамРазрабатываемая классификация шельфовых проектов должна основываться на четырех категориях сложности шельфовых проектов.

К первой категории относятся проекты базового уровня сложности, в том числе шельфовые проекты в Азовском и Балтийском морях; ко второй – проекты повышенного уровня сложности, в том числе проекты на мелководной части Черного моря (глубины до 100 м), в Печорском и Белом морях, на южной части Охотского моря (южнее 55 градуса северной широты), включая шельф острова Сахалин. К третьей категории относятся шельфовые проекты высокого уровня сложности, в том числе на глубоководной части Черного моря (глубины свыше 100 метров), северной части Охотского моря (на 55 градусах северной широты или севернее этой широты) и южной части Баренцева моря (южнее 72 градуса северной широты); к четвертой - проекты арктического уровня сложности, в том числе в Карском море, на

of a higher (advanced) level of complexity, including projects in the shallow sections of the Black Sea (with depths of 100 meters or less), in the Pechora and White seas, and in the southern Sea of Okhotsk (south of 55 N), including the shelf of Sakhalin Island. The third category comprises offshore projects of a high level of complexity, including those in the deep-water section of the Black Sea (with sea depths of over 100 meters), northern part of the Sea of Okhotsk (at or above 55 N), and southern Barents Sea (south of 72 N). The fourth category includes projects of the ‘Arctic’ level of complexity, such as those located in the Kara Sea, northern Barents Sea and in the eastern Arctic Ocean (Laptev Sea, East Siberian Sea, Chukchi Sea, and Bering Sea).

The new fiscal procedure will exempt offshore hydrocarbon production from the export duty. Baseline complexity level projects will pay the Mineral Extraction Tax (MET) at a 30 percent ad valorem rate, advanced complexity projects will be taxed at 15 percent, high complexity projects will be taxed at 10 percent, and Arctic-level projects will pay the MET at five percent.

The profit tax will be applied to offshore projects at 20 percent along with any investment tax credits.

The tax credits will include unalterable tax rates effective for five years from the start of commercial production for baseline-complexity projects, with the tax holiday expiring no later than April 12, 2022; seven years for advanced-complexity projects (with the tax holiday expiring no later than April 12, 2032); ten years for high-complexity projects (with the tax holiday expiring no later than April 12, 2037); and 15 years for the Arctic-level projects (with the tax holiday expiring no later than April 12, 2042).

The new procedure will contain a non-regression clause whereby the general conditions of investors’ business may not deteriorate if certain tax rates were to change: carry-forward of tax losses for a given license block for up to 70 years and application of the accelerated depreciation method and bonus depreciation to the fixed assets used in the development of offshore hydrocarbon resources.

72 ROGTEC



несоответствия фактических и проектных значений основных показателей, характеризующих сроки и технологическую эффективность разработки месторождений, показателей локализации. Льготная система налогообложения не распространяется на шельфовые проекты, разработка которых осуществляется с суши, в том числе за счет бурения горизонтально-наклонных скважин.

Оперативный мониторинг реализации шельфовых проектов будут осуществлять Минэнерго, Минприроды и Минэкономразвития, которые должны представить правительству до 1 октября предложения по такому контролю.

Для дополнительной информации свяжитесь с Ольгой Елкановой по тел: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 или по электронной почте:

[email protected] www.rpi-research.com

северной части Баренцева моря и в восточной Арктике (море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское море и Берингово море).

Предусмотрено освобождение организаций, добывающих углеводороды на морских месторождениях, от вывозной таможенной пошлины на добытые углеводороды. При этом проектам базового уровня будет установлена адвалорная ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в размере 30%, проектам повышенной сложности - 15%, высокого уровня сложности - 10%, арктического уровня сложности - 5%.

Ставка налога на прибыль для шельфовых проектов составит 20% вместе с применением мер налогового стимулирования инвестиций.

Налоговое стимулирование включает в себя: неизменность налоговых ставок на пять лет с даты начала промышленной добычи по проектам базового уровня сложности, с окончанием льготного периода не позднее 12 апреля 2022 года, семь лет - для проектов повышенного уровня сложности (не позднее 12 апреля 2032 года), десять лет - для высокого уровня сложности (не позднее 12 апреля 2037 года), 15 лет - для арктического уровня сложности (не позднее 12 апреля 2042 года).

Предусматривается обеспечение неухудшения общих условий финансово-хозяйственной деятельности для инвесторов в случае изменения отдельных налоговых ставок: установление срока переноса налоговых убытков в рамках одного лицензионного участка до 70 лет, а также применение механизма ускоренной амортизации и амортизационной премии в отношении основных средств, используемых для освоения морских месторождений углеводородов.

Учитывается возможность создания резерва по расходам, связанным с ликвидацией шельфового проекта. В период неизменности пониженных ставок НДПИ возможны дополнительные меры налогового стимулирования для нефтяных проектов в случае падения цены на нефть ниже $60 за баррель, а также в случае наступления форс-мажорных обстоятельств.

Предусмотрено применение мер дополнительного налогового стимулирования для газовых проектов в целях обеспечения экономической целесообразности их реализации. Кроме того, предусмотрены освобождение от импортной пошлины и НДС ввоза технологического оборудования и освобождение от налога на имущество.

Предполагается ведение раздельного учета доходов и расходов по каждому шельфовому проекту, возможность пересмотра параметров стимулирующей системы налогообложения в случае

The new procedure also includes a provision allowing establishment of a reserve for expenses related to offshore project liquidation. During the period in which the preferential MET rates remain unchanged, legislation may provide for additional tax incentives for oil projects if oil prices drop below $60 per barrel, or if force-majeure events take place.

The procedure includes additional tax incentives for gas projects to ensure their economic viability. In addition, it provides for exemption of basic equipment from the import duty, VAT, and property tax.

The new legislation will implement separate accounting procedures for revenues and expenses for each offshore project, the possibility of revising the tax credit system in case of a mismatch between actual and design performance indicators related to schedules, technological effectiveness of field development or local content.

The tax privileges will not apply to offshore projects developed from the shore, including those using horizontal/directional wells.

Routine monitoring of offshore project implementation will be the responsibility of the Ministries of Energy, Natural Resources and Economic Development, which are to submit their monitoring proposals to the government by October 1.

In the next part of this article, we will look at the development in the Kara Sea, the Ob and Taz bays and the Laptev, East Siberian and Chuckchi Seas.

For more information please contact Olga Elkanovoy: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 or e-mail: [email protected]

www.rpi-research.com

73ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


74

he deposits located on the Gydan peninsula are all included in Russia’s energy security reserve. Apart from

the already identified deposits, such as Geofizicheskoye, Antipayutinskoye, Totayakhinskoye and others, there are also some significant potential prospects in under explored regions where the drilling to date has been scarce. Most geologists agree about the significant hydrocarbon potential of the Gydan peninsula. The overall environment for developing these reserves are favorable from every perspective: maximum thickness of sedimentary mantle in the basin, and the presence of intersecting deep faults running laterally (Yenisey-Khatanga) and longitudinally (West Siberian). However, specific estimations about the potential of every single productive complex vary greatly. In the 1970s-1980s, many researchers (S.P. Maximov, A.M. Brindzinskiy, N.N. Nemchenko, I.I. Nesterov, A.V. Rylkov, A.E. Kontorovich, N.Y. Kunin and others) made some very high estimations regarding the prospects for the gas and especially the oil bearing capacity of the Jurassic and Neocomian sediments. They forecasted a significant amount of large and even gigantic reservoirs of oil across all the northern regions of the province, including the Gydan peninsula. N.Y. Kunin estimated that the resources of the Jurassic-Cretaceous sediments in the Gydan peninsula at 40 billion tonnes of fuel equivalent, primarily oil.

есторождения, расположенные на территории п-ова Гыдан, состоят в резерве,

обеспечивающем энергетическую безопасность России. Кроме выявленных месторождений, таких как: Геофизическое, Антипаютинское, Тотаяхинское и других, существуют значительные перспективы на неразведанной бурением территории. Большинство геологов отмечают высокий нефтегазовый потенциал п-ова Гыдан. Общие предпосылки для формирования крупных скоплений углеводородов (УВ) являются здесь благоприятными с любых позиций. Это максимальная для бассейна мощность осадочного чехла, наличие пересекающихся глубинных разломов широтного (Енисей-Хатангского) и меридионального (Западно-Сибирского) направлений. Однако конкретные оценки перспективности того или иного продуктивного комплекса весьма различаются. Многие исследователи (С. П. Максимов, А. М. Бриндзинский, Н. Н. Немченко, И. И. Нестеров, А. В. Рыльков, А. Э. Конторович, Н. Я. Кунин и др.) чрезвычайно высоко оценивали в 70-80-х гг. прошлого века перспективы газо- и, особенно, нефтеносности юры и неокома и прогнозировали открытие большого числа крупных и даже гигантских скоплений нефти в этой части разреза всех северных

ROGTEC

РАЗВЕДКА


ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЮРСКО-МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПОЛУОСТРОВА ГЫДАН

EXPLORATION PROSPECTS ON THE GYDAN PENINSULA

Мельникова Марина ВладимировнаООО «ТюменНИИгипрогаз»

Marina V. Melnikova LLC “TyumenNIIgiprogaz”

M T

75ROGTEC

районов провинции, в том числе и п-ова Гыдан. Н. Я. Кунин оценивал ресурсы юрско-меловых отложений п-ова Гыдан в 40 млрд т усл. топлива, преимущественно нефти.

Исследователи ВНИИГАЗ (В. И. Ермаков, В. А. Скоробогатов и др.) ранее и в настоящее время, оценивали и оценивают перспективы юрско-неокомской части разреза севера Западной Сибири вообще, и Гыдана, в частности, менее оптимистично. Так, В. А. Скоробогатов и Л. В. Строганов [1] считают, что И. И. Нестеров, прогнозировавший под Уренгоем «два Самотлора», оказался не прав (видимо, эти исследователи не знают о региональной продуктивности ачимовской толщи и тюменской свиты в Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях (НГО)). В пределах же п-ова Гыдан они считают малоперспективными не только юрский и неокомский комплексы, но и апт-сеноманский, в силу неблагоприятных структурно-тектонических условий (малое число крупных поднятий, резкое выполаживание антиклинальных структур по отложениям сеномана) [1]. Эти исследователи опираются на структурный план, полученный в 80-90-х гг. прошлого века по результатам сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки (МОГТ), обработка которых была выполнена без надлежащего учета неоднородного строения верхней части разреза, связанного с наличием многолетнемерзлых пород (ММП) переменной мощности.

В течение ряда лет ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнялись работы по поиску и изучению перспективных объектов на территории Гыданской НГО. В ходе работы использованы данные площадных сейсморазведочных работ и материалы региональных съемок. Переобработка материалов работ МОГТ 2D в объеме более 14 тыс. км проведена ОАО «Парадайм геофизикал» и ООО «ТюменНИИгипрогаз». При интерпретации данных выполнены структурные построения, анализ динамических и частотно-скоростных характеристик отраженных волн, сейсмопалеогеоморфологические исследования.

Во-первых, переобработка исходной сейсморазведочной информации, а именно учет неоднородностей верхней части разреза (ВЧР), внесла существенные коррективы в структурный план изучаемой территории. По данным сейсморазведки МОГТ прежних лет он осложнен мелкими поднятиями, которые имеют мерзлотную природу. По топографической карте можно заметить, что эти поднятия приурочены к водоразделам, где мощности ММП обычно увеличены по сравнению с долинами окружающих рек. В результате корректировки ВЧР структурный план изучаемой территории резко изменился. Вместо мелких, сложных по морфологии,

Researchers from VNIIGAZ (V.I.Yermakov, V.A. Skorobogatov and others) both in the past and more recently have some rather less optimistic views on the prospects of the Jurassic-Cretaceous interval in Western Siberia generally and of the Gydan peninsula in particular. V.A. Skorobogatov and L.V. Stroganov [1] deemed that I.I. Nesterov, who forecasted “two Samotlors” near Urengoy was mistaken (these researchers may not have been aware of the regional productive capacity of Achim formation and the Tyumen suite in Nadym-Pur and the Pur-Taz petroleum areas (PA)). As for the Gydan peninsula, the researchers saw little prospects for the Aptian-Cenomanian interval, as well as the Jurassic and Neocomian, due to the unfavorable structural and tectonic conditions. There were very few large uplifts and sudden flattening of the anticlinal structures on the Cenomanian sediments [1]. These researchers based their estimations on the structural plan which was obtained in 1980s-1990s by common depth point (CDP) seismic shooting. The data was processed without proper consideration of the non-uniform structure of the section’s upper part, and confined to the presence of permafrost rock (PFR) with variable thickness.

For a number of years, LLC “TyumenNIIgiprogaz” has been conducting exploration of perspective fields in the Gydan PA. During this work, data from the seismic exploration and regional surveys results were used. Reprocessing of the CDP 2D data for over 14 thousand km was conducted by Paradigm Geophysical and LLC “TyumenNIIgiprogaz”. Structural imaging, dynamic analysis, reflection wave frequency and velocity pattern analysis, seismo-palaeo-geomorphological analyses were all used for data interpretation.

The reprocessing of the initial seismic data, and in particular, taking into consideration the non-uniformity of the section’s upper part (SUP), introduced some significant corrections to the structural plan of the territory. The CDP seismic data from previous years suggested that the structural plan is complex, with small uplifts of permafrost rocks. It may be noted from the topographical map that these uplifts are confined to watersheds, where PFR is typically thicker when compared to the surrounding river valleys. The resulting corrections related to the SUP resulted in a drastically changed structural plan of the territory. Instead of small and morphologically complex structures, much larger and morphologically simple anticlines were mapped here.

Secondly, thanks to the improved quality of time cross sections, dynamic effects have become apparent in the Aptian-Cenomanian sediments within these anticlinal structures, which is normally related to gas depositions (“flat spot” type anomalies), and a reduction in the frequency of seismic transients was noted. For the Neocomian and Jurassic sediments, dynamic differentiation for the refection waves increased and their tracing accuracy

ROGTEC

EXPLORATION


76 ROGTEC

РАЗВЕДКА


improved, as well as improving the quality of the seismo-stratigraphic interpretation.

Along with the simple structure anticlinal hydrocarbon traps, the Neocomian and Jurassic sediments in this territory also featured many, large screened and purely lithological hydrocarbon traps that were of great interest. Below is a review of their structure and hydrocarbon bearing prospects.

The lower and mid- Jurassic sediments in this territory are related to the Bolshekhetskaya terrane and have been accumulating in littoral and shallow marine conditions. As a result the continuous sand formations feature reservoir characteristics which are higher, in similar age formations, than that of the Tyumen suite. The core samples feature similar sand formations to the Malyshev and Vym suites, which also feature hill-hurst facies. The peculiarities mentioned indicate the prospects of HC-bearing formations across the entire Jurassic-Cretaceous section.

