rogtec magazine issue 31

31

Освоение Арктики:Необходимо ускорить

развитие - Часть 2

Arctic Development:The Need for Accelerated

Development - Part 2

Технология за круглым столом: Очистка скважин

Technology Roundtable:

Wellbore Cleanout

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

TNK-BP: ОРЭ пластов

TNK-BP:

Dual Completions

ЛУКОЙЛ: Использование многозонного ГРП

LUKoil: Multi Zone Hydro Fracturing

Интервью ROGTEC: Саймон Дюркин, Генеральный директор СПД

Interview: Simon Durkin, CEO of Salym Petroleum Development

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Oil & Gas Covered!

www.rogtecmagazine.com

Power Covered!

ROGTEC6

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

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

Редактор материалов по России Russian EditorBoris [email protected]

Bryan [email protected]

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

Верстка и дизайн Production / DesignКреативный дизайн Creative DirectorSaul Haslam

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

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

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

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

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

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

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Салым Петролеум Девелопмент».

Front cover image is supplied courtesy of Salym Petroleum Development.

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NC100% ремонтопригодность

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденнаянадежность

• Отличнаязащитаобсадкиизамковыхсоединений

• Нетребуетснятияранеенаплавленнойармировки

• Стоимостьповторногонанесенияна75%ниже, чемуконкурентов

• Позволяетсократитьнепроизводственныепотери временииувеличитьмежремонтныйинтервал

• ЕдинственныйсертифицированныйFearnleyProcter NS-1™продуктдляповторногонанесенияповерх существующейармировки

[email protected]Тел.+447747468345

www.hardbandingsolutions.com

Duraband®NCHardbanding

Дляпервичногоиповторного

использованияназамковыхсоединениях

идеальны для любых условий сильно отклоненные скважины • скважины

высокосернистого газагеотермальные скважины • внвт скважины

проверенный временем выбор операторов, буровых подрядчиков и арендных

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

мексиканский залив северная дакота - арканзас - пенсильвания

- Западная вирджиния

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC


Интервью для журнала ROGTEC: Саймон Дюркин, генеральный директор компании

«Салым Петролеум Девелопмент»

Использование многозонного ГРП в ЛУКОЙЛ

Одновременно-раздельная эксплуатация: выявляем нераскрытый потенциал

Освоение российского арктического шельфа необходимо ускорить - Часть 2

Разведка: горячие зоны, горячие породы, возникающие темы

Строение и стратификация триас-юрских образований севера западной сибири

Интервью ROGTEC: Рик Крайст, региональный вице-президент по России и СНГ, Welltec

Содержание Contents12

38

24

40

54

62

Technology Roundtable: Wellbore Cleanout

ROGTEC Talks to Simon Durkin, CEO of Salym Petroleum Development

Multi Zone Hydro Fracturing at Lukoil

Dual Completion at TNK-BP: Unlocking Hidden Potential

Development of the Russian Arctic Shelf :

The Need for Accelerated Development - Part 2

Exploration: Hot Spots, Hot Rocks, Emerging Themes

Structure and Stratification of Triassic-Jurassic Formations in the Northern Part of Western Siberia

The ROGTEC Interview: Rick Crist, Area Vice President CIS & Russia, Welltec

24 46

46

72

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

10 ROGTEC

Рад приветствовать Вас на страницах 31-го выпуска журнала ROGTEC - последнего выпуска богатого на события 2012 года. Полагаю, мне следует начать с новости о решении подконтрольного Российскому правительству флагмана - Роснефти по покупке ТНК-BP. Утвердив ряд отдельных соглашений с BP и консорциумом AAR по покупке компании в целом к концу октября, Российское правительство лишь недавно утвердило сумму покупки предприятия в размере 55 миллиардов долларов. “Все директивы по покупке 100% акций ТНК-BP Роснефтью были подписаны”, - сообщил заместитель председателя правительства Российской Федерации Аркадий Дворкович.

Эта сделка выведет Роснефть на первое место среди крупнейших мировых нефтяных компаний открытой торговли, оставляя позади PetroChina и Exxon Mobil. Владимир Путин не скрывал своего желания отменить приватизацию российских нефтяных активов, которая происходила после распада Советского Союза, и эта сделка, безусловно, удачный ход для Российского президента.

Однако вернемся к текущему выпуску и нашей технологии за круглым столом вместе с Schlumberger, Halliburton и Baker Hughes, которые обсуждают технологии очистки ствола скважины и преимущества данных технологий при работе с операторами.

Со стороны операторов мы опубликовали несколько содержательных статей по увеличению нефтедобычи: начиная со статьи ТНК-BP, где освещается вопрос технологии заканчивания под ОРЭ, а также, как эта технология может потенциально увеличить добычу на Самотлорском месторождении до 9 миллионов тонн. Далее идет статья ЛУКойла по многоступенчатому ГРП и увеличению добычи на сложных месторождениях Западной Сибири.

В этом выпуске мы взяли интервью у Саймона Дюркина, Генерального директора Салым Петролеум Девелопмент. Несколько лет назад мы брали интервью у предшественника Саймона - Гарри Брекельманса. В этот раз мы обсудили развитие концепта по проекту “Умное месторождение”, и стратегию по улучшению охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды.

Мы продолжаем тему разведки в Арктике вместе с RPI и второй частью их статьи по необходимости ускорения развития данной области. Статья заостряет внимание на необходимости развития Карского, Чукотского, Лаптевых и Восточно-Сибирского морей, а также Обской и Тазовской губ.

Также я хотел бы приветствовать возвращение Дэвида Бамфора в качестве регулярного участника журнала ROGTEC. Его стиль повествования является прекрасным дополнением к журналу, поэтому, пожалуйста, обратитесь к странице 54 чтобы прочесть его статью о горячих точках, горячих камнях и новых темам по части разведки.

Надеюсь Вам понравится этот выпуск журнала, а так же, пользуясь случаем, я спешу поздравить всех наших читателей с Рождеством и пожелать им процветания в Новом Году!

До встречи в 2013 году!

Ник ЛуканШеф-редактор[email protected]


Колонка шеф-редактора

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

tmk_chrome13_205_275.pdf 1 17.07.2012 10:17:42


Dear Readers,Welcome to issue 31 of ROGTEC Magazine, our last offering of an interesting 2012. I must start with the agreement of state controlled giant Rosnefts decision to buy TNK-BP. Having reached separate agreements to buy the entirety of the company from BP and the AAR Group at the end of October, Russia’s government has now approved the $55 billion acquisition of the venture.”All the directives on the purchase of 100% of TNK-BP by Rosneft have been signed,” according to a spokeswoman for Deputy Prime Minister Arkady Dvorkovich. The deal will make Rosneft the world’s largest publically traded oil company, leap frogging both PetroChina and Exxon Mobil to the coveted number one slot. Vladimir Putin has made no secret of his desire to undo the privatization of Russian oil assets that occurred after the fall of the Soviet Union, and this deal is certainly a major coup for the Russian President.

Back to the current issue, and our roundtable feature brings together Schlumberger, Halliburton and Baker Hughes who all discuss wellbore cleanout in Russia, and the benefits this technology brings to the operators.

On the operator front we have some good articles looking at increasing oil recovery, starting with TNK-BP who look at dual completions and how this technology has the potential to increase production at the Samotlor field alone by up to 9 million tones. We follow this with a piece from LUKoil who look at how multistage hydrofracturing is increasing output at their chalenging fields in Western Siberia.

Our CEO interview this issue is with Simon Durkin from Salym Petroleum Development. Having interviewed his predecessor Harry Breckelmans in issue 16 of ROGTEC Magazine we discuss the development of their smart field concept, and their strategy to improve HSSE, among other things.

On the arctic front we have the 2nd part of the article on the need for accelerated development in this area from RPI which looks at the development in the Kara Sea, the Ob and Taz bays and the Laptev, East Siberian and Chuckchi Seas.

EDITORSNOTESEDITORSEditors Notes

I would also like to welcome back David Bamford as regular contributor to ROGTEC Magazine. His style of writing is a great addition to the magazine so please turn to page 54 to read this article on hot Spots, hot Rocks and emerging themes in the exploration sector. Also on the exploration front, TNNG look at the structure of the Triassic and Jurassic formations of North West Siberia.

I hope you enjoy this issue of the Magazine, and I would like to take this opportunity to wish all of our readers a happy Christmas, and a prosperous New Year.

See you all in 2013!

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

13ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

EDITORSОПТИМИЗАЦИЯ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА / ДОСТАВКА ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

МИРОВОЙ РЕКОРД СКВАЖИННОГО ТРАКТОРА WELL TRACTOR® 218

СКВАЖИНА С МАКСИМАЛЬНЫМ УГЛОМ 89°

Во время бурения наклонно направленной сква-

жины с большим зенитным углом произошел при-

хват буровой колонны. Было принято решение

о спуске шашечной торпеды со взрывчаткой ве-

сом 2,5 кг в тротиловом эквиваленте на глубину

6950 м и ее инициации. Такой способ доставки

был обусловлен большим углом наклона ствола

скважины (более 75°), а также минимальным и

максимальным проходными диаметрами буровой

колонны (65 миллиметров и 121 миллиметр со-

ответственно), которые делали трактор Welltec®

типоразмера 2 1/8 дюйма, оснащенный четырь-

мя колесными секциями и имеющий конфигура-

цию соотношения усилия и скорости 450 кг и 365

м/ч, единственно возможным средством, позволя-

ющим обеспечить идеальный контроль глубины.

МИРОВОЙ РЕКОРД УСТАНОВЛЕН В РОССИИ

Было проведено три спускоподъемные операции;

одна - с прибором-прихватоопределителем Free

Point и две остальные – с шашечными торпеда-

ми с инициацией взрывчатки. Последний спуск

позволил высвободить буровую колонну, трубы

были успешно подняты на поверхность. Этот про-

ект в Западной Сибири установил мировой рекорд

по суммарному расстоянию, пройденному в одной

скважине с помощью скважинного трактора типо-

размера 2 1/8 дюйма в процессе доставки геофи-

зических приборов и оборудования: оно состави-

ло 15562м.

www.welltec.com

Контактная информация: менеджер по развитию бизнеса Кирилл Кирсанов • ООО Welltec Oilfield Services Россия • 125284 Москва • Беговая ул. 3/1 • бизнес-центр Nordstar • 31й этаж, тел. +7 495 287 6630

WOR

LD RECORD

WOR

LD RECORD

14

Why is an effective wellbore cleanout program essential when looking at the production and run life of a well?

Schlumberger: Movement of sand and accumulation of debris can have a considerable impact on fluid flow. On the surface, a river can deposit so much silt that it blocks its own flow, changing its course and perhaps threatening farmland and communities. Similarly, downhole in a well, influx of sand and debris can impair or stop the flow of oil or gas from a reservoir.

An effective wellbore cleanout is a critical step to restoring the production of a well, and enabling access to the wellbore and reservoir for subsequent evaluations or treatments that are a crucial part of the wells lifecycle.

Baker Hughes: Wellbore cleanout programs provide insurance to completion, workovers and production by basically reducing risks and NPT. The data has shown that more than 30% of NPT is the result of debris in

Почему эффективная программа очистки ствола имеет критическое значение для производительности и МРП скважины?

Шлюмберже: Движение песка и скопление твердой фазы может сильно влиять на движение флюидов. Река может скопить столько отложений, что они заблокируют течение; это может привести к изменению русла и причинить ущерб угодьям и поселениям. Таким же образом, внутри скважины приток песка и твердой фазы могут помешать течению газа или нефти из пласта в скважину.

Эффективная очистка является критически важным этапом при проведении работ на скважине и обеспечивает доступ к призабойной зоне и пласту для последующего планирования и проведения мероприятий по обработке скважин, что является неотъемлемой частью рабочего цикла.

ROGTEC

ОЧИСТКА СКВАЖИН



Technology Roundtable: Wellbore Cleanout

Пунит Дхамиджа Baker Hughes

Puneet DhamijaBaker Hughes

Павел ЛьвовHalliburton

Pavel Lvov Halliburton

Абдур Рахман Адил Шлюмберже

Abdur Rahman Adil Schlumberger

Игорь КотманHalliburton

Igor Kotman Halliburton

15ROGTEC

Baker Hughes: Надлежащая очистка скважины является важным условием эффективности системы заканчивания, качества внутрискважинных работ и обеспечения ожидаемых дебитов. Она также позволяет снизить риски и уменьшить непроизводительное время. По статистике 30% всего непроизводительного времени возникает из-за наличия на забое инородных предметов и металлических фрагментов, которые являются причиной большого ряда проблем, связанных с отказом внутрискважинного оборудования и компонентов заканчивания. К таким проблемам, в частности, относится преждевременная посадка пакеров, закупорка фильтров, отказ клапанов-отсекателей, недоведение до нужной глубины подвески хвостовика и т.д. Данные проблемы снижают продуктивность скважины и сокращают срок её эксплуатации.

Halliburton: В первую очередь, любое засорение скважины различными видами отложений (песок, солевые отложения, парафин, биопленки, побочные продукты коррозии и т.п.) либо засорение газовых скважин жидкостью может вызывать повышение гидродинамического забойного давления (ГДЗД), что приводит к сокращению производительности. Также отложения могут вызывать повреждения перфораций в скважине и негативно влиять на фильтрационные свойства призабойной зоны. Все вышеперечисленное может стать причиной снижения производительности, нестабильности добычи и даже полной остановки скважины.

Любое вторжение потенциально способно вызвать ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта. Обычно после операций бурения и заканчивания, в скважине могут оставаться буровой раствор и мелкодисперсный материал, а также можно наблюдать признаки ущерба, вызванного водой. Операции капремонта скважин также могут оказывать негативное влияние в виде твердой эмульсионной пленки после кислотной обработки при добыче тяжелой нефти, образования отложений парафина вследствие охлаждения продуктивного пласта ремонтными жидкостями, асфальтосмолопарафиновых отложений вследствие закачивания CO2, обогащение нефти газом и солеотложение, связанные с несообразным использованием воды и других проблем. Мелкодисперсный материал может накапливаться в призабойной зоне с течением времени, сокращая ее проницаемость. Понижение давления и нарушение стабильности флюидов в процессе производства могут вызывать солеотложение, формирование сульфида железа, биопленки, побочных продуктов коррозии и другие повреждения пласта, неизбежно приводя к потерям дебита. Любая из этих проблем может привести к преждевременным потерям производства или притоку воды в скважину.

the wellbore. This downhole debris can lead to many completion and workover problems such as a packer prematurely setting, screens getting blanked, safety valves malfunctioning, liner hanger not running to depth, etc. These problems can further affect production and reduce the life of the well.

Halliburton: First of all, any well loading with different type of deposits (sand, scale, wax, biofilm, corrosion byproducts, etc.) or any liquid loading in gas wells could result in flowing bottomhole pressure (FBHP) increase, decreasing production. The deposits can also damage perforations and filtration properties of wellbore area. All mentioned above could be a reason for a production decrease, intermittent production or even total well shut-down.