The Neocomian hydrocarbon megacomplex has a three-part structure. It’s upper littoral marine interval and its middle shelf interval feature sub horizontal stratifications, and its lower sloping deep-sea interval features a clinoform structure. This is why the traps and hydrocarbon accumulations in the upper littoral and shelf intervals are primarily blanket-like dome-types and to varying degrees, are lithologically complex with overlying screening seals

структур здесь картируются более крупные и простые по морфологии антиклинали.

Во-вторых, благодаря улучшению качества временных сейсмических разрезов, в пределах этих антиклинальных структур в отложениях апта-сеномана стали заметны динамические эффекты, обычно связанные с газовыми залежами (аномалии типа «плоское пятно»), зафиксировано уменьшение частот сейсмических колебаний. В отложениях неокома и юры увеличилась динамическая дифференциация отраженных волн, повысилась надежность их прослеживания и однозначность сейсмостратиграфической интерпретации.

Наряду с антиклинальными ловушками УВ простого строения, на рассматриваемой территории в отложениях юры и неокома закартировано большое количество крупных по размерам структурно-литологических и чисто литологических ловушек УВ, представляющих значительный поисковый интерес. Ниже рассмотрены особенности их строения и перспективы нефтегазоносности.

Отложения нижней-средней юры на рассматриваемой территории относятся к большехетской серии и накапливались в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях. Поэтому здесь распространены выдержанные песчаные пласты с более высокими коллекторскими свойствами, чем в одновозрастных отложениях тюменской свиты. На технически достижимых бурением глубинах залегают песчаные резервуары малышевской и вымской свит, в которых также отмечены холмисто-бугристые фации. Описанные выше особенности указывают на перспективность поисков залежей УВ всего юрско-мелового разреза.

Неокомский нефтегазоносный мегакомплекс имеет трехчленное строение. Его верхняя, прибрежно-морская и средняя, шельфовая, части характеризуются субгоризонтальной стратификацией, нижняя – склоновая и глубоководно-морская часть имеет клиноформное строение. Поэтому ловушки и залежи УВ в верхней, прибрежно-морской и шельфовой частях комплекса преимущественно пластовые сводовые, в той или иной степени

палеорусло в отложениях нижней юры

palaeo-channel in lower Jurassic sediments

Рис.1. Пластовое сечение куба данных МОГТ 3D по времени 3100-3120 мс, Тота-Яхинская площадь

Fig.1 Reservoir section CDP 3D data volume for time 3100-3120 ms, Tota-Yakhinskaya area


осложненные литологическими экранами, положение которых незакономерное и слабо отражается в сейсмофациальных признаках. В клиноформной части мегакомплекса распространены литологические и структурно-литологические ловушки и залежи УВ, элементы строения которых успешно картируются при сейсмостратиграфической интерпретации. Нижние шельфовые пласты, залегающие на границе субгоризонтальной и клиноформной частей мегакомплекса, глинизируются при переходе в клиноформы, на бровках палеошельфов, хорошо выраженных в морфологии сейсмостратиграфических комплексов. Заметны в динамике отраженных волн и прибрежные (лагунные) зоны глинизации песчаных тел. С такими структурно-литологическими и литологическими ловушками УВ связаны многочисленные крупные по запасам залежи нефти и газоконденсата в более южных районах ЯНАО и в ХМАО (Восточно-Уренгойское, Восточно-Таркосалинское, Южно-Пырейное, Западно-Тарасовское, Присклоновое, Сугмутское, Приобское, Западно-Сургутское, Южно-Сургутское и многие другие месторождения).

Резервуары ачимовской толщи, залегающей в основании клиноформ, характеризуются наличием глубоководной (дистальной) и присклоновой зон глинизации, также хорошо выраженных в морфологии сейсмостратиграфических комплексов. В тектоническом плане Гыданская НГО расположена в зоне устойчивого юрско-мелового прогибания, благодаря чему в ее пределах, по аналогии с более изученными бурением палеодепрессиями, существовали условия, благоприятные для формирования мощных ачимовских песчаных пластов. На это, в частности, указывает «двухэтажное» строение ачимовских отложений, широкое распространение холмисто-бугристых сейсмофаций, связанных с высокоэнергетическими обстановками седиментации. Двухэтажное строение фондоформной части клиноформного комплекса установлено на Ямбургском, Западно-Песцовом, Медвежьем, Тазовском, Восточно-Медвежьем месторождениях, где продуктивность ачимовской толщи доказана бурением.

Кроме того, на месторождениях Гыданской НГО отмечаются аномально-высокие пластовые давления в ачимовской толще и юре. В ачимовских пластах на Утренней площади коэффициент аномальности (Ка) пластового давления изменяется от 1,19 до 1,23; на Геофизическом месторождении Ка в ачимовских отложениях превышает 1,45, в юре – 1,80. Таким образом, на территории Гыданской НГО в глубоких горизонтах осадочного чехла, как и на территории Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, также распространена аномальная флюидодинамическая

78 ROGTEC

РАЗВЕДКА


ОГ Т0, мсек

RH (reflecting horizon) T

0, msec

С / S

Г / G

М / М

М / М

НБУ / NBU

НБУ / NBU

Б / B

Т / Т

Т / Т

Т / Т

Временной сейсмический разрез МОВ ОГТ 3DTime cross section SRM (seismic reflection method), CDP 3D

Пла

ст -

Res

ervo

irЮ

11 / Y

u 11Ю

10 / Y

u 10Ю

2-9 / Y

u 2-9

БУ

8 / B

U8

БУ

1 / B

U1

ТП20

/ TP

20ТП

1 / T

P1

ПК

1 / P

K1

Яр

ус -

Sta

geС

инем

юр

- S

inem

uria

nТо

ар -

Toa

rcia

nА

ален

-кел

овей

- A

alen

ian-

Cal

lovi

an Jo

-Jt

Нео

ком

- N

eoco

mia

nА

птск

ий -

Ap

tian

Аль

бски

й -

Alb

ian

Сен

ом

Sen

omту

рон

-маа

стр

ихт

Turo

nian

-Maa

stric

ht

Отд

ел -

Ser

ies

ниж

ний

- lo

wer

сред

ний

- m

idd

leве

рхн

ий -

up

per

ниж

ний

- lo

wer

вер

хн

Сис

тем

аS

yste

mЮ

рск

ая -

Jur

assi

cМ

елов

ая -

Cre

tace

ous

Общая длина канальных сейсмофаций на 270 км2

Overall length of channel seismic facies for 270 km2

Аллювиальные фации Alluvial facies

Авандельтово-канальные фации Delta-front channel facies

Рис. 2. Частота встречаемости канальных форм седиментации (по данным МОГТ 3D) в разрезе Тота-Яхинского месторождения

Fig. 2 Frequency of channel sedimentation forms (based on CDP 3D data) in section of the Tota-Yakhinsk field

79ROGTECROGTEC

EXPLORATION


система, характеризующаяся наличием уникальной по масштабам нефтегазоносности линзовидных песчаных пластов средней юры и ачимовской толщи.Перспективность каждого комплекса в отдельности рассмотрены ниже.

Юрские отложения Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс на исследуемой территории вскрыт единичными скважинами. Открыта одна небольшая газоконденсатная залежь в горизонте Ю

2 на

Геофизическом месторождении (дебит 68 тыс. м3/сут. газоконденсатной смеси на штуцере диаметром 15 мм). На Тота-Яхинской площади (скв. 24, 25) поднят нефтенасыщенный керн из пласта Ю

2

малышевской свиты.

В прибрежно-морских и мелководно-морских отложениях средней юры перспективными являются участки на склонах крупных палеоподнятий (в прибрежно-морских обстановках осадконакопления) и участки повышенных толщин песчаных пластов, связанные с русловыми и дельтовыми образованиями. Такие русловые тела картируются по материалам 3D сейсморазведки на горизонтальных срезах (рисунок 1).Выявленные канальные аккумулятивные тела представляют несомненный нефтегазопоисковый интерес, так как с ними связаны литологически замкнутые песчаные резервуары. Частота встречаемости канальных форм седиментации (оцененная по общей длине канальных сейсмофаций на площади съемки) в разрезе мезозоя Тота-Яхинского месторождения (по материалам съемок МОГТ 3D) показана на рисунке 2. На временных сейсмических разрезах, пересекающих эти каналы, заметны закономерные просадки отражающих горизонтов, к ним приуроченные, и контрастные динамические аномалии. «Временная мощность» таких аномальных зон изменяется от 10 до 50 мс, что соответствует толщине выполняющих их осадков от 15 до 100 м (с учетом глубины залегания и дифференциации интервальных скоростей). В случае газонасыщения канальные и русловые тела подчеркиваются интенсивными динамическими аномалиями, которые являются типичными аномалиями «типа залежь» (АТЗ). Такие каналы вскрыты на территории Западной Сибири ограниченным числом скважин, однако имеющиеся данные позволяют говорить о преимущественно песчаном составе выполняющих их осадков [2].

По материалам съемок МОГТ 2D русла палеорек в нижне-среднеюрских отложениях картируются на основе палеогеоморфологического анализа. На временных разрезах области развития перспективных песчаных резервуаров характеризуются появлением

that have inconsistent locations and are weakly reflected in the seismic-facial features. The clinoform part of the mega complex features the distribution of lithological and structural lithological traps and hydrocarbon accumulations, with their structural elements successfully mapped by seismic-stratigraphical interpretation. Lower shelf-type reservoirs that lie on the border of sub horizontal and clinoform intervals of the mega complex are marginalized on their transition to clinoforms on the edges of the palaeoshelf. They are well identified in the morphology of the seismic-stratigraphic complexes. The dynamics of the reflection waves also demonstrated littoral (lagoon) zones of argillized sand packages. Many large and hydrocarbon rich condensate fields further south in YNAR and KMAR (Eastern Urengoy, East-Tarkosalinskoye, South-Pyreynoye, West-Tarasovskoye, Prisklonovoye, Sugmutskoye, Priobskoye, West-Surgut and many other fields) feature similar structural-lithological and lithological hydrocarbon traps.

Reservoirs of the Achim formation, deposited in the base of the clinoforms, feature the presence of deep-water (distal) and slope argillization zones that are also well defined in morphology of seismic-stratigraphical complexes. Tectonically the Gydan PA is located in zones of steady Jurassic-Cretaceous crustal warping which made sure (analogous to palaeo depressions that are better explored with drilling) the conditions were favorable for the formation of thick Achim sand formations. Some of the features demonstrating this fact include the two-level structure of Achim sediments and the wide distribution of hill-hurst seismic facies which are confined to high-energy sedimentation environments. The two level structures of the deep-water marine intervals of the clinoform complexes were established at the Yamburgskoye, West-Pestsovoye, Medvezhye, Tazovskoye and East-Medvezhye deposits where productive capacity of the Achim series has been confirmed with drilling.

Moreover, deposits of the Gydan PA feature some high formation pressure anomalies in the Achim and Jurassic formations. Achim reservoirs at the Utrenniaya field have an anomaly ratio (Ra) varying from 1.19 to 1.23; Geophyzicheskoye deposit’s Ra exceeds 1.45 in the Achim formations, and 1.80 in the Jurassic sediments. Thus, the sedimentary mantle’s deep horizons of the Gydan PA, which are the same as in the Nadym-Pur and Pur-Taz PA’s, demonstrate the development of an anomalous fluid-dynamic system featuring the presence of uniquely large oil-bearing capacity of lens-shaped sand packages in the mid-Jurassic and Achim sediments. The prospects for each complex are reviewed in detail below.

Jurassic Sediments The lower and mid-Jurassic petroleum zones in the territory, we are describing, are uncapped, with only

80 ROGTEC

РАЗВЕДКА


a few individual wells. One small gas-condensate accumulation in the Yu-

2 horizon in the Geophyzicheskoye

field had a flow rate of 68 thousand m3/day of NGL with a 15 mm annulus. At the Tota-Yakhinskaya field, in wells 24 and 25, an oil-saturated core was extracted from the Yu-

2

reservoir of Malyshev suite.

Regarding the mid-Jurassic littoral and shallow-marine sediments, the prospects are high in the sloping areas of large paleo uplifts, in littoral sedimentation environments, as well as in areas of uplifted sand formations, but these are confined to channel and deltaic formations. Such channel bodies are mapped by 3D seismic data in horizontal slices (fig.1).

The channel bodies we have identified present significant exploration potential as they are related to lithologically confound sand reservoirs. The frequency of channel

дополнительной фазы между ОГ Б и Т, что сопровождается увеличением временной мощности рассматриваемого интервала (рисунок 3а).

Кроме этого, перспективность п-ова Гыдан подтверждают такие волновые признаки, как холмисто-бугристые сейсмофации, холмообразный рисунок сейсмической записи, увеличение периода, наблюдаемые в отложениях средней и нижней юры (рисунок 3б). Вышеперечисленные особенности волновой картины свидетельствуют о высокоэнергетической обстановке в юрское время, что по мнению П. Р. Вейла указывает на перспективность отложений [3]. Автором настоящей статьи были закартированы перспективные объекты на территории юга п-ова Гыдан в вымской свите (зона развития холмисто-бугристых сейсмофаций) и кровле малышевской свиты (появление на временных разрезах дополнительной ОВ) (рисунок 4).

Отложения неокома Шельфовые пласты неокома на рассматриваемой территории представляют значительный интерес, т.к. они продуктивны на Нанадянском, Яровском, Ладертойском, Восточно-Мессояхском и других близлежайших месторождениях, предположительно, они продуктивны на Приречной площади (скв. 71), на Антипаютинском месторождении (скв. 30). Пласты верхнего неокома продуктивны также на Утреннем, Гыданском, Пеляткинском, Соленинском и Северо-Соленинском месторождениях.

С неокомским комплексом связаны как структурные залежи, в той или иной мере осложненные литологическими и тектоническими экранами (верхние шельфовые пласты и прибрежно-морские отложения), так и структурно-литологические и литологические залежи (нижние шельфовые пласты). Залежи УВ пластово-сводового типа в рассматриваемых отложениях предполагаются в сводовых частях антиклинальных структур, занимающих по площади небольшую часть изученной территории. Наибольшее распространение

Б / BБ / B

Б / B

Б / B

Б / B

Б / B Б / B

Б B

T4

T4

T4

ЮЗ/SWЮЗ/SW СВ/NE СВ/NE

Рис. 3. Фрагменты временных разрезов Гыданской НГО, иллюстрирующие волновую картину в отложениях юры

Fig. 3 Fragments of time sections for the Gydan PA, illustrating wave pattern in Jurassic sediments

81ROGTECROGTEC

EXPLORATION


sedimentation forms, as evaluated by the overall length of the channel seismic facies across the entire survey area, in the Mezozoic sections of the Tota-Yakhinskoye field (based on 3D CDP survey data) this is shown in figure 2. The seismic time cross sections intersecting these channels demonstrate that the subsidence of the reflecting horizons is confined to the horizons themselves and also demonstrate the contrasting dynamical anomalies. “Time thickness” of such anomalous zones vary from 10 to 50 ms, which corresponds to the thickness of sediments that form from 15 to 100 m (considering the deposition depth and differentiation of interval velocities). In the case of gas saturation, channel and stream bodies are emphasized by the intensive dynamic anomalies, which are typical “reservoir type seismic anomalies” (RTSA). Such channels in Western Siberia have only been uncapped by a limited number of wells, however the available data suggests that the sedimentation that formed them was primarily composed of sand [2].