Any intrusion into the formation has potential for wellbore formation damage. Drilling and completion operations can leave drilling mud, fines, and water damage in normal operations. Any workover operation can also leave damage, such as rigid film emulsions after acid jobs in heavy oil, cooling of the formation from workover fluids to cause paraffin to deposit, CO

2

flooding causing asphaltene deposits, swelling and scale from incompatible water use, and other problems. Fines can deposit in the wellbore area over time, reducing near wellbore permeability. Reduction of pressures and disturbances in fluid stability during production at the wellbore can cause scale, iron sulfide, biofilm, corrosion byproducts, and other damage, all leading to loss in production rates. Any of these can cause premature loss of production or water injection in the well. Is wellbore cleanout adopted in both newly completed and mature wells across Russia?

Schlumberger: Accumulation of sand and solids in wellbores significantly impairs oil and gas production, regardless if it is a newly completed or mature well. However accumulation of sand/debris is more likely in a mature well, and hence the tendency is higher for a wellbore cleanout. In Russia it is also common to cleanout a newly completed well after a hydraulic fracturing operation has been performed.

Baker Hughes: In Russia, more and more operators have realized the importance of wellbore cleanout operations and have started to evaluate the risk vs. cost. We have seen increasing numbers of new wells using wellbore cleanout operations, especially in high cost wells. However, the cleanout operation is still very limited in mature wells in Russia.

Halliburton: It is difficult to say for the whole of Russia. It could vary from company to company. It is normal practice for a just-completed well to have a clean wellbore area. The problems in mature wells often are connected with not properly managed operations in the field.

ROGTEC

WELLBORE CLEANOUT


16 ROGTEC



In a new well, how can you measure the cost verses effectiveness of a cleanout program?

Schlumberger: The effectiveness of a cleanout can be measured by comparing the production gain following a cleanout against the well’s true production potential (typically obtained from reservoir studies and recent well test results). The cost of the intervention is essentially the cost of the intervention service including all human resources, tools and fluids required to perform the cleanout. An economic analysis can then be performed to determine the pay back period to achieve the incremental production gain following the cleanout.

Baker Hughes: The operators need to evaluate the potential risks and NPT involved if the wellbore is not cleaned out. The risks can include prematurely set packers, failed screens, malfunctioning of downhole or surface equipment, etc. The risk and NPT related costs should be compared to the wellbore cleanout operations cost. The decision should be also be made considering the complexity and cost of the operations. In a low cost and simple completion operation, it may make sense to complete the well without a wellbore cleanout operation; however, in a complicated and high end well, the risk and cost of completion or workovers with debris in hole will be too high, and a wellbore cleanout operation is the best choice. In short, wellbore cleanout is the insurance premium paid to increase the life of the well and ultimately production.

Halliburton: The main factor of effectiveness and cost of a cleanout program is the time required for the cleanout operation. Controlling this parameter can give us the possibility of reducing costs and increasing the effectiveness of the technology selected for cleanouts. Again, each new well has to have a clean wellbore area in order to provide the best possible production.

Cost effectiveness is measured by ROI of the treatment and achieving predicted well production. If a new well is not producing at the expected rate then wellbore damage from drilling and completion operations should be investigated. Wellbore cleanout cost (chemical, application, and production lost cost) should be determined and compared to expected production to decide on the treatment and also compared to the resulting production change after treatment to decide if the treatments are worthwhile.

How do you know when it is time for a wellbore cleanout in a mature well? Should it be a regular & ongoing process or it is not necessary?

Schlumberger: When the wells production beings to drop, and it is confirmed that the production drop is as a result of solids/sand/scale accumulation in the wellbore, an economic analysis needs to be performed to compare the cost of a cleanout and the production gain to be achieved

Очистка скважин используется в России как для недавно законченных, так и для скважин на поздних стадиях эксплуатации?

Шлюмберже: Скопление песка и твердой фазы в скважинах значительно ухудшает добычу нефти и газа как в недавно законченных, так и в скважинах на поздних стадиях эксплуатации. Однако во втором случае подобные отложения чаще встречаются, отсюда и тенденция к более частой очистке таких скважин. Также для России типично проводить очистку скважин после ГРП.

Baker Hughes: Все больше российских недропользователей понимают важность очистки скважин и сопоставляют риски и затраты. Растёт тенденция применения программ очистки для новых, особенно дорогостоящих скважин. Однако, что касается скважин, находящихся в эксплуатации уже длительный срок, в России данная практика ещё не получила широкого распространения.

Halliburton: Трудно говорить за всю Россию, в разных компаниях по-разному. В обычной практике, призабойная зона недавно законченной скважины оставляется чистой. Проблемы же скважин на поздних стадиях эксплуатации зачастую связаны с ненадлежащим качеством управления полевыми операциями.

В случаях с новыми скважинами, как вы оцениваете соотношение эффективности и стоимости программ очистки скважин?

Шлюмберже: Эффективность очистки скважин можно измерить сравнением дебета скважины после очистки с ее истинным потенциалом добычи (который обычно измеряется в процессе изучения скважин и по результатам проведения испытаний). Стоимость внутрискважинных работ складывается из многих составляющих, включая затраты на персонал, стоимость инструментов и растворов, необходимых для проведения очистки. Затем можно провести экономический анализ для определения сроков возврата инвестиций для достижения прироста добычи после проведения очистки скважины.

Baker Hughes: Операторам необходимо оценить потенциальные риски и непроизводительное время в скважине, где очистка не проводилась. Риски могут включать преждевременную посадку пакеров, закупорку фильтров, отказ внутрискважинного и наземного оборудования и т.д. Сделав расчет затрат, которые могут возникнуть в результате названных проблем и непроизводительного времени, можно сопоставить эти затраты с расходами, связанными с очисткой скважины. Решение должно приниматься

18 ROGTEC



from the cleanout to determine the timing of a cleanout. In order to avoid the initial production drop and maximize the production from the well, cleanouts should be done regularly particularly if they are from scale build up or debris accumulation.

Baker Hughes: In a mature well, wellbore cleanout is often performed before, during or after any workover operations if it makes sense economically. The examples include cleanout the debris off a safety valve to ensure the proper function of the valve, removing the debris when retrieving or milling a packer or plug, casing ID preparation before a casing exit or plug setting operations.

Halliburton: To identify the wells that need cleanouts, we have to continuously watch production figures. For instance, the following factors are important:

» Look for anomalous and steepening decline rates that do not fit predicted production rates.» One test could be a pressure fall off survey to determine skin value.» Look for wells that are acidized often.» Look for wells that require periodic maintenance.» Routine asphaltene and paraffin cleanouts can indicate a problem especially if hot oiling has been done downhole.» Are fluid levels as expected in the well (shoot fluid levels to determine). Wells can be filled with scale, iron sulfide, salt, sand, or other solids which can be determined by running a simple sinker bar – these wells are cleanout and/or acidization candidates. GIS results could be very helpful in identifying the problem.

What types of wellbore cleanout solutions do you have? (mechanical, hydraulic, chemical?)

Schlumberger: Schlumberger has many different wellbore cleanout solutions in its arsenal that are fit for purpose, comprising of mainly mechanical tools for milling and scraping, hydraulic tools for jetting and flow back, as well as chemical fluid systems for an effective cleanout through dissolution or viscous solids carrying capabilities. Integration of all these different solutions with a state of the art wellbore cleanout design software and real-time monitoring of key downhole parameters (differential pressure, temperature, casing collar locator (CCL), gamma ray (GR), downhole load) with the ACTive* fiber optic enabled coiled tubing (CT) system, enables the confidence to achieve efficient and optimized wellbore cleanouts.

Baker Hughes: Baker Hughes provides complete wellbore cleanout and displacement solutions, including mechanical tools, chemicals and engineering services. Baker Hughes X-Treme CleanTM mechanical wellbore cleanup and displacement system provides the most complete wellbore

с учетом затрат и сложности работ по очистке. В низко затратной скважине с простой системой заканчивания, возможно, и не стоит производить очистку перед заканчиванием. Но в случае сложной и высокотехнологичной скважины, где цена отказа внутрискважинного оборудования, вызванного инородными и металлическими фрагментами на забое, может быть слишком высокой, необходима надлежащая очистка . Таким образом, очистка скважины – это страховой взнос, выплачиваемый для продления жизненного цикла скважины и, следовательно, для увеличения объема её добычи.

Halliburton: Основной фактор при оценке эффективности и стоимости программ очистки скважин – время операции очистки. Контроль этого параметра дает возможность сократить издержки и увеличить эффективность выбранной технологии очистки. Повторюсь, чистота призабойной зоны в каждой новой скважине обеспечивает наилучшее возможное производство.

Рентабельность измеряется доходом на инвестиции в обработку скважины и достижением прогнозируемых темпов добычи. В случае, если дебет новой скважины ниже ожидаемого, следует рассмотреть вероятность закупорки призабойной зоны вследствие операций по бурению и заканчиванию скважины. Необходимо определить затраты, связанные с очисткой скважин (химреагенты, применение и упущенный доход от сокращения добычи) и сопоставить с ожидаемым уровнем производства для принятия решений о выборе мероприятий по очистке, а также сравнить с объемом добычи после очистки скважин для принятия суждений об эффективности мероприятий по очистке.

Как определить, пришло ли время очистки ствола скважины на поздних стадиях эксплуатации? Это должен быть постоянный и регулярный процесс или же в этом нет необходимости?

Шлюмберже: По получению подтверждения того, что наблюдаемое снижение дебета скважины происходит вследствие скопления твердой фракции, песка или отложений солей в скважине, необходимо сравнить стоимость очистки с производственной прибылью в результате предполагаемой очистки скважины для определения сроков ее проведения. Чтобы избежать падения производительности и обеспечить ее максимум, очистку надо проводить регулярно, в частности для скважин, подверженных солеотложениям или скоплению твердой фазы.

Baker Hughes: Очистка скважин длительного срока эксплуатации часто производится до, во время и после капитального ремонта, если она экономически целесообразна. В ходе такой очистки могут удаляться

19ROGTECROGTEC

WELLBORE CLEANOUT


cleanout tools in the industry; it includes Riser and BoP cleanout tools, casing ID cleanout tools, junk removal tools, circulation tools, and etc for different applications from land to deepwater. VACS is one of Baker Hughes leading technology. It effectively collects debris downhole, especially in difficult or extreme well conditions. We also provide chemical solutions that are fit for purpose, have outstanding performance and meet the environmental requirements. The displacement fluids include MICRO-PRIMETM, BAKER CLEANTM and WELL WASHTM. By deploying the advanced analysis and simulation tools, such as DISPLEXTM, Torque and Drag, VACSPredictorTM we can further assist the customers to ensure the success of any wellbore cleanup and displacement job.

Halliburton: Halliburton’s Multi-Chem business line can provide a complete customized wellbore cleanout service with a combination of chemicals and equipment. This includes:

» Scale removals» Wax and asphaltene removals» Foamers for cleanout operations» Biocides to remove biofilms» AcroClear iron sulfide removal» Foamers to unload gas wells» Surfactants» Chemical package for acid job operations, etc.» Mutual solvents for fines displacement and wettability control» Clay swelling control products» Monitoring Service for results» Coiled tubing for application (Boots & Coots) - Hydra-Blast for cleanouts - Pulsonix TFA for cleanout - CoilSweep for cleanouts - DeepReach for application - Monitoring for services - Pinpoint placement of application» Pumping services» Frac services as needed How do the solutions on the market differ in terms of the key issues they solve?

Schlumberger: Efficiency is essential in optimizing production from aging oil fields and reservoirs that are difficult to produce. By understanding the interrelationships and potential synergies in process elements, new technologies emerge, helping operators return wells to production faster. As non productive time decreases, costs decrease and field output increases.

Understanding key process elements is not always straightforward, and often requires the insights of experts from diverse disciplines. For example, chemists generally develop cleanout fluids, while mechanical engineers and

инородные тела с клапана-отсекателя для обеспечения его нормального функционирования, а также после разбуривания пакера или пробки, подготовки внутренней поверхности обсадной колонны для вырезания окна или установки пробки.

Halliburton: Для определения необходимости очистки, необходимо постоянно следить за производственными показателями скважины. Имеют важность, к примеру, следующие факторы:

» Обнаруженные аномальные или резкие спады дебита, не предусмотренные прогнозами. » Испытания на определения падения давления для определения значения скин-фактора. » Скважины, часто проходящие кислотную обработку. » Скважины, требующие периодического ремонта. » Рутинная очистка асфальтосмолопарафиновых и парафиновых отложений может свидетельствовать о проблеме, особенно, если на забое проводилась промывка горячей нефтью. » Отличаются ли уровни жидкости в скважине от ожидаемых (для определения необходимо провести замеры).

Скважины могут быть забиты отложениями солей, сульфида железа, песком или другими твердыми материалами, что можно определить спуском простого канатного инструмента – эти скважины подходят для очистки или кислотной обработки. Результаты ГИС могут также быть полезными в определении проблемы.

Какие решения по промывке скважин предлагаете вы?(механические, гидравлические, химические?)

Шлюмберже: Компания «Шлюмберже» предлагает широкий спектр специально разработанных решений в области очистки скважин, включая механический инструмент для измельчения и скобления, гидравлические инструменты для промывки и обратной циркуляции, а также химические растворы для эффективной очистки путем растворения или за счет улучшенных переносящих свойств вязких материалов. Интеграция всех этих различных решений с самым передовым программным обеспечением для проектирования очистки скважин и мониторинга ключевых внутрискважинных параметров в реальном времени (дифференциальное давление, температура, локатор муфт обсадной колонны, гамма-излучение, нагрузка у забоя) с колтюбинговой системой ACTive*, снабженной оптоволоконным кабелем, позволяет уверенно добиться эффективной и оптимизированной очистки.

Baker Hughes: Бейкер Хьюз предлагает комплексные решения по очистке скважин и замещению буровых растворов, включая механические средства, химические вещества и инженерные услуги. Система «Baker Hughes

20 ROGTEC



fluid mechanics specialists develop nozzle technology; the Schlumberger ACTive service with integrated wellbore cleanout system exemplifies this type of multidisciplinary collaboration. Schlumberger engineers have the tools and computing support to quickly model, perform multiple iterations and optimize cleanout system performance for most wellbore conditions and requirements, all in real-time while intervening in the wellbore – where it matters the most! This solution allows operators to perform cleanouts in underbalanced conditions, large wellbores, or wells that are highly deviated or horizontal.

Baker Hughes: Most operators and service providers share the basic wellbore cleanout concepts and practice. Mechanical tools and chemicals are combined to provide the best results. However, there are differences in tool and chemical designs and functions, and detailed operation procedures among difference companies. For example, many service providers, including Baker Hughes, believe in non-rotation (the scraper blades or brushes that have direct contact with the casing ID do not rotate with the casing string) wellbore cleanup tool design to avoid any damage to casing ID, while others use rotational design. In general, there is increasing focus on wellbore cleanout operations in the industry, and the operators and service companies have been working together to drive the most effective cleanout products and services to reduce the costs and NPT.