As per the CDP 2D data, beds of paleo-rivers in the lower and mid-Jurassic sediments are mapped based on

имеют ловушки структурно-литологического и литологического типов, с которыми связаны основные перспективы поисков УВ в неокомской части разреза.

Особенности волновой картины в неокомском клиноформном комплексе (рисунок 5) на рассматриваемой территории, а именно, наличие горизонтальных динамически выраженных отражений в ундаформе непосредственно перед бровкой палеошельфа и круто падающих отражающих горизонтов в клиноформе, свидетельствуют о возможном наличии на проградирующем шельфе баровых отложений с высокими коллекторскими свойствами. Кроме того, встречаются волновые признаки каналов и врезов, что указывает на возможность обнаружения в данном интервале мощных авандельтовых резервуаров (рисунок 5а).

В результате сейсмостратиграфической интерпретации установлено, что многие динамические

Тазовская губаTaz Bay

Зона развития холмисто-бугристой сейсмофации в

отложениях вымской свитыHill-Hurst seismic facies

development zone in formations of Vym suite

Предполагаемая зона улучшения коллекторских свойств пласта

Ю2

Proposed zone of improved reservoir properties for reservoir Yu-

2

Рис. 4. Карта временной мощности между ОГ Б и ОГ Т

Fig. 4 Map of time thickness between reflection horizons B and T

82 ROGTEC

РАЗВЕДКА


palaeogeomorphologic analysis. The time cross sections for the perspective development of sand reservoirs are typically distinguished by the appearance of an additional phase between reflecting horizons (RH) B and T, which is accompanied with time thickness increase for the interval in view (fig. 3a).

Moreover, hydrocarbon prospects in the Gydan peninsula are also confirmed with such wave characteristics as Hill-Hurst seismic facies, hummocky seismic pattern, increase of the period observed in sediments of mid- and lower Jurassic (fig. 3b). The above mentioned peculiarities of the wave pattern signify a high energy environment during the Jurassic period, which, as per P.R. Vail, demonstrates perspective capacity of such sediments [3].

The author of this article had mapped perspective areas in the southern part of the Gydan peninsula in the Vym suite (hill-hurst seismic facies development zone) and the top of the Malyshev suite (appearance of additional RW in time sections) (figure 4).

Neocomian SedimentsShelf Neocomian reservoirs are of great interest in this territory as they are productive in the Nanadyanskoye,

аномалии на бровках палеошельфов могут интерпретироваться как АТЗ по характерным переворотам полярности, уменьшениям частот и высокому амплитудному уровню. Наиболее яркие динамические аномалии, связанные как с участками предполагаемого улучшения коллекторских свойств песчаных пластов, так и, вероятно, с их газонасыщением, наблюдаются по отражающим горизонтам, контролирующим пласты БУ

71, БУ

8, БУ

9,

БУ10

, БУ12

, БУ14

. По результатам картирования они формируют полосовидные зоны северо-восточного простирания. Полосовидные зоны пересекают выявленные поднятия и создают условия для формирования структурно-литологических ловушек в линзовидных резервуарах. По данным геофизических исследований скважин песчанистость пластов неокомской части разреза резко возрастает на восток, где увеличивается мощность пластов и улучшаются их коллекторские свойства.

В ходе сейсмостратиграфической корреляции обнаружена хорошая прослеживаемость пластов группы БУ от Уренгойского вала до Утренней площади. Особенно уверенно следится маркирующая пачка шоколадных глин над пластом БУ

80.

ЮЗ/SW СВ/NE ЮВ/SEСЗ/NW

Б / B

Б / B

НБУ1

NBU1 НБУ

10

NBU10

НБУ9

NBU9

НБУ1

NBU1

НБУ6

NBU6

НБУ8

NBU8

Б / BБ / B

ЮЗ/SWСЗ/NWЗ/W B/E

ГыданскоеGydanskoye

Предполагаемый канал в пласте БУ

9

Assumed channel in BU reservoir

9

Двухэтажное строение ачимовского комплекса

Two-level structure of Achim complex

Усиление динамики на бровке палеошельфа

Increased dynamics on palaeoshelf edge

Усиление динамики на бровке палеошельфа

Increased dynamics on palaeoshelf edge

Рис. 5. Волновая картина в отложениях неокома на территории полуострова Гыдан

Fig. 5. Wave pattern in Neocomian sediments of Gydan peninsula

83ROGTECROGTEC

EXPLORATION


НБУ4

NBU4

НБУ1

NBU1

НБУ4

NBU4

НБУ6

NBU6

НБУ8

NBU8

НБУ9

NBU9

НБУ10

NBU10

НБУ11

NBU11

НБУ8

NBU8

НБУ9

NBU9

НБУ10

NBU10

НБУ11

NBU11

НБУ6

NBU6

Гыданская губа / Gydan Bay

Гыданская губа / Gydan Bay

БУ1

BU1

БУ4

BU4

БУ8

BU8

БУ9

BU9

БУ6

BU6

БУ11

BU11

БУ12

BU12

АчБУ1

AchBU1

АчБУ4

AchBU4

АчБУ10

AchBU10

АчБУ12

AchBU12

АчБУ8

AchBU8

АчБУ6

AchBU6

АчБУ10

AchBU10

АчБУ11

AchBU11

НБУ9

NBU9

НБУ9

NBU9

Профили сейсморазведки МОГТCDP seismic survey profiles

Номер скважиныWell number

Линия терминации сейсмокомплекса БУ9

Termination line for BU9 seismic complex

Бровка палеошельфа на время формирования комплекса БУ

9

Edge of palaeoshelf for the formation of BU

9 complex

Перспективные объектыPerspective areas

Рис. 6. Карта перспективных объектов в отложениях неокома полуострова ГыданFig. 6. Map of perspective areas in Neocomian sediments of Gydan peninsula

84 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Yarovskoye, Ladertoyskoye, East-Messoyakhskoye and other adjacent fields. They are also productive in the Prirechnaya area, well 71 and in the Antipayutinskoye field, well 30). Formations of the upper Neocomian are also productive in the Utrenneye, Gydanskoye, Pelyatkinskoye, Soleninskoye and North-Soleninskoye fields.

Both structural accumulations are complex in nature with lithological and tectonic screens to one extent or another (upper shelf formations and littoral sediments) and structural-lithological and lithological accumulations (lower shelf formations) are confined to the Neocomian complex. Blanket and dome type hydrocarbon accumulations for the sediments in review are assumed to be present in the dome areas of the anticlinal structures that take up a small part of the territory we are studying. Structural-lithological and lithological type deposits have the largest distribution and prospects of exploration in the Neocomian stage of the section are promising.

The specifics of the wave pattern in the Neocomian clinoform complex (fig. 5) in this territory, and in particular the presence of strong horizontal reflections in shallow-water shelf deposits, directly in front of the paleoshelf edge and in steeply dipping reflecting horizons of the clinoform, which indicate the possible presence of bar sediments with high reservoir properties in the progradating shelf. Moreover, some wave features of the channels and partially entrenched barriers are observed, which signifies the possible discovery of thick delta front reservoirs in this interval (fig 5a).

As a result of seismic-stratigraphical interpretation, we established that many dynamic anomalies in the palaeoshelf edges may be interpreted as reservoir-type seismic anomalies based on its representative polarity swaps, and a reduction of frequencies and high amplitude level. Most distinctive dynamic anomalies are confined to both areas of assumed improvement of reservoir properties for sand packages, and, probably, to their gas saturation; these anomalies are observed by reflecting horizons that control reservoirs BU

71, BU

8, BU

9,

BU10

, BU12

, BU14

. Based on mapping results, they form stripe-shaped zones striking north-east. Stripe-shaped zones intersect identified uplifts and create conditions for the formation of structural-lithological traps in lens-like reservoirs. Based on GWL studies, sand composition of the reservoirs in Neocomian part of the section increases drastically towards the east, where reservoir thickness increases and reservoir properties improve.

During the seismic-stratigraphic correlation, good tracing for the BU group reservoirs from the Urengoy swell to Utrennyaya field was noted. Especially well traced is the marker unit of chocolate clays above the reservoir BU

80.

Переинтерпретация данных ГИС в неокоме скв. 71 Приречной площади позволила выделить пропущенные перспективные и, возможно, продуктивные объекты, которые резко отличаются по удельным электрическим сопротивлениям от смежных пластов. Следовательно, имеются основания предполагать продуктивность неокомских отложений и на этой площади.

На территории Гыданской НГО выделено более 30 возможных ловушек в неокомской части разреза, что, в сочетании с продуктивностью этих отложений в пробуренных скважинах, подтверждает высокую перспективность рассматриваемой зоны для поисков залежей УВ (рисунок 6).

Апт-альбские отложенияНа временных разрезах исследуемой территории выделен ряд аномалий сейсмической записи, которые могут быть связаны со скоплениями углеводородов в отложениях апт-альба. Это увеличение динамики и периода отраженных волн, уменьшение скоростей распространения сейсмических волн, перевороты полярности в зонах предполагаемой газонасыщенности пластов данного комплекса. Появление на временных разрезах ниже ОГ М/ яркой дополнительной субгоризонтальной отраженной волны, предположительно связано с ГВК залежи (рисунок 7). Перечисленные выше сейсмические признаки встречаются в отложениях апт-альба (пласты группы ХМ, ТП) на всей территории Гыданской НГО.

Выполненные исследования подтверждают высокую перспективность юрско-меловых отложений п-ова Гыдан. Однако необходимо особо подчеркнуть, что для дальнейшего успешного поиска нефти и газа в выявленных перспективных зонах необходима постановка детальных геолого-геофизических исследований. В первую очередь, существенное сгущение сети сейсмических наблюдений с высокой кратностью суммирования и бурение параметрических и поисково-оценочных скважин на максимальную технически возможную глубину.

Литература:1. Скоробогатов В. А., Строганов Л. В. Гыдан. М.: Недра, 2006. 261 с.2. Нежданов А. А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: дис. доктора геол.-минерал. наук. Тюмень, 2004. 44 с.3. Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке нефти и газа / Р. Е. Шерифф, А. П. Грегори, П. Р. Вейл, Р. М. Митчем мл. и др.: пер. с англ. Ч.1-2. М.: «Мир», 1982. 1220 с.

85ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Re-interpretation of GWL data in the Neocomian stage, well 71 of the Prirechnaya field, allowed us to identify a different perspective and possibly other productive fields, which differ drastically by true resistivity from the neighboring reservoirs. Therefore, there are reasons to assume productive capacity of Neocomian sediments in this area as well.

Across the territory of Gydansk, over 30 possible traps in the Neocomian section have been identified, which along with the productive capacity of these sediments in drilled wells, proves the high potential for exploration activities for the area in question (fig. 6).

Aptian-Albian SedimentsThe time sections for the territory feature a range of seismic record anomalies which could be related to accumulations of hydrocarbons in Aptian-Albian sediments. These anomalies are comprised of increased dynamic periods of the reflected waves, decrease in the velocity of seismic wave distribution and polarity swaps in zones of proposed gas saturation. The appearance of a bright additional sub horizontal reflected wave below RH M/ is presumably related to gas-water contact (GWC) in the accumulation (fig. 7). The seismic indications listed above are also encountered in the Aptian-Albian sediments (reservoirs of HM, TP groups all across the Gydan PA.)

З/W В/E СЗ/NW ЮВ/SE

Рис. 7. Волновая картина в апт-альбских отложениях

Fig. 7. Wave pattern in Aptian-Albian sediments

The studies conducted confirm great potential for the Jurassic-Cretaceous sediments of the Gydan peninsula. It must be noted however that further successful oil and gas exploration in the identified areas requires greater planning research: primarily a significant increase in the density of the seismic survey grid with a high stacking fold, as well as drilling prospect wells to the maximum technically viable depth.

Literature: 1. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V. Gydan. M.: Nedra, 2006. 261 p. 2. Nezhdanov A.A. Seismic geological analysis of petroleum-bearing sediments in West Siberia with purpose of forecasting and mapping of non-anticlinal traps and HC accumulations: thesis of Doctor of geology and mineral sciences. Tyumen, 2004. 44 p. 3. Seismic stratigraphy. Application for prospecting and exploration for oil and gas. / R.E. Sheriff, A.P. Gregory, P.R. Vail, R. M. Mitchem Jr. and others.: translation from English. V. 1-2. M.: “Mir”, 1982. 1220 p.

86

ydraulic fracturing (HF) is an efficient and widespread method of oil well stimulation in the development

of low-permeability reservoirs [1]. Development of this technology, at Rosneft, has been encouraged by the diminishing reserves of producing fields. Over fifty percent of all fields with recoverable reserves operated by RN-Yuganskneftegaz are problematic and contain hard to recover hydrocarbons.

Currently however, even the application of HF in vertical and slanted wells does not always ensure profitable production. For instance, new drilling areas at the Priobskoye deposit contain reservoirs with low permeability of 10-3 µm2 and lower. Oil flow rates in fractured vertical wells are from 5 to 20 m3/day, which is often an insufficient payback on the capital expenditures. One of the ways to support commercial production levels in declining fields is to use new completion systems, including multistage hydraulic fracturing at horizontal wells.

In 2010 RN-Yuganskneftegaz, under the innovative program initialized at Rosneft, made the decision to organize an experimental site where multiple fractured horizontal wells (MFHW) could be applied. The site was

идравлический разрыв пласта (ГРП) является эффективным и распространенным методом

интенсификации добычи нефти при разработке низкопроницаемых коллекторов [1]. Развитию данной технологии в ОАО «НК «Роснефть» способствует ухудшающаяся структура запасов разрабатываемых месторождений. Так, более половины извлекаемых запасов месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», являются трудноизвлекаемыми.

Однако в настоящее время даже применение ГРП в наклонно направленных скважинах (ННС) не всегда обеспечивает рентабельность разработки. Например, районы нового бурения на Приобском месторождении – это краевые зоны, представленные низкопроницаемыми коллекторами проницаемостью 10-3 мкм2 и ниже. Дебиты ННС с ГРП в таких зонах составляют 5-20 м3/сут, что часто не обеспечивает окупаемости затрат на их строительство. Одним из способов поддержания рентабельных уровней добычи в ухудшающихся геологических условиях является применение новых систем заканчивания скважин, в том числе горизонтальных скважин с множественными ГРП (ГС с МГРП).

ROGTEC

ГРП


Rosneft’s Priobskoye Field Case Study: Multistage Hydraulic Fracturing

Г.Г. Гилаев, д.т.н., И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н., А.В. Тимонов, к.т.н.,

И.В. Судеев, С.С. Ситдиков, Т.Р. Мусабиров (ОАО «НК «Роснефть»),

А.В. Колонских, к.т.н., Р.Р. Галеев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

G.G. Gilayev, D.E., I.S. Afanasyev, Ph.D. Ph&M., A.V. Timonov, Ph. D. Eng., I.V.

Sudeyev, S.S. Sitdikov, T.R. Musabiyev (OJSC “OC “Rosneft”),

A.V. Kolonskih, Ph.D. Eng., R.R. Galeyev (LLC “RN-UfaNIPIneft”)

Применение горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП для разработки низкопроницаемых пластов на примере опытного участка Приобского месторождения

Г H

87ROGTEC

В ООО «РН-Юганскнефтегаз» в рамках реализуемой в компании ОАО «НК «Роснефть» программы инновационного развития в 2010 г. было принято решение об организации опытного участка с применением ГС с МГРП. Участок был разбурен в 2011-2012 гг. В данной статье обобщен полученный опыт по определению геологических и технологических критериев выбора участка для бурения таких скважин, рассмотрены некоторые методические особенности построения гидродинамической модели притока флюида к ним для прогноза технико-экономических показателей разработки. Приведены результаты сравнительных расчетов дебита и экономической эффективности ГС с МГРП по сравнению с ННС с ГРП.

Выбор опытного участкаОбъектами разработки Приобского месторождения являются три продуктивных пласта: АС

10, АС

11,

АС12

. Пласты АС10

и АС11

относятся к шельфовым отложениям барового типа и характеризуются хорошо коррелируемыми прослоями, пласт АС

12

относится к глубоководным морским отложениям, характеризующимся высокими глинистостью и расчлененностью.

В пласте AC10

продуктивными являются переслаивающиеся песчано-алевролитовые линзы. Пласт AC

11 имеет сложное строение: его

нижняя часть представлена чередованием очень тонких нефтенасыщенных песчано-алевритово-глинистых пород с линзами преимущественно песчано-алевритовых пород. Пласт AC

12 сложен

крупнозернистыми алевролитами с прослоями неотсортированных разностей в нижней части разреза. Общая толщина пластов составляет 300 м, эффективная – 50 м. Пласты разделены глинистыми перемычками толщиной до 100 м. Существующая система разработки на месторождении представляет собой площадную девятиточечную систему с плотностью сетки 25 га/скв.

С 2000-2001 гг. Приобское месторождение в основном разрабатывается с массовым применением технологии ГРП в ННС, поэтому одной из приоритетных задач анализа результатов разработки и выбора участка для бурения ГС с МГРП является определение азимута преимущественного распространения трещин ГРП. По результатам проведения специальных геофизических исследований скважин (ГИС) установлено, что трещины ГРП в основном распределены в диапазоне 310-345° [2]. Кроме того, при выборе опытного участка для бурения ГС с МГРП были сформулированы следующие основные геологические критерии:» отсутствие пересечения целевого пласта с другими продуктивными пластами для упрощения технологических решений проекта разработки (одновременная разработка двух и более

drilled in 2011-2012. This article describes the experience gained when determining the criteria for selecting where such wells should be drilled and fractured. Also the number of issues related to the flow modeling in such wells are reviewed with a purpose of forecasting field development. Below are the results of comparative calculations of field performance and commercial efficiency between fractured vertical wells and MFHW.

Selection of the Experimental SiteAt the Priobskoye field, three productive reservoirs are targetted: AC

10, AC

11, AC

12. Reservoirs AC

10 and AC

11 are

confined to bar shelf sediments and feature well-correlated interlayers, whereas the AC

12 reservoir pertains to a deep-

water marine sediment that typically feature high shaliness and compartmentalization.

The productive parts of the AC10

reservoir are in the interlayering sand-aleurolitic lenses. The AC

11 reservoir

has a complex structure: its lower part features alterations of thin oil-saturated sand-aleurolitic-clay rocks with lenses of primarily sand-aleurolitic composites. The AC

12

reservoir is formed with coarse siltstone with interlayers of unsorted variations in the lower part of the section. Overall reservoir thickness is 300 m with an effective net thickness of 50 m. The reservoirs are separated with shale barriers up to 100 m thick. The existing waterflood pattern used at the field is a nine-spot pattern with spacing density of 25 ha/well.

Since 2000-2001, the Priobskoye field has been developed with a wide application of hydraulic fracturing technology at vertical wells, and therefore one of the priority target for field development analysis and selection of MFHW drilling area was to determine the azimuth of the primary hydraulic fractures propagation. Based on special geophysical well survey (GWS) results it was determined that fractures are primarily distributed in 310-345° range [2].

Moreover, the following principal geological criteria were established for selection of experimental site for MFHW drilling:» absence of intersections between the target reservoir and other productive reservoirs to simplify production solutions of the development project (simultaneous development of two and more productive reservoirs using the same well pattern as well as the application of MFHW method is labor-intensive and expensive);

» reservoir thickness (from top to bottom) should not exceed 100 m (technical limitations for the HF operations);

» reservoir compartmentalization value per 1 m of net pay zone is over 0.5;

» shale barriers between the interlayers should not exceed 3-4 meters.

Based on these criteria the eastern part of the Priobskoye field, near well pad # 250, was selected for experimental

ROGTEC

FRACTURING


88 ROGTEC

ГРП


operations on MFHW drilling. This site is mostly represented by the AC

11 reservoir. Average net to gross for AC

11

reservoir is 0.31, porosity – 0.18, effective permeability – 0.002 µm2 , initial oil saturation – 0.64.

Description of the Well Completion TechnologyThe basic technology selected for multiple fracturing in horizontal wells involved running multi-stage packages with proppant injection ports (couplings), separate by packers (fig.1). This ensures good execution of the multistage HF in an open hole environment. During the proppant injection process, the ports are opened successively by dropping a ball down hole which isolates the lower intervals after the HF operation is complete. This system allows for simplified well completions without cementing and liner perforation. Depending on the HF design, completion of the operations may take from a few hours up to a few days. The capability to select port openings allows the isolation of water producing zones, which increases water-free well production.

A number of peculiarities should be considered during hydraulic fractures design in horizontal wells:

» Limitations on coarse proppant injection. At Priobskoye field 16/20 proppant size is usually used. The injection of coarse 12/18 proppant increases the risk of screen-out.

» The requirement of detailed determination of fractures propagation azimuth using additional geophysical survey to adjust fracturing design calculation.

» The necessity of additional well logging to determine placement of ports and packers.

» Variation in fracturing design calculations for vertical wells and MFHW (special software is required).

By using the technology described above drilling of four MFHW was designed for the experimental site of Priobskoye field, with horizontal section lengths ranged from 800 to 1000 m, each with 7-8 fractures. With a

продуктивных пластов по единой сетке скважин с использованием ГС с МГРП трудозатратная и дорогостоящая);

» толщина пласта (от кровли до подошвы) не превышает 100 м (технологическое ограничение проведения операции ГРП);

» расчлененность пласта на 1 м эффективной толщины более 0,5;

» толщина глинистых перемычек между прослоями не более 3-4 м.

Исходя из этих критериев в восточной части Приобского месторождения, в районе куста № 250, был выбран участок для проведения опытно-промышленных работ по бурению ГС с МГРП, представленный в основном пластом АС

11. Средняя

песчанистость по пласту АС11

составляет 0,31, пористость – 0,18, эффективная проницаемость – 0,002 мкм2, нефтенасыщенность – 0,64.

Описание выбранной технологии заканчивания скважинВ качестве базовой технологии многостадийного ГРП в ГС была выбрана одна из технологий спуска многосекционной компоновки с портами (муфтами) для закачки проппанта, разделенными в затрубном пространстве пакерами (рис. 1). Такая технология обеспечивает выполнение многостадийных операций ГРП в необсаженном стволе. В процессе закачки муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них ГРП. Такая система позволяет использовать упрощенное заканчивание скважины без цементирования и перфорации хвостовика. Сроки выполнения работ в зависимости от дизайна ГРП могут составлять от нескольких суток до нескольких часов. Возможность селективного управления открытием портов позволяет изолировать обводненные интервалы, увеличивая длительность безводного периода эксплуатации скважины.

Дизайн многостадийного ГРП характеризуется следующими особенностями, которые необходимо учитывать при проектировании ГС с МГРП.

» Ограничение по закачке проппанта крупных фракций. При проведении работ в скважинах куста № 250 использовался проппант фракции 16/20. Закачка крупнозернистого проппанта фракции 12/18 существенно увеличивала риски прекращения работ вследствие преждевременной остановки закачки.

» Необходимость детального определения

Секция набора кривизны

Drift deviation area

ПакерPacker

Порты ГРП HF ports

Обратный клапан Back valve

Рис. 1 Используемая на Приобском месторождении компоновка для проведения МГРП в ГС Fig. 1 Arrangement for multiple HF in horizontal wells used at Priobskoye field

FRACTURING

азимута распространения трещины ГРП с помощью дополнительных геофизических исследований для корректировки проводки ГС.

» Необходимость дополнительных каротажных исследований с целью размещения портов и пакеров.

» Различие в расчетах ГРП для ГС и ННС (необходимость использования специального программного обеспечения).

На выбранном опытном участке было запроектировано бурение четырех ГС с длинами горизонтальных участков от 800 до 1000 м и 7-8 трещинами ГРП по описанной выше технологии (рис. 2). Для организации оптимальной (линейной) системы заводнения направление проводки горизонтальных участков скважин было выбрано таким образом, чтобы азимут создаваемых вдоль ствола трещин ГРП совпадал с азимутом преимущественного распространения трещин ГРП по месторождению.

На основе средних для данного участка месторождения геомеханических параметров были проведены расчеты по определению дизайна многостадийного ГРП. Оптимальная масса проппанта на одну стадию выбиралась из прогноза продуктивности ГС с МГРП, выполненного с помощью гидродинамического моделирования, и составила 70-110 т. Расчетная эффективная полудлина трещин

purpose of arranging an optimal (linear) flooding system, the direction of horizontal well sections was selected in such a manner that the azimuth of the fractures created would

Рис. 2 Схема размещения ГС на опытном участке Приобского месторождения:k - проницаемость; H – толщинаFig. 2 HW location map for experimental field at Priobskoyek – permeability; H – thickness

90 ROGTEC

ГРП


coincide with preferential azimuth of fractures propagation. In other words longitudinal multiple fractures were planed.

Engineering multistage HF calculations were made based on the average rock mechanic parameters for this section of the field. The optimal proppant mass of 70-110 tones for each stage was selected based on forecasted production capacity of MFHW, conducted through flow simulation model. Estimated effective fracture half-length was 50-60 m, fixed fracture height – 70 m and an average fixed width of 3.5 mm. All HF operations were carried out as it was designed. Analysis of the actual production data confirmed the estimations of fracture geometry.

Technical Modeling for MFHW Drilling and Analysis of its Results3D geological and three-phase hydrodynamic simulation model for various well completion methods was used for the technical and economical assessment of the MFHW application at the experimental site. In this case the principal difficulty for the adequate flow modeling was the correct placement and calculation of the hydraulic fractures, especially for horizontal wells.

Typically, the following methods are used for numerical flow modeling of fractured wells [3].

1. Fracturing modeling using negative skin. The downside of this method is that no consideration is taken of fracture geometry and there is therefore an incorrect distribution of reservoir pressure and saturation.

2. Application of local grid refinement technique near the wellbore and fracture. This approach allows modeling fracture geometry, but results in calculation time increasing few-fold.

For the optimal development system selection at the experimental site multivariant calculations of wells performance were done using an alternative approach, provided by in-house black-oil flow simulator “BOS”. This software package includes a unique HF inflow calculation module that uses a method of sources. This method is based on a conjugation of finite-difference approximations for reservoir flow simulation and analytical solutions for

равнялась 50-60 м, закрепленная высота – 70 м, средняя закрепленная ширина – 3,5 мм. Все работы по ГРП были проведены в соответствии с дизайном. Анализ фактических замеров подтвердил оценки геометрии трещин.

Технико-технологическое моделирование технологии бурения ГС с МГРП и анализ результатов ее внедренияДля технико-экономической оценки применения ГС с МГРП на опытном участке и повышения эффективности принятых технологических решений в работе использовалось трехмерное геолого-гидродинамическое моделирование процесса притока к скважинам с различными системами заканчивания. Основная сложность построения адекватной гидродинамической модели в данном случае заключалась в корректном задании трещин ГРП, особенно в ГС. Обычно для численного гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений с использованием скважин c ГРП применяются следующие подходы [3]. 1. Моделирование трещины ГРП при помощи отрицательного скин-фактора. Недостатком метода является отсутствие учета геометрии трещины и, как следствие, неправильное распределение давления и насыщенности в пласте.

2. Применение локального измельчения сетки в области трещины ГРП. Данный подход позволяет моделировать геометрию трещины, однако за счет измельчения сетки в разы увеличивается время расчета.

Для выбора оптимальной системы разработки опытного участка были проведены многовариантные расчеты показателей разработки с применением альтернативного подхода, реализованного в сертифицированном корпоративном пакете гидродинамического моделирования залежей углеводородов “РН-КИМ” (BOS). Этот пакет включает уникальный модуль расчета притока к трещине ГРП на основе метода источников. Данный метод моделирования трещин конечной проводимости,

Тип скважины /

Type of Well

Дебит жидкости, м3/сут

Liquid Rate, m3/dayКоэффициент

продуктивности,м3/(сут- МПа)

Production Index, m3/(day-MPa)

Пусковой

Initial

Установившийся

Steady-state

ННС с ГРП / FVW 117 24 1,2

ГС с МГРП / MFHW 307 48 2,3

Таблица 1 - Table 1

91ROGTECROGTEC

FRACTURING


произвольной длины и ориентации основан на сопряжении конечно-разностной аппроксимации течения в пласте и аналитического решения в окрестности трещины [4]. Время расчета по сравнению с локальным измельчением сетки меньше в 1,5-2 раза при сохранении заданной точности вычислений.

На первом этапе были построены тестовые модели однородного пласта для сравнения продуктивности ННС с ГРП и ГС с МГРП. Предполагалось, что скважины работают с постоянным забойным давлением 5 МПа, полудлина трещин для ННС с ГРП равна 150 м, для 800-м ГС с семью трещинами ГРП – 50 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта и термобарические условия в модели соответствовали средним значениям по опытному участку Приобского месторождения: проводимость пласта – 6,15.10-3 мкм2.м, начальное пластовое давление – 26 МПа. В табл. 1 приведены результаты моделирования продуктивности для однородной модели. Из нее видно, что пусковой дебит ГС превышает дебит ННС в 2,6 раза, а кратность превышения стационарного дебита ГС равна 2, что свидетельствует о более существенном темпе падения дебита ГС по сравнению с дебитом ННС.