Halliburton: The solutions for wellbore cleanout are different in respect to the chemicals and fluids from which solvents are made. Both hydraulic and chemical cleanouts are accomplished by circulating fluids in the well but the choice of chemical reagents depends on the problem to be solved. So, we prepare individual cleanout programs for each well. In many cases, the chemical solution could be the only possible or the most cost efficient way to fix the problem.

Solutions should be customized to the problem to be solved. In that view it is important to determine the causes of the well problems. Use of the wrong treatment may create more damage (hot oil, acid), fail to correct the problem, treat the wrong problem, or be either excessive or un-needed, all causing lost time, production, and money. Not understanding root causes of the problem can result in not solving the problem by use of continuous remedial actions (i.e., multiple scale removals in a well not considering a scale inhibitor squeeze to prevent the scale problem) or repeating the cause of the damage (hot oil or acidizing). For example, use of acid to increase production, although successful, may not be addressing the real issue. Analysis of the returning fluids form the acid job would indicate if scale was being dissolved (increase in calcium and loss of acid). If this calcium increase and loss of acid was not happening then perhaps just fines were being displaced from the wellbore and the use of acid (or acid concentration) would not be needed.

X-Treme CleanTM» обладает самым всеобъемлющим комплексом инструментов и средств очистки скважин в отрасли, который включает инструменты для очистки райзеров, ПВО и внутренней поверхности обсадных труб, инструменты для удаления инородных металлических предметов, циркуляционные инструменты и т.д. для различных сред применения как в скважинах на суше, так и в глубоководных скважинах. Одной из ведущих технологий Бейкер Хьюз является система «VACS». Она обеспечивает эффективный сбор инородных тел, особенно в сложных и экстремальных внутрискважинных условиях. Мы также предлагаем целевые химические решения, обеспечивающие отличные результаты, соответствующие экологическим требованиям. Жидкости замещения включают MICRO-PRIMETM, BAKER CLEANTM и WELL WASHTM. С помощью таких новейших программных инструментов анализа и моделирования, как DISPLEXTM, VACSPredictorTM и программы расчета осевых и скручивающих нагрузок на бурильную колонну во время бурения “Torque and Drag”, мы гарантируем успех любой операции по очистке скважины и замещению бурового раствора.

Halliburton: Подразделение Multi-Chem компании Halliburton предлагает полный спектр услуг по очистке скважин, включая химреагенты и обрудование:

» Удаление солей» Удаление парафина и асфальтина» Вспенивающие вещества для мероприятий по очистке» Биоциды для очистки биопленок» AcroClear для очистки сульфида железа» Вспениватели для очистки газовых скважин» ПАВ» Пакеты химреагентов для кислотной обработки скважин и т.п.» Растворители для очистки мелкой фракции и контроля смачиваемости » Продукты для контроля разбухания глин » Услуги мониторинга результатов» Гибкие НКТ для использования (Boots & Coots) - Hydra-Blast для очистки - Pulsonix TFA для очистки - CoilSweep для очистки - DeepReach для использования - Услуги мониторинга - Точное размещение для нанесения » Услуги по откачке» Услуги по гидроразрыву при необходимости

Как различные предлагаемые на рынке растворы отличаются в их целевой сфере применения?

Шлюмберже: Эффективность очистки критически важна для оптимизации производительности скважин на месторождениях в поздней стадии разработки, а

21ROGTECROGTEC

WELLBORE CLEANOUT


What are the key differences between a cased and open well cleanout?

Schlumberger: One key difference between the two is the level of potential risk. Open hole cleanouts are riskier than cased hole cleanouts due to the increased likelihood of fluid loss resulting in less efficient solids lifting capabilities. There is also a well integrity risk in open hole by the introduction of different chemicals or mechanical jetting tools required for an effective cleanout, resulting in a potential collapse of the open hole section resulting in stuck pipe. As a result of these risks, open hole cleanouts require extensive pre-job planning and measurements to ensure an effective and safe operation.

Baker Hughes: In an open-hole cleanout, the consideration is to minimize the damage to the formation and filter cake while effectively removing the debris. Mechanical tools that have direct contact with the hole ID, such as the scraper and brush, are typically not used in an open hole cleanout operation. The open hole cleanout is achieved mainly through chemical treatment and effective circulation. In cased hole cleanout, the mechanical tools, combined with chemicals, are the main methods to achieve the casing and hole cleanout. The tools are typically rotated at a relatively high speed to assist the cased hole cleanout, especially in deep and deviated well applications; while in an open hole cleanout, the rotation of the tool string needs to be avoided or controlled at a very low speed.

Halliburton: The main difference between a cased well cleanout and open well cleanout is additional risks in the second case. These risks are associated with additional fluid losses to the formation (risk of formation damage), wellbore sloughing or collapse, and risk that equipment could get stuck. So, for open wellbores, we need to use other technologies and programs for treatment. These approaches may be foam cleanouts or less aggressive cleanouts using additional chemicals to protect formations.

In uncased completions it could be difficult to place the treatment and could result in treatment loss to un-needed zones/formation. This can increase the treatment cost or reduce effectiveness. Uncased completions also reduce the choice of equipment that can be used for clean outs and may increase need for application equipment.

также в сложных для эксплуатации пластах. Понимание взаимозависимости и потенциала синергетических связей процессов способствует появлению новых технологий, помогая операторам быстрее восстанавливать производительность скважин. Сокращение времени простоя означает сокращение затрат и увеличение добычи на месторождениях.

Понимание ключевых элементов процесса не всегда просто и зачастую требует глубоких экспертных знаний в различных областях. Например, химики, как правило, разрабатывают состав растворов для очистки скважин, в то время как инженеры-механики и специалисты в области гидромеханики разрабатывают технологии для промывочных насадок; и ярким примером такого междисциплинарного сотрудничества является интегрированная технология системы очистки скважин ACTive компании «Шлюмберже». Инженеры компании «Шлюмберже» располагают инструментарием и вычислительными средствами для быстрого моделирования, проведения многоцикличных расчетов и оптимизации показателей системы очистки в самых различных условиях применения – все это в реальном времени в процессе внутрискважинных работ, именно там, где это важнее всего! Это решение позволяет оператору проводить очистку скважин в условиях бурения на депрессии, бурении скважин со значительными диаметрами, а также скважин с большим отходом или горизонтальных скважин.

Baker Hughes: Большинство операторов и сервисных компаний пользуются общими базовыми концепциями и практическими подходами. Для достижения оптимальных результатов механические средства применяются совместно с химическими. Различия заключаются в конструкции инструментов, составе химических реагентов, функциях и порядке их применения. Например, ряд сервисных компаний, включая Бейкер Хьюз, отдают предпочтение такой конструкции системы очистки, которая не вращается во избежание повреждений внутренней поверхности обсадной колонны (ножи скребков и щетки, соприкасающиеся с внутренней поверхностью обсадной колонны, не вращаются вместе с колонной) в то время, как другие компании применяют вращающиеся системы очистки. В целом следует отметить, что в настоящее время в отрасли все больше внимания уделяется

22 ROGTEC



Is there a risk of formation damage by conducting a cleanout operation?

Schlumberger: There is a risk of formation damage during a cleanout operation particularly when the reservoir has sensitive clays, the lost fluid is unconditioned or has high solids content and non-degradable polymer content. The industry has sophisticated models that help us calculate differential pressures during cleanouts, but these models are based on manual inputs that are not always accurate. In order to ensure that a well is under balanced or at balance conditions during a cleanout operation to avoid formation damage risks, differential pressure at the nozzle needs to be monitored in real-time, which is possible with Schlumberger’s ACTive technology. The ability to monitor and adjust key pumping parameters helps the engineer to act confidently and immediately while the coiled tubing and the tools are still in the well. With operating costs being driven down and especially scrutinized in today’s environment, you need to make sure you get the most out of a well intervention.

Baker Hughes: There are always risks when operating in an open hole cleanout operation. However, by utilizing the right technologies and processes, the risk of formation damage is minimized. The fluid used to drill the open-hole reservoir section is designed to form a thin, removable filter cake that protects the formation from damage. When starting open-hole completion operations, it is typically recommended to displace the open-hole section with a clean fluid prior to pulling up into the casing to start the cleanout process. After the completion assembly is run, the filter cake that is protecting the formation is removed in a subsequent step so that it no longer impedes the production of oil or gas.

Halliburton: Yes is the simple answer (also see our response to Question 1). When selecting a chemical solution it is very important to consider the possible risk of formation damage. During cleanout operations there is a risk of getting fluid in the formation where it can react with the mineral composition of the formation resulting in reduced permeability. This issue has to be given special attention when recommending an acid treatment. Another risk, for instance, is the possibility of creating an emulsion in the wellbore area.

Can you outline a successful cleanout you have run in the region?

Schlumberger: In Western Siberia Schlumberger has performed successful proppant clean outs of multi-layered oil formations after AbrasiFRAC* Through Tubing operations on 5 zones. Apart from cleaning out wells completed in layered formations with potential cross flow between zones, an additional challenge is performing an effective cleanout in highly deviated wells with casing sizes of 146 mm OD. To overcome these challenges, the proper CT string design, cleanout procedure and fluid systems are designed with the help of our integrated cleanout software. Field crew experience and operational efficiency has led to many more

вопросам очистки скважин. Сервисные компании в тесном сотрудничестве с операторами предпринимают активные действия по разработке и внедрению высокоэффективных систем и сервисов очистки скважин с целью снижения затрат и сокращения непроизводительного времени.

Halliburton: Растворы для очистки скважин различаются по составу химреагентов и композиции жидкости, из которой они сделаны. И гидравлический, и химический метод очистки заключаются в циркуляции жидкости в скважине, но выбор конкретного реагента зависит от проблемы, которую он должен решить. Поэтому мы готовим индивидуальные программы очистки для каждой скважины. Зачастую химические растворы являются единственным возможным или наиболее эффективным по стоимости решением проблемы.

Состав растворов должен соответствовать его целевому назначению. В этом смысле важно определить причину проблем в скважине. Использование неподходящего метода очистки может вызвать дополнительные проблемы (как в случаях промывки горячей нефтью, кислотной обработки), оказаться бесполезным, решать неверную проблему, быть излишним или ненужным, что в итоге приводит к потерям времени, производства и денег. Непонимание корня проблемы может привести к тому, что она не будет решаться из-за постоянных коррективных мер (таких как многократная очистка солевых отложений в скважине вместо закачки ингибитора отложения солей для предотвращения их формирования) или повторного создания причины проблемы (промывка горячей нефтью или кислотная обработка). К примеру, использование кислотной обработки для увеличения дебета, может оказаться хотя и успешным, но не направленным на решение реальной проблемы. Анализ возвратной жидкости после кислотной обработки показывает, растворились ли солевые отложения (увеличение содержания кальция и потеря кислоты). Если такое увеличение содержания кальция и потеря кислоты не наблюдается, то возможно, что ствол скважины очищен лишь от мелкой фракции и в использовании кислотной обработки (или в концентрации кислоты) нет необходимости.

Каковы основные отличия между очисткой обсаженных и необсаженных скважин?

Шлюмберже: Ключевая разница между двумя методами – уровень потенциального риска. Очистка необсаженных скважин более рискованное мероприятие, нежели очистка обсаженных скважин, в связи с большей вероятностью потери раствора, что может привести к менее эффективному выносу твердой фазы. Также существует риск в отношении целостности скважины при обработке химреагентами или механическими средствами промывки, необходимыми для эффективной

23ROGTECROGTEC

WELLBORE CLEANOUT


successful cleanouts in similar conditions, enabling major operators to optimize recovery from their oil fields in Western Siberia through stimulation techniques made possible by advances in wellbore cleanout solutions offered by Schlumberger.

*A mark of Schlumberger

Baker Hughes: In the Russia Caspian region Baker Hughes has extensive experience in running Baker VACS Junk catcher inside Casing. In one of these job’s for a customer in Belarus, we ran the Baker VACS tool in 6-5/8” casing for a MLT (Multilateral technology) Level 4 project and wherein the tool was run to clean out casing after whipstock retrieval in order to set the LEN (Lateral Entry Nipple) with anchor into the ML packer. We have done several such jobs for a customer in East Siberia. Also Baker Hughes have done several jobs with CT cleanout, using 1.69”, 2.13” & 2.88” Motorhead assemblies and required accessories in Komi and Siberia.

Halliburton: Multi-Chem is a new business line of Halliburton and this is the first year of its operations in Russia; however, Multi-Chem is very well-known chemical supplier in the U.S. and Canada. Multi-Chem is involved in a few coiled tubing cleanout and gas well deliquification projects in Russia.

очистки, что может привести к потенциальному обрушению части необсаженной скважины и прихвату колонны. Ввиду этих рисков очистка необсаженных скважин требует серьезного предварительного планирования и измерений в процессе работы для обеспечения эффективности и безопасности операции очистки.

Baker Hughes: Основная задача при очистке открытого ствола заключается в эффективном удалении инородных тел с минимальным повреждением пласта и глинистой корки бурового раствора. Как правило, для очистки открытого ствола не используются механические инструменты, имеющие прямой контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны, т.е. такие инструменты, как скрепки и щетки. Очистка открытого ствола, в основном, достигается с помощью химической обработки и эффективной циркуляции. Основные методы очистки обсаженного ствола предусматривают использование механических инструментов вместе с химическими реагентами. Инструменты при этом обычно вращаются на сравнительно высокой скорости для достижения более эффективной очистки ствола и обсадной колонны, особенно, в глубоководных и наклонных скважинах, в то время как при очистке открытого ствола следует избегать вращения очищающего инструмента или вращать его на очень низкой скорости.

Halliburton: Основное отличие в процессе очистки обсаженных и необсаженных скважин – дополнительные риски в случае с необсаженными скважинами. Они связаны с дополнительными потерями жидкости в пласт (риск ухудшения коллекторских свойств пласта), полным или частичным обрушением ствола скважины и риском застревания оборудования. Поэтому для необсаженных скважин используются иные технологии и программы очистки, например очистка пеной или другие менее агрессивные способы очистки с использованием дополнительных реагентов для защиты пластов от повреждений.

При заканчивании необсаженных скважин сложно определить зону обработки, и это может привести к потерям при очистке н енужных зон пласта. Это может привести к росту стоимости очистки или сокращению ее эффективности. При заканчивании необсаженных скважин также существует проблема ограниченности выбора оборудования для очистки, а также вероятность в необходимости оборудования для использования средств очистки.

Существует ли риск ухудшения коллекторских свойств пласта при проведении очистки скважин?