Целью второго этапа моделирования являлся расчет динамики дебитов ГС с МГРП для технико-экономического анализа эффективности их применения на Приобском месторождении. На основе результатов интерпретации данных сейсморазведки, промысловых и геофизических данных по окружающим и разведочным скважинам была построена детальная секторная геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ) опытного участка. Проведена адаптация секторной модели к фактическим показателям эксплуатации окружающих скважин. Сравнение расчетных и

wellbore and fracture area description [4]. Approach applied allows of modeling the finite conductivity fractures with arbitrary distributed lengths and orientation. Calculation time is about 1-2 times shorter as compared to local grid refinement method, with the required calculation accuracy preserved.

At the initial stage, test models for the homogeneous reservoir were made to compare productivity between fractured vertical well and MFHW. It was assumed that wells operate at a constant BHP of 5 MPa, the fractures half-length are equaled to 150 m for vertical wells, and 50 m for MFHW with horizontal section length of 800 m and 7 fractures. Reservoir properties and thermobaric conditions in the model corresponded to the average values for the experimental site at the Priobskoye field: the reservoir conductivity is 6,15.10-3 µm2 m, and the initial formation pressure is 26 MPa. Table 1 shows the well productivity results of modeling for homogeneous case. It demonstrates that the initial flow rate of MFHW exceeds the initial flow rate of fractured vertical well (FVW) by 2,6 fold, and steady-state flow rate of MFHW exceeds the steady-state flow rate of fractured vertical well by a factor of 2, which signifies a much more significant flow rate decline for MFHW as compared to that of vertical well.

The purpose of the second modeling stage was to calculate the MFHW waterflooding performance and analyze the feasibility of their efficient application at the Priobskoye field. Based on seismic data interpretation, production and geophysical data for the surrounding and exploratory wells, detailed sector-type geological and flowmodels were created for the experimental site. History matching of the flow model to the actual production performance for the surrounding production wells was conducted. Comparison of the calculated and actual oil flow rates and water production (fig. 3) demonstrated the high reliability of

Фактический / Actual

900

Деб

ит

неф

ти, м

3 /су

т / O

il flo

w r

ate,

m3 /

day

800

700

600

500

400

300

200

100

0

04.2006 04.2007 04.2008 04.2009 04.2010 04.2011

800

700

600

500

400

300

200

100

0

04.2006 04.2007 04.2008 04.2009 04.2010 04.2011Деб

ит

во

ды

, м3 /

сут

/ Wat

er o

utp

ut,

m3 /

day

Расчетный / Estimated

a б

Рис. 3 Динамика дебита нефти (а) и воды (б) скважин Fig. 3 Dynamics of oil flow rate (a) and water output (b) for the wells

92 ROGTEC

ГРП


the flow model obtained. Using this model oil production profile forecast was done for the wells at experimental site with various completion systems including MFHW. The results were compared to the actual well performance after the wells were drilled and started to produce. A comparison of forecasted and actual well production data shows good similarity (fig.4), which confirms that the suggested MFHW modeling method is correct.

Evaluating the Commercial Efficiency of MFHW Economical efficiency of multiple fractured horizontal wells application was estimated by comparison of the forecasted technical and economical well performance for different completion methods. Nine-spot waterflooding pattern with fractured vertical wells and 25 ha/well spacing was considered as a base case. To determine the production profile data a sector-type flow model described above was used. Economics for the completion options reviewed were estimated based on a integrated calculation approach applied at Rosneft with specific indicators established for the Priobskoye field. Fig. 5 shows the comparison of the calculated ccumulated oil production for the two cases under consideration: watrerflooding using fractured vertical wells and MFHW.

Table 2 shows economic indicators obtained for these options. It explains that both fractured vertical wells and MFHW are commercially viable with a DPI over 1 and payback time of about 1 year. However, the NPV from MFHW applicaition is 1,8 times higher, even accounting for the high capital expenditures.

фактических дебитов нефти и воды (рис. 3) показало высокую степень достоверности построенной ГГДМ, достаточную для проведения прогнозных расчетов продуктивности скважин с различными системами заканчивания.

Прогноз динамики добычи был проведен для всех проектных ГС с МГРП опытного участка. Результаты расчетов сравнивались с фактическими технологическими показателями после ввода скважин в эксплуатацию. Сравнение прогнозных и фактических дебитов скважин показывает достаточно хорошую сходимость (рис. 4), что подтверждает корректность предлагаемого метода моделирования ГС с МГРП.

Оценка экономической эффективности применения ГС с МГРПОценка проводилась путем сравнения прогнозных технико-экономических показателей предложенного варианта разработки с базовым вариантом (девятиточечная система ННС с ГРП с плотностью сетки скважин 25 га/скв). Для определения динамики добычи по сравниваемым вариантам использовалась секторная ГГДМ. Экономические показатели вариантов оценивались по действующей в ОАО «НК «Роснефть» комплексной методике расчета интегрированных проектов разработки [5] с нормативами, утвержденными для Приобского месторождения. На рис. 5 приведено сравнение рассчитанной динамики накопленной добычи нефти по анализируемым вариантам разработки.

0

Время с начала работы, сут / Time from start of production, days

Фактический / Actual

Прогнозный / Forecasted

20 40 60 80 1000

50

100

150

200

250

300

350

Деб

ит

жи

дко

сти

, м3/су

т L

iqu

id r

ate,

m3 /

day

Рис. 4 Динамика прогнозных и фактических дебитов нефти и жидкости скв. 5869Г Приобского месторождения Fig. 4 Dynamics of forecasted and actual oil flow rate and liquid rates at well 5869G at Priobskoye field

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

0 50 100 150 200

Нак

оп

лен

ная

до

бы

ча н

ефти

, ты

с.т.

A

ccu

mu

late

d o

il p

rod

uct

ion

, kt

Время с начала работы, мес. / Time since launch, months

ГС с МГРП / MFHW

ННС с ГРП / FVW

Рис. 5 Динамика накопленной добычи нефти по двум вариантам разработки опытного участка Fig. 5 Dynamics of accumulated oil production in two operating mode options

93ROGTECROGTEC

FRACTURING


ConclusionUsing horizontal wells with multistage hydraulic fractures ensures an increased development potential for low-permeable reservoirs as shown in the case study on the experimental site at the Priobskoye field. Comprehensive 3D flow modeling also ensures the best results with these type of wells.

References1. Zagurenko A.G., Korotovskikh V.A., Kolesnikov A.A.,

Timonov A.V., Kardymon D.V., Neftyanoe khozyaystvo –

Oil Industry, 2009, no. 4, pp. 78-80.

2. Latypov I.D., Borisov G.A., Khaydar A.M., Gorin A.N.,

Neftyanoe khozyaystvo – Oil Industry, 2011, no. 6, pp.

34-38.

3. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R., Basic

Applied Reservoir Simulation, Richardson, 2001, 421 p.

4. Kanevskaya R.D., Matematicheskoe modelirovanie

razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza s primeneniem

gidravlicheskogo razryva plasta (Mathematical modeling

of the development of oil and gas fields with the

use of hydraulic fracturing), Moscow: OOO “Nedra-

Biznestsentr” Publ., 1999, 212 p.

5. Antonenko D.A., Pavlov V.A., Surtaev V.N.,

Sevastyanova K.K., Integrated modeling of the Priobskoe

oilfield, SPE 117413, 2008.

В табл. 2 приведены полученные экономические показатели рассматриваемых вариантов разработки. Из нее видно, что оба варианта являются экономически рентабельными с индексами доходности (DPI) больше 1 и сроком окупаемости около 1 года. Однако чистый дисконтированный доход (NPV) по варианту разработки с применением ГС с МГРП выше в 1,8 раза, несмотря на достаточно высокую стоимость строительства подобных скважин.

ЗаключениеТаким образом, применение горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых пластов, что показано на примере опытного участка Приобского месторождения. На основе трехмерного гидродинамического моделирования разработан подход к выбору оптимальной системы разработки с использованием таких скважин.

Список литературы1. Комплексная система планирования и проведения

гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «НК

«Роснефть»/А.Г. Загуренко, В.А. Коротовских, А.А.

Колесников [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2009.

– № 4. – С. 78-80.

2. Переориентация азимута трещины повторного

гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-

Юганскнефтегаз»/И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М.

Хайдар, А.Н. Горин//Нефтяное хозяйство. – 2011.

– № 6. – С. 34-38.

3. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic

Applied Reservoir Simulation. – Richardson, Texas: SPE,

2001. – 421 p.

4. Каневская Р.Д. Математическое моделирование

разработки месторождений нефти и газа с

применением гидравлического разрыва пласта.

– М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.

5. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield/

D.A. Antonenko, V.A. Pavlov, V.N. Surtaev, K.K.

Sevastyanova // SPE 117413. – 2008.

NPV, млн. руб. (mln rubles)

Показатели Indices

ГС с МГРП MFHW

ННС с ГРП Fractured vertical well

IRR

DPI

Срок окупаемости, годы

Payback time, years

116

0,25

1,07

1

66

0,23

1,06

1

Таблица 2 - Table 2

The article was published in the NK Rosneft Scientific and

Technical Nesletter (nauchno-technicheskiy Vestnik OAO

“NK “Rosneft” No.2, 2012, pp.22-26; ISSN 2074-2339.

Printed with permission from the Editorial Board.

Статья была опубликована в научно-техническом

вестнике ОАО “НК “Роснефть”, №2, 2012, стр. 22-26;

ISSN 2074-2339.

Публикуется с разрешения редакции.

94 ROGTEC

ОРЭ

www.rogtecmagazine.com94

rilling separate wells in every reservoir is economically unviable in some cases. Aside from that, construction

of many wells entails technical or logistical restrictions and limitations. Successive development of reservoirs slows down the production of reserves. Developing different reservoirs with the same well via DC technologies can decrease the scope of drilling, increase production, accelerate development of reserves, and help mitigate adverse environmental impact. It should be noted that the use of DC technologies must meet the requirements of design documents and provisions of the Federal Environmental, Technological and Nuclear Supervision Service (Rostekhnadzor) for separate accounting of products, provide the required level of reliability and cost efficiency, and fulfill the requirements to optimal development of reservoirs. According to Rostekhnadzor’s resolution, dual completion of several reservoirs with the same well shall be permitted when exchangeable downhole equipment is available for separate metering of produced hydrocarbons, separate testing and logging of every reservoir, and safe servicing of wells with due consideration for pressure differential and the properties of reservoir fluids.

The actual operating conditions of TNK-BP’s fields are such that 98 percent of wells are worked by artificial lift, 90

ряде случаев бурение отдельных скважин на каждый объект разработки экономически

нецелесообразно. Кроме того, часто для строительства большого количества скважин имеются технические или логистические ограничения. При этом разработка пластов последовательным способом замедляет освоение запасов. Эксплуатация разных объектов одной скважиной с применением технологий ОРЭ способна сократить объемы бурения, обеспечить прирост добычи, ускорить ввод запасов в разработку и снизить вредное воздействие на окружающую среду. Отметим, что применение технологии должно соответствовать требованиям проектных документов и постановления Ростехнадзора о раздельном учете продукции, то есть обеспечивать необходимую надежность, быть экономически приемлемым, удовлетворять требованиям оптимальной разработки объектов. Согласно постановлению Ростехнадзора, ОРЭ нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной допускается при наличии сменного внутрискважинного оборудования, обеспечивающего возможность реализации раздельного учета добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно и проведения безопасного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов.

ROGTEC

ОРЭ


Проекты ОРЭ пластов в ТНК-ВР: на низком стартеDual Completion Projects at TNK-BP: Ready to Roll

Применение систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) способно существенно улучшить экономическую эффективность инвестиций ТНК-ВР, обеспечить оптимальную выработку пластов и минимизировать технологическое влияние на окружающую среду. К настоящему времени Компанией наработан обширный опыт тестирования технологий ОРЭ, и в ближайшие годы масштаб их применения значительно расширится.

Dual completion (DC) systems can dramatically improve the economic efficiency of TNK-BP’s investments, ensure optimal management and development of reservoirs, and minimize environmental impact. TNK-BP has gained extensive experience in testing dual completion technology and the scope of their application can be expected to broaden in the coming years.

Эдуард Муслимовдиректор по технологиям эксплуатации и заканчивания, Департамент внутрискважинных работ, БН «Разведка и Добыча»

Eduard MuslimovDirector, Production Technology and Completions, Wellwork Department, Upstream

Петр Медведевруководитель группы технологий интеллектуализации, Департамент внутрискважинных работ, Центр экспертной поддержки и технического развития, БН «Разведка и Добыча»

Peter MedvedevLeader, Intelligent Technologies Team, Peer Review and Technical Development Center, Upstream

B D

95ROGTEC

Операционные условия месторождений ТНК-ВР таковы, что 98% действующего фонда скважин эксплуатируются механизированным способом, из них 90% – с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Средняя глубина скважин превышает 2 000 м, эксплуатационные колонны представлены в основном диаметром 168 мм и менее; активно применяются технологии гидроразрыва пласта (ГРП) (около 1 500 операций в год). Многие месторождения имеют три и более пласта и осложняющие факторы

(асфальтенопарафиновые отложения, соли, абразивные механические примеси, высокий газовый фактор), нередки проблемы заколонных перетоков. В таких условиях к внедряемому оборудованию для ОРЭ предъявляются повышенные требования. Хотя данные системы и не являются принципиально новой технологией, их использование требует применения передовых разработок в механизированной добыче, геофизике, метрологии и заканчивании скважин.

Основные риски при внедрении технологий ОРЭ заключаются в отсутствии точно известного потенциала дебита или приемистости по новым объектам разработки, а также неопределенности распределения добычи по пластам на действующем фонде. Формировать техническое задание на закупку оборудования при этом требуется задолго до уточнения потенциала. К рискам относятся также неудовлетворительное или неизвестное механическое состояние скважин-кандидатов (состояние колонны, цементного кольца и т.д.) и низкая стадия готовности технологии для промышленного внедрения. При планировании использования технологии приходится

percent of them using electrical submersible pump (ESP) units. The average depth of wells exceeds 2,000 m, the diameter of most production casings is 168 mm or less, and hydraulic fracturing technologies are used extensively (approximately 1,500 hydraulic fracking jobs a year). Many fields have three or more reservoirs and a number of complicating factors, such as asphalt-paraffin deposits, salts, abrasive suspended solids, a high gas-oil ratio, and frequent crossflows behind casings. In such conditions, the requirements for DC equipment are more stringent. Despite

the fact that dual completion systems do not constitute an essentially new technology, their use requires application of advanced methods of artificial lift, geophysical studies, metrology, and well completion.