Шлюмберже: Риск ухудшения коллекторских свойств во время очистки скважин особенно высок для пластов с наличием чувствительных к реагентам глин, в случае

некондиционности поглощаемой жидкости или высокого содержания твердой фазы и нерастворимых полимеров. В отрасли существуют сложные модели, позволяющие нам рассчитать дифференциальное давление во время очистки скважин, но эти модели основаны на введенных вручную данных, не всегда точных. Чтобы избежать риска ухудшения коллекторских свойств пласта и обеспечить нахождение скважины в равновесных условиях или в условиях отрицательного дифференциального давления в процессе проведения очистки скважины, необходим мониторинг дифференциального давления у промывочной насадки, что возможно благодаря использованию технологии ACTive компании «Шлюмберже». Возможность мониторинга и регулирования ключевых насосных параметров позволяет инженеру действовать уверенно и оперативно в то время, когда НКТ и инструмент все еще находится внутри скважины. Учитывая растущее внимание к сокращению производственных расходов, необходимо обеспечить максимальную пользу от проведения внутрискважинных работ.

Baker Hughes: При очистке открытого ствола всегда существуют риски. Опасность повреждения пласта значительно снижается за счет использования правильных технологий и процедур. Буровой раствор, применяемый для бурения продуктивного пласта, обеспечивает покрытие стенок скважины тонкой

24 ROGTEC



удаляемой глинистой коркой, зачищающей пласт от повреждений. Перед установкой системы заканчивания в открытом стволе рекомендуется произвести замещение бурового раствора на чистую жидкость для заканчивания в интервале открытого ствола и производить очистку скважины по мере подъема компоновки в обсадную колонну. После спуска системы заканчивания глинистая корка удаляется для обеспечения притока из пласта нефти и газа.

Halliburton: Простой ответ – да (также см. ответ на вопрос №1). При выборе химического раствора для очистки очень важно учитывать возможный риск ухудшения коллекторских свойств пласта. Во время процесса очистки существует риск попадания жидкости в пласт, где она может вступить в реакцию с минералами пласта, что может привести к сокращению проницаемости. Этот факт следует особенно учитывать при рекомендациях кислотной обработки. Еще одним фактором риска, к примеру, является возможность формирования эмульсии в призабойной зоне.

Расскажите об успешных очистках скважин, осуществленных вашей компанией в регионе?

Шлюмберже: Компания «Шлюмберже» успешно провела очистку пятипластовой нефтяной скважины от проппанта посредством технологии AbrasiFRAC* через НКТ в Западной Сибири. Кроме имеющихся сложностей промывки связанных совместной эксплуатацией пластови внутрискважинных потоков между зонами, еще одна сложная задача – проведение очистки в стволах скважин с большим отходом от вертикали и внешним диаметром обсадной колонны 146 мм. Для решения этих задач с помощью специального интегрированного программного обеспечения разрабатываются оптимизированная конструкция колонны ГНКТ,

процедура промывки и проводится выбор жидкости для очистки. Практический опыт персонала и производственная эффективность обеспечили проведение целого ряда успешных операций очистки стволов скважин в подобных условиях; разработанные компанией «Шлюмберже» передовые решения в области очистки стволов скважин позволили крупнейшим операторам оптимизировать добычу на месторождениях в Западной Сибири.

*Марка компании Шлюмберже

Baker Hughes: В России и Каспийском регионе компания «Бейкер Хьюз» имеет обширный опыт применения металлошламоуловителей системы «Baker VACS» внутри обсадной колонны. В ходе одной из таких работ, проводимой для заказчика в Белоруссии, мы использовали инструмент «VACS» в колонне диаметром 6-5/8” (168 мм) для системы заканчивания 4-уровня сложности по классификации «MLT – Multilateral technology» в целях очистки обсадной колонны после извлечения клина-отклонителя для установки патрубка «LEN – Lateral Entry Nipple» с якорем в пакер модели «ML». Кроме того, мы произвели ряд операций по очистке скважины для заказчика в Восточной Сибири. Нами также производились работы по очистке скважин с помощью Гибких НКТ, в ходе которых мы использовали приводные компоновки «Motorhead» диаметром 1.69”, 2.13” с 2.88” с необходимыми компонентами в Республике Коми и в Сибири.

Halliburton: Отделение Multi-Chem – это новое направление бизнеса компании Halliburton и это наш первый год в России; однако Multi-Chem является известным поставщиком химической продукции в США и Канаде. Multi-Chem работает на нескольких проектах очистки скважин на НКТ и проектах удаления жидкости из газовых скважин в России.

Абдур Рахман Адил, работает в должности менеджера по маркетингу и продажам подразделения внутрискважинных работ компании «Шлюмберже» в России и Центральной Азии

С момента прихода в компанию в 2001 году, он занимал различные технические позиции, работал менеджером по операционной деятельности и развитию бизнеса в различных проектах, включая морские проекты в Мексиканском заливе и в пустыне Сахара в северной Африке. В 2009-2011 гг. он также возглавлял развитие и повсеместное внедрение технологии ACTive, работая в офисе компании «Шлюмберже» в Париже. Г-н Адил - дипломированный химик-технолог университета McGill г. Монреаля, Канада.

Abdur Rahman Adil, Marketing and Sales Manager for Schlumberger Well Intervention services covering Russia and Central Asia

Since joining Schlumberger in 2001, he has held various technical, operations management and business development positions in various operating environments including offshore Gulf of Mexico and Sahara desert in North Africa. During 2009-2011, he has also led the technology development and worldwide deployment of Schlumberger’s ACTive technology based in Paris. Adil holds a Bachelors degree in Chemical Engineering from McGill University in Montreal Canada.

Пунит Дхамиджа, Вице-президент, Маркетинг, Россия и страны СНГ, Бейкер Хьюз

Пунит Дхамиджа имеет опыт работы в нефтесервисной отрасли более 22 лет. Окончил Индийский Институт Технологий в г.

Дели в 1989 году по специальности инженер-электрик. За время своего трудового стажа Пунит работал с различными нефтедобывающими компаниями во многих странах мира и занимал руководящие должности по различным бизнес-направлениям. Имеет опыт в области ГИС на кабеле, буровых сервисов, программного обеспечения работ по добычи углеводородов, интегрированных проектов, производственной деятельности, развития бизнеса и маркетинга.

Puneet Dhamija, Vice President Marketing, Russia Caspian Region, Baker Hughes

Puneet Dhamija has over 22 years of global experience in the Oilfield services industry. He graduated as an Electrical Engineer from the Indian Institute of Technology, New Delhi in 1989 and since then has held several leadership positions across multiple geographies and business segments in Schlumberger and now in Baker Hughes. He has experience in Wireline logging, Drilling Services, Oilfield Software, Integrated Operations/Project Management, Operations, Business Development and Marketing and has worked with various Oil Companies globally.

Павел Львов, Руководитель подразделения Multi-Chem в России, Halliburton Service

Pavel Lvov, PhD, Russia Country Manager of Multi-Chem, Halliburton Service.

Игорь Котман, Директор подразделения “Повышения нефтеотдачи пласта” в России, Halliburton Service.

Igor Kotman, Country Manager, Production Enhancement, Halliburton Service.

25ROGTECROGTEC

INTERVIEW


26

How has business been for SPD over the last year and what is your forecast for the next 12 months?

In 2013 it will be 10 years since the start of the Salym project. Over those 10 years we started from nothing and have built a major modern oil production facility at the Salym fields. In 2004 our annual oil production was only 38 400 tons, while in 2011 we delivered more than 8 mln tons with a daily production record of 25,597 tons set in September 2011. SPD and its contractors constructed the field facilities and brought them on stream at a pace unheard of in Western Siberia and the success of the Salym project has been recognized both in Russia and globally.

Как развивалась деятельность СПД за последний год и каков ваш прогноз на ближайшие 12 месяцев?