The main risk inherent in DC technologies is that the flow rate of wells or permeability of new reservoirs under development is not known exactly and the distribution of production from reservoirs with an active well stock is usually uncertain. Other risks include unsatisfactory or unknown mechanical conditions of candidate wells (casings, cement sheath, etc.) and the poor susceptibility of technologies to commercial integration. Furthermore, the fact that the reliability of a complex system is lower than that of its constituent elements should always be taken into consideration in technology application planning.

According to the Tyumen Petroleum Research Center (TNNC), TNKBP’s potential well stock usable for DC as of the beginning of 2012 stood at approximately 3,300 wells, and the oil reserves that may be developed and recovered using dual completion technologies are estimated at several

ROGTEC

DUAL COMPLETION


СистемыDual Completion Systems

1. Однолифтовые1. Single-Lift Systems

2. Двухлифтовые2. Dual-Lift Systems

1.1 Системы мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов

1.1 Monitoring systems with one artificial lift method without separation of reservoirs

1.2 Системы мониторинга (и управления) с одним способом механизированной добычи с разделением пластов

1.2 Monitoring and management systems with one artificial lift method and separation of reservoirs

1.3 Системы с разделением пластов с двумя способами механизированной добычи

1.3 Systems with two artificial lift methods and separation of reservoirs

2.1 Параллельные конструкции

2.1 Parallel designs

2.2 Концентрические конструкции

2.2 Concentric designs

SOURCE: TNK-BP ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

Рис. 1 Классификация систем для ОРД, применимых для активов ТНК-ВРFig. 1 Classification of DC Systems Applicable to TNK-BP’s Assets

96 ROGTEC

ОРЭ


tens mln t. In future, this potential is expected to rise with the number of new fields brought into development. A classification of the key systems required for application of DC technologies in the assets of TNK-BP is shown in Fig. 1.

There are systems for dual production (DP), dual injection (DI), and dual production and injection (DP&I).

Integration of Single-Lift SystemsThree types of monitoring systems with one artificial lift method and without separation of reservoirs (1.1) have been integrated at TNK-BP. The first type uses mobile logging equipment under the ESP unit (Fig. 2a) and consists of complex equipment on a logging cable. This type of system was used in four Buguruslanneft wells in 2008–2011 and in nine Sorochinskneft wells in 2010–2011. There were cases of flow meter clogging and eccentric stabilizer opening.

The ESP + Y-tool scheme (Fig. 2b) allows for logging in dynamic conditions with tool tripping. The first attempt at using this scheme ended unsuccessfully with a failure to pull out a bypass system packoff from one of Buguruslanneft’s wells in 2008 and an early pump failure at Sorochinskneft. A decision was then made to test similar equipment of another manufacturer in 2012 at TNK-Uvat fields and use it in 10 wells.

The advantage of the ESP + hooked log scheme (Fig. 2c) is using standard downhole equipment with a logging block hooked to the downhole monitoring equipment of the ESP unit and data output to the surface. The minimum liquid flow rate in this scheme is 30 cu. m per day at an angle of up to 15°. Successful tests of this scheme were conducted in 2011 in wells operated by TNK-Nyagan. The current turnaround interval for this scheme is 280 days. This technology will be rolled out in 2012.

Regional enterprises of TNK-BP have tested three types of monitoring and management systems with one artificial lift method and with separation of reservoirs (1.2). The ESP + mandrels scheme (Fig.2d) runs on modified gas-lift equipment. Chokes and logging tools on a cable are inserted into mandrels for measuring pressure, temperature, humidity, and flow rate. The most common equipment operates autonomously with its own memory, but there are technical solutions for output of data to the surface in real time. In 2008, this technology with autonomous tools was integrated in 14 wells of Varyoganneftegaz. Flow rates varied in the range of 53–110 cu. m per day, and the average turnaround interval was 365 days. In 2010, this scheme was tested in two wells of Samotlorneftegaz, where quick clogging of flow meters was observed. In 2011, a technology with data output to the surface was tested at TNK-Nyagan with rapid failure of flow meters.

учитывать, что надежность комплексной системы ниже, чем ее отдельных элементов.

Потенциальный фонд для применения ОРЭ в ТНК-ВР, согласно оценке Тюменского нефтяного научного центра (ТННЦ) по состоянию на начало 2012 года составляет около 3 300 скважин, предварительная оценка текущих извлекаемых и вовлекаемых запасов с применением ОРЭ – несколько десятков миллионов т нефти. В перспективе этот потенциал будет расти за счет вовлечения в разработку новых месторождений. Классификация ключевых систем для ОРЭ, применимых для активов ТНК-ВР, приведена на Рис. 1. Различают системы для одновременно-раздельной добычи (ОРД), одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ).

Внедрения однолифтовых системВ ТНК-ВР внедрялись три типа систем мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов (1.1). Первый из них – схема с подвижной геофизикой под УЭЦН (Рис. 2a) – представляет собой комплексный прибор на геофизическом кабеле. В 2008-2011 годах данная технология применялась в целевом дочернем обществе (ЦДО) «Бугурусланнефть» на четырех скважинах, а в 2010-2011 годах – в ЦДО «Сорочинскнефть» на девяти скважинах. В процессе применения отмечалось засорение расходомера и случаи раскрытия децентратора.

Схема «УЭЦН + Y-Тool» (Рис. 2b) позволяет проводить промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в динамических условиях с извлечением приборов. Первый опыт применения данного оборудования был неудачным – в 2008 году из скважины ООО «Бугурусланнефть» не удалось извлечь герметизирующее устройство системы байпасирования, а в ЦДО «Сорочинскнефть» был получен ранний отказ насоса. Испытания аналогичной технологии другого производителя решено возобновить в 2012 году на месторождениях ООО «ТНК-Уват», где запланировано ее внедрение на 10 скважинах.

Преимуществом cхемы «УЭЦН + подвесной геофизический прибор» (Рис. 2c) является использование стандартного внутрискважинного оборудования с добавлением геофизического блока, подключенного к ТМС УЭЦН, и выводом данных на поверхность. Минимальный дебит жидкости для этой технологии составляет 30 м3 в сутки, а величина угла – до 15 градусов. Успешные испытания метода проведены в 2011 году на скважинах ОАО «ТНК-Нягань». Текущий межремонтный период составляет 280 суток, на 2012 год запланировано тиражирование технологии.

Региональные предприятия ТНК-ВР протестировали и три типа систем мониторинга и управления с одним способом механизированной добычи с разделением пластов (1.2). Схема «УЭЦН + мандрели» (Рис. 2d)

ROGTEC

ОРЭ


98 ROGTEC

ОРЭ


ОРЭ


ESP / ЭЦН

Tbg / НКТ

PI,TI

ESP cable / кабель ЭЦН

ESP Control Station / Станция

управленияУЭЦН

PI,TI, Q,%

Wireline / Геофизический

кабель

а) Схема с подвижным геофизическимприбором под УЭЦН

а) Mobile logging equipment under the ESP unit

Технология ООО «ТНГ-Групп»

Technology of TNG Group

By pass TBG / Байпасная НКТ

ESP / ЭЦН

Y-block

Wireline device / Прибор

Технология ЗАО «Новомет-Пермь»,

ООО «ЛифтОйл», Baker Huges, Schlumberger и других

Technology of Novomet-Perm, LiftOil, Baker Hughes, Schlumberger, etc.

b) Схема «УЭЦН + Y-Tool»b) ESP + Y-Tool

Tbg / НКТ

PI,TI, Q

PI,TI

Station

of layers monitoring /

Станциямониторинга

пластов

ESP cable / Кабель ЭЦН

PI,TI,Q

ESP / ЭЦН



Технология НПФ «Геофизика», НПФ «Геоник»

Technology of Geofizika and Geonik

c) Схема «УЭЦН + подвеснойгеофизический прибор на ТМС»

c) ESP + hooked log

ESP

Control Station / Станция


PI,TI

PI,TI,Q, %

PI,TI,Q, %

Packer / Пакер

Packer / Пакер

Mandrels / Скважинные камеры

ESP cable / Кабель ЭЦН

ESP / ЭЦН

Wireline / Геофизический

кабель

d) Схема «УЭЦН + мандрели»d) ESP + mandrels

Технология ООО «ЛифтОйл», Schlumberger, Baker Huges и других

Technology of LiftOil, Schlumberger, Baker Hughes, etc.



Hydraulic Packer / Гидр. Пакер

PI,TI

Станцияуправления

пакером

Hydraulic control lines /

Гидравл.контрольные

линии

ESP / ЭЦН

Tbg / НКТ

e) Схема «УЭЦН + расширяющийся пакер»e) ESP + expanding packer

Технология ООО НПО «Новые Нефтяные Технологии»

Technology of New Oil Technologies

Hydraulic sliding sleeve/ Гидр. циркул. муфта

PI,TI

PI,TI

FCV Control Station / Станция

управленияклапана

Hydraulic control lines /

Гидравл. контрольные

линии



ESP / ЭЦН

Packer / Пакер

f) Схема «УЭЦН + гидравлическаяциркуляционная муфта»

f) ESP + hydraulically control sliding sleeve

Технология Baker Huges, Schlumberger, ООО «ЛифтОйл»,ООО НПО «Новые Нефтяные Технологии»

Technology of Baker Hughes, Schlumberger, LiftOil, and New Oil Technologies


УЭЦН

TBG / НКТ

PI,TIESP Shroud / Кожух УЭЦН

SRP Pumping

Unit / СК УШГН

SRP / ШГН

Packer / Пакер

ESP / ЭЦН

g) Схема «УШГН + УЭЦН»g) SRP + ESP

Технология ТатНИПИнефть

Technology of TatNIPIneft

Часто для строительства большого количества скважин имеются технические или логистические ограниченияConstruction of many wells entails technical or logistical restrictions and limitations

Рис. 2 Системы ОРЭ, применимые для активов ТНК-ВР (Часть 1)

Fig. 2 Dual Completion Systems Applicable to TNK-BP Assets (Part 1)

SO

UR

CE: TN

K-B

P / И

СТО

ЧН

ИК

: ТНК

-ВР

99ROGTECROGTEC

DUAL COMPLETION


Bypass TBG / Байпасная НКТ

Y-block

On off / Разъединитель

Anchor / Якорь

ESP / ЭЦН

Packer / Пакер

h) Схема «УЭЦН + УЭЦН»h) ESP + ESP

Технология ЗАО «Новомет-Пермь»

Technology of Novomet-Perm

On off / Разъединитель

Par. Anchor / Параллельный якорь

Packer / Пакер

TBG / НКТ

SRP / ШГН

SRP / ШГН

i) Схема «ШГН + ШГН» (параллельный лифт)i) SRP + SRP (parallel lift)

Технология ТНК-ВР, ТатНИПИнефть

Technology of TNK-BP and TatNIPIneft

Packer / Пакер

ESP / ЭЦН

TBG / Bypass tbg / Байпасная НКТ

ESP / ЭЦН

Shear release / Аварийное соед-е НКТ

Low ESP section / Секция нижнего УЭЦН

Upper ESP section / Секция верхнего УЭЦН

Y-block

Motor Shroud / Кожух

j) Схема концентрической конструкции «ЭЦН + ЭЦН»j) Concentric ESP + ESP

Технология Baker Huges, Schlumberger

Technology of Baker Huges, Schlumberger

PI,TI

Gas / Газ

Rods /Штанга



SRP Pumping

Unit / СК УШГН

TBG / НКТ

TBG / НКТ

Packer / Пакер

SRP / ШГН

ESP / ЭЦН

k) Схема концентрической конструкции «ШГН + ЭЦН»

k) Concentric SRP + ESP

Технология ООО НТП «Нефтегазтехника»

Technology of Neftegaztekhnika

Diverting Sub / Уплотнительный узел

TBG / НКТ

Packer / Пакер

Mandrel / Скважинная камера

TBG / НКТ

Packer / Пакер

l) Однолифтовая (слева) и концентрическая (справа) системы ОРЗ

l) Single-lift (left) and concentric (right) DI systems

Технология (однолифтовая) ООО «ЛифтОйл», Schlumberger, НПФ «Пакер»,

ООО НТП «Нефтегазтехника» и других

Single-lift technology of LiftOil, Schlumberger, Packer, Neftegaztekhnika, etc.

Bypass TBG / Байпасная НКТ

Y-block

ESP / ЭЦН

Packer / Пакер

m) Общая схема ОРДиЗ на скважине №791 Западно-Ольховского

месторождения ЦДО «Сорочинскнефть»m) Dual completion and injection system

in well #791 of Sorochinskneft’s Zapadno-Olkhovskoe field

Технология Schlumberger, Baker Huges

Technology of Schlumberger and Baker Hughes

Рис. 2 Системы ОРЭ, применимые для активов ТНК-ВР (Часть 2)

Fig. 2 DC Systems Applicable to TNK-BP Assets (Part 2)

SO

UR

CE: TN

K-B

P / И

СТО

ЧН

ИК

: ТНК

-ВР

100 ROGTEC

ОРЭ


ОРЭ


Системы для ОРД DP Systems

ПреимуществаAdvantages

1.1 Однолифтовые системы мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов

1.1 Single-lift monitoring systems with one artificial lift method without separationof reservoirs

1.2 Однолифтовые системы мониторинга (и управления) с одним способоммеханизированной добычи с разделением пластов

1.2 Single-lift monitoring and management systems with one artificial lift methodand separation of reservoirs

1.3 Однолифтовые системы с разделением пластов с двумя способами механи-зированной добычи

1.3 Single-lift systems with two artificial lift methods and separation of reservoirs

2.1 Двухлифтовые системы с параллельными лифтами

2.1 Dual-lift systems with parallel lifts

2.2 Двухлифтовые системы концентрической конструкции

2.2 Dual-lift systems with concentric design

- геофизика в динамических условиях- исследования на разных режимах- меньшая стоимость

- Well logging and testing in dynamic conditions- Studies in different conditions- Lower cost

- меньшая степень взаимовлияния пластов- возможность более достоверного учета

- Less interaction of reservoirs- More reliable metering

- ниже степень взаимовлияния пластов- учет и исследования без геофизики- эксплуатационные колонны 146 мм и 168 мм со стандартной фонтанной арматурой- дифференцированная депрессия

- Less interaction of reservoirs- Accounting and studies without logging- Production casings of 146 mm and 168 mm with standard production trees- Differential depression

- 100% независимая добыча из каждого пласта

- Completely independent production from every reservoir

- 100% независимая добыча из каждого пласта

- Completely independent production from every reservoir

Табл. 1 Сравнение систем для ОРД, протестированных в ТНК-ВР

Table 1 Comparison of the DP Systems Tested at TNK-BP

SO

UR

CE: TN

K-B

P / И

СТО

ЧН

ИК

: ТНК

-ВР

101ROGTECROGTEC

DUAL COMPLETION


Недостатки Shortcomings

РекомендацииRecommendations

- взаимовлияние пластов- нет возможности регулирования- смешение продукции- невозможность снятия кривой восстановления давления- необходимость интерпретации данных промысловых геофизических исследований- низкая надежность расходомеров- риски повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях- в случае использования байпасных блоков – ограничения по типоразмеру ЭЦН и риски по извлечению герметизирующего устройства- ограничения по кривизне (2 градуса на 10 м, угол наклона до 20 градусов)

- Interaction of reservoirs- No regulation- Mixing of products- Pressure build-up curve measurement impossible- Necessity of logging data interpretation- Low reliability of flow meters- Cable damage risks during tripping operations- ESP size restrictions and pack-off pulling risks when bypass blocks are used- Curvature restrictions (2° per 10 m, angle of up to 20°)

- смешение продукции при подъеме- сложности подъема пакерного оборудования при наличии выноса песка или проппанта- ненадежность внутрискважинных расходомеров- необходимость канатных работ для регулировки штуцеров и подъема геофизических приборов с подземным ремонтом скважин- ограниченные возможности для управления работой пластов

- Mixing of products during lifting- Difficulties with pullout of packer equipment in the presence of sand or proppant- Low reliability of down-hole flow meters- Need for cable works to regulate chokes and pullout of logging equipment with well servicing- Limited reservoir management possibilities

- сложность ремонта для нижнего насоса- сложность спуска- чувствительность к гидроразрывам пласта (ГРП) и обработке призабойной зоны (ОПЗ)- остановка одного из насосов для раздельного замера- смешение продукции в лифте- невозможность опрессовки пакера при спуске- проверка качества разделения на этапе эксплуатации

- Difficult repairs of the lower pump- Difficult tripping- Sensitivity to hydraulic fractures and bottom-hole treatment- Suspension of one of the pumps for separate metering- Mixing of products during lifting- Impossibility of packer sealing during tripping- Checking of separation quality during operation

- диаметр эксплуатационной колонны от 168 мм- ограниченная глубина в варианте с УШГН- сложность конструкций- необходимость использования специализированного оборудования, включая превентор- высокая стоимость при дизайне для активов ТНК-ВР, обусловленная глубиной залегания- минимальные интервенции (ОПЗ, ГРП)- не более двух разобщаемых объектов

- Production casings over 168 mm in diameter- Limited depth with SRP- Complex design- Necessity of using special equipment, including preventers- High cost for TNK-BP’s assets due to high occurrence depths- Minimal interventions (bottom-hole treatment, hydraulic fracturing)- No more than two separated reservoirs

- диаметр эксплуатационной колонны 178 мм при стандартных УЭЦН (для компоновки «ЭЦН + ЭЦН»)- сложность конструкции- сложность ремонта, требующего привлечения высококвалифицированного специализированного персонала- большая чувствительность к ГРП и интервенциям- высокая стоимость спуска и ремонта- не более двух разобщаемых объектов

- Production casings of 178 mm with standard ESP (for the ESP + ESP scheme)- Complex design- Difficult repairs requiring highly-qualified dedicated personnel- High sensitivity to hydraulic fracturing and interventions- High cost of tripping and repair- No more than two separated reservoirs

- использовать на скважинах, где техническое состояние не допускает разделения пластов (состояние колонн, цемента) либо есть осложняющие факторы добычи (высокий вынос механических примесей, газовый фактор и т.д.)- использовать на скважинах, где геология пластов, физико-химические свойства флюидов и энергетическое состояние близки- использовать преимущественно на старом фонде, где внедрение систем с разделением нерентабельно

- Should be used in wells where technical conditions (casings, cement sheath, etc.) do not allow separation of reservoirs or in wells with complicating factors (high production of suspended solids, high gas-oil ratios, etc.)- Should be used in wells with similar geological structure, physicochemical properties, and energy state of reservoirs- Should be used mostly in old wells where integration of systems with separation of reservoirs is not profitable

- диаметр эксплуатационной колонны от 146 мм- использовать на скважинах, не требующих частых интервенций;- техническое состояние скважины (эксплуатационной колонны, цемента и т.д.) оправдывает установку пакеров- нет осложняющих факторов добычи- различие геологии пластов и физико-химических свойств нефти

- Should be used in wells with production casings over 146 mm in diameter- Should be used in wells that do not require frequent interventions- Should be used in wells where technical conditions (production casing, cement sheath, etc.) justify packer setting- Should be used in wells without production complicating factors- Should be used in wells with different geological structure and physicochemical properties of reservoirs

- диаметр эксплуатационной колонны от 146 мм- необходимая продуктивность пластов (нижний объект эксплуатации под УЭЦН, верхний – под ШГН)- отличное состояние колонн и цементного кольца, подтвержденное исследованием- нет осложняющих факторов добычи- достаточные запасы пластов для получения экономического эффекта- различие геологии пластов и физико-химических свойств нефти

- Should be used in wells with production casings over 146 mm in diameter- Requires productivity of reservoirs (lower reservoir for ESP and upper reservoir for SRP)- Should be used in wells with excellent conditions of the casings and cement sheath confirmed by tests- Should be used in wells without production complicating factors- Requires sufficient reservoir reserves for cost efficiency- Should be used in wells with different geological structure and physicochemical properties of reservoirs

- различие свойств пластов и флюидов- небольшой пространственный угол- глубина установки для ШГН до 2 500 м- отличное состояние колонн и цементного кольца- минимум осложняющих факторов добычи- хороший потенциал пластов (для рентабельности)

- Should be used in wells with different properties of reservoirs and fluids- Should be used in wells with small spatial angles- SRP installation depth up to 2,500 m- Should be used in wells with excellent conditions of the casings and cement sheath- Should be used in wells with minimum production complicating factors- Should be used in wells with good reservoir potential (for cost efficiency)

- потенциал пластов (для УЭЦН и рентабельности)- отличное состояние колонн и цементного кольца- минимум осложняющих факторов добычи;- расстояние между пластами более 10 м- различие свойств пластов и нефти- для компоновки «ШГН + ЭЦН» диаметр эксплуатационной колонны – от 146 мм- дебит нижнего пласта (ЭЦН) – не более 400 м3 в сутки. Дебит верхнего пласта (ШГН) – не более 80 м3 в сутки

- Should be used in wells with good reservoir potential (for ESP and cost efficiency)- Should be used in wells with excellent conditions of the casings and cement sheath- Should be used in wells with minimum production complicating factors- Should be used in wells with at least 10 m between the reservoirs- Should be used in wells with different properties of reservoirs and fluids- Should be used in wells with production casings over 146 mm in diameter for the SRP+ESP scheme- The lower reservoir flow rate (ESP) should not exceed 400 cu. m per day, and the upper reservoir flow rate (SRP) should not exceed 80 cu. m per day

SO

UR

CE: TN

K-B

P / И

СТО

ЧН

ИК

: ТНК

-ВР

102 ROGTEC

ОРЭ


Pilot tests of the ESP + hydraulic packer scheme (Fig. 2e) were conducted at Varyoganneftegaz fields in 2011. Problems were encountered with hydraulic lines during the installation and testing of the equipment. Work is now underway to improve the equipment design.

The ESP + hydraulic flow coupling scheme (Fig. 2f) is yet another promising type of monitoring system. This scheme is based on separation of one of the reservoirs remotely from the surface. Under standard operating conditions, hydrocarbons from the lower reservoir flow through the coupling and are produced together with hydrocarbons from the upper reservoir. In the separation scheme, the flow coupling is closed remotely from the surface to produce hydrocarbons only from the upper reservoir. All phase measurements are made on the surface using standard metering equipment. Production from the lower reservoir is estimated by subtraction. Every reservoir has independent pressure transducers with accuracy sufficient for hydrodynamic tests. Pilot tests of this technology are now being conducted in six wells of Varyoganneftegaz, TNKNizhnevartovsk, and Sorochinskneft with different equipment options (100 percent imported equipment, 100 percent Russian equipment, and hybrid systems).

In addition, two dual completion systems with separation of reservoirs and two artificial lift methods (1.3) are also being tested at TNK-BP fields, using a sucker rod pump (SRP) + ESP (Fig. 2g) and ESP + ESP (Fig. 2h). The first option has been integrated at TNKNizhnevartovsk (in two wells in 2012 and four wells in 2011), Orenburgneft (in five wells in 2010 and ten wells in 2011), and Buguruslanneft (a pilot project in 2010 with a turnaround interval of 268 days). Pilot tests of the ESP + ESP scheme are now being conducted at TNK-Nizhnevartovsk.

Integration of Dual-Lift SystemsTo date, TNK-BP has tested one type of DP systems with parallel lifts (2.1) – the SRP + SRP scheme (Fig. 2i). One well was launched at Sorochinskneft in February 2011 and another well in March 2011. Currently, these wells are under pilot tests. This scheme has not been rolled out yet due to the absence of candidate wells meeting all requirements and the high cost of equipment.

Concentric DP systems (2.2) were also tested. In 2010, for the first time in Russia, ESP + ESP equipment (Fig. 2j) was used in one of TNKUvat’s wells. Given the high cost of equipment, stringent requirements for candidate wells, and

основана на использовании модифицированного газлифтного оборудования. В скважинные камеры (мандрели) вставляются штуцеры и геофизические приборы на канатной технике, обеспечивающие измерение давления, температуры, влажности, дебита. Наиболее распространены автономные приборы с памятью, но существуют технические решения и для вывода данных на поверхность в режиме реального времени. В 2008 году технология с автономными приборами внедрена на 14 скважинах ОАО «Варьеганнефтегаз», дебиты жидкости составили 53-110 м3 в сутки, средний межремонтный период (МРП) – 365 суток. В 2010 году испытания проводились на двух скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз», где было отмечено быстрое засорение расходомеров. В 2011 году технология с передачей данных на поверхность была опробована в ОАО «ТНК Нягань», где также был получен быстрый отказ расходомеров.

Опытно-промышленные испытания (ОПИ) схемы «УЭЦН + гидравлический пакер» (Рис. 2e) проведены в 2011 году на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз». При монтаже и опробовании компоновки выявлены проблемы с гидравлическими линиями; в настоящее время ведется доработка оборудования.

Еще одна перспективная система мониторинга с разделением пластов – схема «УЭЦН + гидравлическая циркуляционная муфта» (Рис. 2f). Принцип ее действия основан на отсечении одного из пластов дистанционно с поверхности. При нормальном режиме продукция нижнего пласта проходит через циркуляционную муфту и добывается вместе с продукцией верхнего пласта. В режиме разобщения с поверхности активируется закрытие циркуляционной муфты, и добыча ведется только из верхнего пласта. Все фазовые замеры производятся на поверхности стандартными приборами учета. Добыча из нижнего пласта оценивается с помощью вычитания. Каждый пласт имеет независимые датчики давления достаточной точности для проведения гидродинамических исследований. В настоящее время начаты ОПИ данной технологии на шести скважинах ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ЦДО «Сорочинскнефть» в различных опциях исполнения (100% импорт, 100% РФ и гибридные схемы). На месторождениях ТНК-ВР тестируются и системы ОРД с разделением пластов с двумя способами механизированной добычи (1.3) – «Установка штангового глубинного насоса (УШГН) + УЭЦН» (Рис. 2g) и «УЭЦН

ROGTEC

ОРЭ


Период Period

Количество компоновок ОРД Number of Dual Completion Assemblies

Количество компоновок ОРЗ Number of Dual Injection Assemblies

2005-2009

2010

2011

2012 (planned / план)

21

21

25

76

52

15

114

150

Табл. 2 Внедрение технологий ОРЭ в ТНК-ВР Table 2 Integration of DC Technologies at TNK-BP

SO

UR

CE:

TN

K-B

P /

ИС

ТОЧ

НИ

К: Т

НК

-ВР

103ROGTECROGTEC

DUAL COMPLETION


Make an ImpressionWith unrivalled upstream technical articles, executive interviews and the latest case studies. Industry leading online marketing with e-magazine, archived back issues, buyers guides and weekly newsletters

ROGTEC has your marketing needs covered

104 ROGTEC

ОРЭ


+ УЭЦН» (Рис. 2h). Первая схема внедрялась в ОАО «ТНК-Нижневартовск» (в 2010 году на двух, в 2011 году – на четырех скважинах), в ОАО «Оренбургнефть» (в 2010 году на пяти, в 2011 году – на 10 скважинах) и в ООО «Бугурусланнефть» (пилотный проект в 2010 году с МРП 268 суток). ОПИ схемы «УЭЦН + УЭЦН» проводятся в настоящее время на объектах ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Внедрение двухлифтовых системК настоящему времени в ТНК-ВР протестирован тип систем ОРД с параллельными лифтами (2.1) – технология «ШГН + ШГН» (Рис. 2i). Одна скважина запущена ЦДО «Сорочинскнефть» в феврале, вторая – в марте 2011 года. В настоящее время скважины находятся в опытной эксплуатации. Дальнейшее тиражирование не проводится в связи с отсутствием скважин-кандидатов, удовлетворяющих всем требованиям, а также высокой стоимостью компоновки.

Протестированы и системы ОРД концентрической конструкции (2.2). В 2010 году компоновка по технологии «ЭЦН + ЭЦН» (Рис. 2j), впервые в России была внедрена на одной скважине ООО «ТНК-Уват». Учитывая высокую стоимость, требования к скважинам-кандидатам и технические риски было принято решение технологию не тиражировать. Схема «ШГН + УЭЦН» (Рис. 2k) в 2011 году внедрена на трех скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз»; ОПИ данного оборудования продолжаются. Основные преимущества, недостатки и извлеченные в ходе тестирования всех вышеперечисленных типов оборудования приведены в Табл. 1.

Одновременно-раздельная закачкаВ настоящее время на месторождениях ТНК-ВР широко внедряются две схемы одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) с разделением пластов – двухлифтовая система концентрической конструкции и однолифтные системы (Рис. 2l).

Использование компоновок для ОРЗ позволяет увеличивать компенсацию добычи закачкой по пластам, вести замер и регулирование объемов закачки в каждый пласт посредством смены штуцеров в скважинных камерах или регулированием подачи (в зависимости от схемы ОРЗ). Внедрение ведется в ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Варьеганнефтегаз», ООО «ТНК-Уват» и ОАО «Оренбургнефть».

Скважины для внедрения данной технологии должны отвечать следующим условиям:» эксплуатационная колонна диаметром от 146 мм и более;» наличие реагирующих скважин;» отличное состояние колонн и цементного кольца, подтвержденное исследованием;» разная проницаемость вскрытых пластов;» разный коэффициент вытеснения;

technical risks, it was decided not to roll out this technology. In 2011, the SRP + ESP scheme (Fig. 2k) was integrated in three Samotlorneftegaz wells. Pilot tests of this scheme are still in progress. The main advantages and drawbacks to all the abovementioned schemes and the lessons drawn from their testing are listed in Table 1.

Dual InjectionTwo dual injection (DI) schemes with separation of reservoirs – concentric dual-lift systems and single-lift systems (Fig. 2l) – are being extensively integrated at TNK-BP fields.

Use of DI assemblies increases compensation of production with injection in reservoirs and allows measurement and regulation of injection into every reservoir by switching chokes in flow couplings or regulating the injection rate (depending on the DI scheme used). These assemblies are being integrated at Samotlorneftegaz, TNKNizhnevartovsk, Varyoganneftegaz, TNK-Uvat, and Orenburgneft.

Wells selected for integration of this technology must meet the following requirements:» Production casing of 146 mm or more» Availability of responding wells годы. » Excellent conditions of the casings and cement sheath as confirmed by tests» Different permeability of penetrated reservoirs» Different displacement factors» Different reservoir pressures» No more than three separate reservoirs» Distance between separated reservoirs exceeding 5 m for packer setting; and» Rat hole of at least 5-10 m

New Promising Line – Dual Completion and InjectionA new and promising area of development for DC systems at the Company’s fields is dual completion and injection (DP&I). Pilot tests of a concentric dual-lift system with separation of reservoirs using a packer and ESP unit (Fig. 2m) will be conducted at Sorochinskneft in 2012. Under normal operating conditions with this assembly, hydrocarbons from the upper reservoir flow up through the pump intake to the Y-block with the help of a separate lift (a small annulus). Prepared water is injected into the lower reservoir from the surface reservoir pressure maintenance system.

This technology is optional for wellwork and is aimed at low-cost access to reserves by reducing drilling volumes. The assembly can be made with both ESP and SRP.

Achievements and PlansAll in all, 248 DC assemblies were installed at TNK-BP’s fields in 2005–2011 (Table 2), and the rate of their integration is expected to rise dramatically in the years to come. It should be noted that 76 DP assemblies and 150 DI assemblies are to be installed in 2012. The dynamics of integration of tested DP assemblies in 2010-2012 is illustrated in Table 3.

105ROGTECROGTEC

DUAL COMPLETION


106 ROGTEC

ОРЭ


Application of DC systems yielded 73,000 t of incremental oil production in 2011 and is expected to raise production by 183,000 t in 2012. The plan is to integrate 564 DC assemblies in 2013-2017, which will make it possible to produce approximately 700,000 t of oil and inject 30 mln cu. m of water for optimal compensation of withdrawal. An upsurge of investments in DC technology requires a systematization of approaches to the corporate management of this process. The use of dual completion systems must be pegged to specific geological conditions and fully meet the reliability and cost efficiency criteria during the entire life cycle of wells.

To enhance the reliability of DC assemblies and cut costs, Company specialists will have to work out the technological priorities for equipment designers and manufacturers. Currently, the most practical and useful monitoring systems are types 1.1 and 1.2. These systems have a minimal impact on artificial lift equipment and are compatible with standard completion equipment.

Moving forward, the key priorities include a more accurate assessment of the true potential of this technology, regulation of approaches to economic assessment of investments in DC, and development of minimum technical requirements and a development strategy for 2013-2017.

условиям, удовлетворять критериям надежности и экономической эффективности на всем цикле жизни скважины.

Для повышения надежности компоновок и снижения затрат специалистам Компании в ближайшее время предстоит сформировать технологические приоритеты для разработчиков и производителей соответствующего оборудования на перспективу. Наибольший интерес в настоящее время представляют системы мониторинга типов 1.1 и 1.2, которые на сегодня наиболее практичны, имеют минимальное влияние на оборудование механизированной добычи и позволяют использовать стандартное оборудование заканчивания.

Среди ключевых приоритетов дальнейшей работы – уточнение оценки потенциала технологии, регламентация подходов к экономической оценке инвестиций в ОРЭ, разработка минимальных технических требований и формирование стратегии развития на 2013-2017 годы.

» разное пластовое давление;» не более трех разобщаемых объектов;» расстояние между разобщаемыми объектами более 5 м для «посадки» пакера;» наличие зумпфа не менее 5-10 м.

Новое перспективное направление – ОРДиЗПерспективным направлением развития систем ОРЭ на месторождениях Компании является технология одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ). В 2012 году в ЦДО «Сорочинскнефть» планируются ОПИ двухлифтовой концентрической системы с разделением пластов пакером и УЭЦН (Рис. 2m). При нормальном режиме работы такой компоновки продукция верхнего пласта через прием насоса поднимается в Y-блок с помощью отдельного лифта (малый затруб). Из наземной системы поддержания пластового давления по внутреннему лифту ведется закачка подготовленной воды в нижний пласт.

Тестируемая технология является опцией геолого-технических мероприятий (ГТМ) и направлена на низкозатратный доступ к запасам за счет снижения объемов бурения. Компоновка может быть изготовлена не только в комплекте с УЭЦН, но и с УШГН.

Достижения и планыВ период 2005-2011 годов на месторождениях ТНК-ВР в общей сложности было установлено 248 компоновок для ОРЭ (Табл. 2), а в ближайшие годы темпы внедрения существенно возрастут. Только в 2012 году планируется установка 76 компоновок ОРД и 150 компоновок ОРЗ. Динамика внедрения протестированных компоновок для ОРД в 2010-2012 годах приведена в Табл. 3.

За 2011 год с помощью систем для ОРЭ получено дополнительно 73 тыс. т нефти. В 2012 году этот показатель увеличится до 183 тыс. т. Всего за период 2013-2017 годов планируется внедрить 564 компоновки для ОРЭ, что позволит получить около 700 тыс. т нефти и закачать 30 млн м3 воды для оптимальной компенсации отборов.

Существенный рост инвестиций в технологии ОРЭ требует систематизации подходов к корпоративному управлению данным процессом. Выбор систем ОРЭ должен быть привязан к конкретным геологическим

ROGTEC

ОРЭ


Тип технологии Type of Technology

2010

2011

2012 (planned/план)

1.1 1.2 1.3 2.1 2.2

9

6

30

2

2

32

9

12

12

-

2

-

1

3

2

Табл. 3 Распределение динамики внедрения технологий ОРД по количеству и типам оборудования в 2010-2012 ггTy

Table 3 Dynamics of Integration of DP Technologies in 2010-2012 by the Number of Assemblies and Types of Equipment

SO

UR

CE: TN

K-B

P / И

СТО

ЧН

ИК

: ТНК

-ВР

107ROGTECROGTEC

DUAL COMPLETION


Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC30

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу

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

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

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

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

To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001

or e-mail [email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

110

What is your position and how long have you been in the company?I am the Regional Strategic Account Director at IHS based in Moscow. My core responsibility is to develop our Energy Technical business in Russia and the Commonwealth of Independent State countries, as well as help other IHS divisions outside of Energy to grow in this region. I have worked with IHS for 6 months, starting in March 2012.

How long have you been in business in Russia?I was born in Tyumen in Russia, the industrial center of Tyumen Oblast and the oil-rich region of Western Siberia. It was a natural choice for me to have a career in the Oil & Gas industry and I have been in this business for more than 15 years. During this time I have been involved in many different projects in Russia and the CIS countries.

When IHS purchased SMT last year, it added a great software package to its offerings, but what is your focus in terms of technology /product sales to the region?As I mentioned before, my core business is in the development of technical products in Energy and about specific IHS Exploration & Production databases and analytic software solutions. Our solutions are built around our high quality information that we have mastered over decades. We are the source of critical information and insights for the Energy industry in this region and globally.

Какова Ваша должность в компании и как долго Вы работаете в этой должности?Я региональный директор по работе с клиентам в офисе компании IHS в Москве. Моя основная задача – развитие энергетического бизнеса IHS в России и СНГ, а также содействие росту других подразделений компании в этом регионе. Я работаю в IHS 6 месяцев, с марта 2012 г.

Как давно Вы работаете в России?Я родился в Тюмени, в промышленном центре Тюменской области, в богатой углеводородными ресурсами Западной Сибири. Естественно, что я выбрал карьеру в нефтегазовой отрасли, я работаю в этом бизнесе уже больше 15 лет. За эти годы я участвовал во многих различных проектах в России и странах СНГ.

В прошлом году, когда IHS купила SMT, предлагаемый ассортимент программных продуктов компании пополнился отличным программным комплексом. Продажи каких продуктов и технологий в этом регионе представляют наибольшую значимость для компании?Как я уже упоминал, основная моя работа связана с развитием технических продуктов для энергетики и решений в области аналитического ПО, а также специализированных геологических и производственных баз данных IHS. Наши решения основаны на высококачественной информации,

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Дмитрий Гилёв, региональный директор по работе с клиентами компании IHS

The ROGTEC Interview: Dmitry Gilev, Regional Strategic Account Director, IHS

111ROGTEC

над которой мы работали десятилетиями. Мы являемся источником критически важной информации для энергетического сектора в этом регионе и во всем мире.

Расскажите о Ваших последних успехах на российском рынке?IHS имеет деловые связи со многими крупными нефтегазовыми компаниями в России, такими как Газпром, Роснефть, ЛУКОЙЛ и ТНК-BP. Все они пользуются решениями от IHS, включая предлагаемые нами информационные и консультационные услуги и решения в области аналитического ПО. Некоторые из клиентов заключили стратегические долгосрочные договоры на использование услуг IHS. Мы также представляем наши решения компаниям, ранее не сотрудничавшим с нами. Поэтому наш бизнес растет и у нас большие ожидания по России и СНГ.

За что Вы больше всего любите Москву?Я люблю Москву за то, что она никогда не спит! В Москве сконцентрирован российский бизнес и это влияет на стиль жизни и ведения бизнеса здесь: в городе всегда есть, куда пойти, всегда что-нибудь происходит интересное.

Ваша любимая музыкальная группа и композиция?Я люблю слушать транс, например Armin van Buuren, даб-степ, например Avicii и даже последние песни Eminem, такие как Not Afraid. Мне нравится музыка, в которой есть энергия и драйв.

Где в мире бы Вы хотели побывать и почему?Я прожил в Сибири 27 лет и знаком с холодами и снегом моего родного города, поэтому предпочитаю отдыхать там, где тепло. Мне нравятся азиатские страны, например Тайланд и Малайзия, но больше по душе мне южноевропейский климат. Летом мы с семьей ездим в Болгарию, у нас там своя квартира у моря. В Болгарии прекрасное сочетание равнин, гор и моря – все, что мне нужно для прекрасного отдыха с моей семьей.

Каковы Ваши прогнозы относительно российского нефтегазового рынка до конца этого года и в будущем?Я думаю, что благодаря высоким ценам на нефть, нефтегазовый рынок в России будет нормально развиваться. Сегодня мы видим деятельность компаний как в традиционных регионах присутствия, так и в новых сложных для работы регионах, например сотрудничество компаний Роснефть и Exxon в Арктике, продолжающуюся разработку проектов на Ямале, и другие проекты в Восточной Сибири и на Сахалине.

What is your most recent success in the market?IHS has established business with a significant number of the major oil and gas companies in Russia such as Gazprom, Rosneft, LUKOIL and TNK-BP. They are active subscribers to IHS solutions that include our information and analytic software solutions. Some of the customers have made a strategic commitment to IHS services by signing multi-year contracts. We also have been introducing IHS to companies that have never worked with us before, so business is good and we have big expectations from the region.

What do you like the most about Moscow?I like that Moscow never sleeps! Seriously, Moscow is the concentration of business in Russia and it affects the lifestyle and business conduct here – there is always something happening.

What music do you like? What is your favourite band?I enjoy trance like Armin van Buuren, dub-step like Avicii and even the latest Eminem songs like Not Afraid. I like music that contains energy and drive.

Where in the world would you most like to visit and why?I lived in Siberia for 27 years so with the cold weather and snow in my home city I like to visit warm places. I like Asian countries like Thailand and Malaysia but really enjoy the southern Europe climate. Bulgaria is our family vacation residence for summer. I have a sea-side apartment there and Bulgaria is a good mixture of plains, mountains and sea - all I need for spending quality time with my family.

What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year?I think the Oil & Gas market in Russia will do okay supported by high oil prices. We see initiatives in existing and new frontier areas like Rosneft and Exxon cooperation in the Arctic, ongoing development in the Yamal region, and other projects in Eastern Siberia and Sakhalin.

ROGTEC

INTERVIEW


Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com112 ROGTEC112 ROGTEC112 ROGTEC

bakerhughes.com n-g-k.ru

p.19 p.105

tenaris.com

p.07

hardbandingsolutions.com rogtecmagazine.com

p.23 p.04 & p.102

vanoord.com

obc & p.39

iongeo.com slb.com

p.11 p.09

weatherford.com

p.17

kappaeng.com russianoilgas.com

ifc p.103

halliburton.com rfdyn.ru

p.21 p.75

tmk-group.ru

p.41

ihs.com rpi-conferences.com

p.06 p.71

vniigaz.gazprom.ru

p.51

acoustics.gubkin.ru pgs.com

p.49 ibc

tendeka.com

p.87

ite-exhibitions.com siemens.com/energy

p.95 & p.107 p.13

welltec.com

p.25

PROTECTIVE COATINGS

www.sigmacoatings.com/protective

Универсальный эпоксидный материал нового поколения для всесторонней защиты стали.

SIGMACOVER 240 исключает необходимость использования широкого ряда специальных покрытий,

делая возможным однослойное нанесение для большинства промышленных применений.

• Самогрунтующийся материал, не требующий тщательной подготовки поверхности

• Отверждение при отрицательных температурах, высокое содержание сухого остатка

• Превосходная коррозионная стойкость

SIGMACOVER™ 240УНИКАЛЬНОЕ МУЛЬТИФУНКЦИОНАЛЬНОЕ ПОКРЫТИЕ ДЛЯ ВСЕХ ТИПОВ СООРУЖЕНИЙ

Дополнительная информация: www.ppgpmc.comE-mail: [email protected]+7 916 736 55 48

Решения для будущего Компания Ван Оорд Оффшор является подрядчиком по работам на шельфе и

услугам ЕРС, выполняя высокоточную подводную каменную наброску, разработку

и обратную засыпку траншей, строительство выходов подводных трубопроводов

на берег, трубоукладку на мелководье, протяжку труб, а также работы по

установке выносных точечных причалов (ВТП) и оснований гравитационного

типа (ОГТ). Имея обширный мировой опыт в сфере строительства на шельфе,

компания Ван Оорд Оффшор доказала свою высокую квалификацию и умение

предоставлять клиентам надежные и качественные решения для проектов

морских сооружений. www.vanoord.com


Установка ВТП и ОГТПодводная каменная наброска

Трубоукладка на мелководье

Строительство выходов трубопроводов на берег

Разработка и обратная засыпка траншей

rogtec magazine issue 30

Documents

rogtec magazine

com30 rogtec

com10 rogtec

rollthe rogtec interview

lwdthe rogtec interview

dual completions4 rogtec

dopeless c

arctic development