В 2013 г. исполняется 10 лет с момента начала реализации Салымского проекта. За эти 10 лет, начав с нуля, мы построили на Салымской группе нефтяных месторождений мощный современный нефтепромысел. В 2004 г. наш годовой объем добычи нефти составлял всего 38 400 тонн, а в 2011 г. мы добыли более 8 млн тонн, в сентябре 2011 г. установив рекорд суточной добычи в 25 597 тонн.

СПД и ее подрядчики строили промысловые объекты

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью для журнала ROGTEC: Саймон Дюркин, генеральный директор компании «Салым Петролеум Девелопмент»

ROGTEC Talks to Simon Durkin, CEO of Salym Petroleum Development

27ROGTEC

и вводили их в эксплуатацию небывалыми для Западной Сибири темпами, а успех Салымского проекта был признан как в России, так и во всем мире. В сентябре этого года СПД в восьмой раз подряд завоевала награду регионального конкурса «Черное золото Югры» в номинации «Самое динамично развивающееся предприятие». Чуть раньше в этом же году нам был присужден приз группы компаний «Шелл» за безопасную добычу, а также звание «Лучший работодатель» в категории «Регион» конкурса HR Brand. Эти достижения свидетельствуют об уникальности нашей культуры и уникальном подборе команды профессионалов высокого уровня.

Начало этого года было непростым для нашей команды, мы столкнулись с рядом проблем, в том числе несколькими перебоями в энергоснабжении; кроме того, продуктивность ряда скважин, пробуренных в начале года, оказалась ниже запланированной. Однако на сегодня отдел бурения значительно опережает поставленные нами цели по объему буровых работ, и мы сможем не только восполнить допущенный ранее недобор, но и нарастить сверх плана объемы добычи за счет бурения большего количества скважин и улучшения контроля за разработкой коллекторов. В этом году мы уже пробурили 85 скважин с помощью 3 буровых установок, а количество скважин в нашем фонде в ближайшее время превысит 800. Мы продолжаем уделять особое внимание повышению эффективности во всех областях; например, мы продолжаем улучшать показатели сроков бурения скважин, так что средняя продолжительность бурения обычной скважины у нас сейчас составляет 8,5 суток, что является великолепным достижением. Еще один пример – наши показатели по отбору керна: в этом направлении мы недавно установили новый рекорд СПД – 72,62 м за один рейс, благодаря тесному партнерству с одним из наших подрядчиков – компанией «Сиббурмаш». Это означает, что теперь мы производим отбор керна максимальной требуемой длины 70 метров за один рейс по сравнению с 4-6 рейсами, которые нам приходилось выполнять в начале нашей работы в 2004 г. Это лишь несколько из многих примеров нашего непрерывного совершенствования в сотрудничестве с

This September SPD got a prize in the Black Gold of Yugra regional contest as “The Most Dynamic Enterprise” in Western Siberia for the eighth time in a row. Earlier this year we became the winner of global Shell Safe Production Award as well as The Best Employer in the category “Region” of HR Brand Award. These achievements are evidence of our unique culture and unique team of high-caliber professionals.

The start of this year was not easy for our team, we had a number of challenges, including some power failures and also some of the wells drilled early in the year delivered below target. However, the drilling team is now well ahead

of our drilling targets and we will more than compensate for the early shortfall with more wells than planned and enhanced reservoir management. This year we have already drilled 85 wells from 3 rigs and our well stock will soon exceed 800 wells. We continue to focus on performance improvement in all areas, for example we have further improved our well delivery time, so that our average drilling time for a normal well is now at 8.5 days, which is a great achievement. Another example is our performance in coring, where we recently set a new coring record for SPD of 72.62 m in one core run, through close partnership with one of our contractors, Sibburmash. This means that we now do the maximum required core run of 70 metres in one go, compared with 4 to 6 core runs as we did when we started in 2004. This is only a small example from many

where we continue to get better in collaboration with our contractors. Further we make these improvements safely, for example with no accidents in coring since the start of our operations. We are also continuously intensifying our well reservoir management processes, both through effective modeling and planning and also remote controlled and measured operations across all the facilities and wells.

Driving this continuous improvement is our people, who deliver the cutting-the-edge technologies, top-class performance and ultimately the value to our shareholders. It is our people who enable the company to once again be above our plan on production to date for this year. I’m proud of my team that is efficiently, passionately and safely delivering our business tasks. For example, our operations team is doing a tremendous work on improving the overall

ROGTEC

INTERVIEW


28 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


production system availability, which consistently runs at around 97% – a truly world class performance.

With the official launch of LPG plant in May (see article in ROGTEC #29) we are now able to sustainably use the Associated Petroleum Gas (APG) that was previously flared. APG is transported to LPG plant built and operated by our partner Monolit, where it is processed. After processing the APG to extract the LPGs, the lean gas is then fed back to SPD where it is utilized in our 60 MW turbine driven power plant to generate electricity for our internal needs. Other components produced from APG – natural gasoline,

propane and butane – are the marketed by Blue Line (Monolit). I’m very proud that we succeeded in realizing this project despite a number of challenges. Our cooperation with Monolit, Russneft oil company and Government of Khanty-Mansi Autonomous Okrug is a sound example of mutually beneficial partnership between private companies and the state that is also recognized abroad.

However, we are not going to now rest on our success to date. After 10 years of robust development and peak production we are facing a new phase of Salym fields’ development that consists of three areas. Firstly, it is “Run and Maintain”, further efficient and safe development

нашими подрядчиками. Кроме того, мы осуществляем эти усовершенствования с соблюдением принципов безопасности – например, с самого начала нашей деятельности при отборе керна не произошло ни одной аварии. При этом мы постоянно наращиваем интенсивность наших процессов контроля за разработкой скважин и коллекторов, как за счет эффективного моделирования и планирования, так и операций по удаленному управлению и измерению в масштабах всех объектов и скважин.

Движущей силой этого непрерывного совершенствования являются наши люди, которые внедряют передовые технологии, достигают высшего уровня эффективности и создают ценность для наших акционеров. Именно наши люди создали для компании возможность вновь превысить план по добыче с начала года по сегодняшний день. Я горжусь своей командой, которая эффективно, страстно и безопасно решает стоящие перед компанией задачи. Например, наш отдел эксплуатации выполняет огромный объем работ по повышению коэффициента эксплуатационной готовности системы добычи, который в настоящее время постоянно составляет порядка 97% – это эффективность подлинно мирового класса. В мае состоялся официальный запуск установки комплексной подготовки попутного нефтяного газа (см. статью в журнале ROGTEC №29 – прим. ред.), благодаря которому мы теперь можем осуществлять стабильную утилизацию попутного нефтяного газа (ПНГ), который до этого сжигался на факеле. Газ транспортируется на комплекс подготовки ПНГ, построенный и эксплуатируемый нашим партнером – компанией «Монолит». После подготовки ПНГ и выделения сжиженного нефтяного газа сухой отбензиненный газ поступает обратно в СПД, где он утилизируется на нашей ГТЭС мощностью 60 МВт для выработки электроэнергии на собственные нужды компании. Другие компоненты, получаемые из ПНГ – газоконденсатный бензин, пропан и бутан – реализуются компанией «Блю Лайн» («Монолит»). Я очень горжусь тем, что мы с успехом реализовали данный проект, несмотря на ряд проблем. Наше сотрудничество с компанией «Монолит», нефтяной компанией «Русснефть» и Правительством Ханты-Мансийского автономного округа – убедительный пример взаимовыгодного партнерства между частными компаниями и государством, который также получил признание за рубежом. Однако мы не собираемся успокоиться на достигнутом на сегодняшний день. Пройдя 10 лет активного развития и достигнув пикового объема добычи, в настоящее время мы стоим перед началом нового этапа разработки Салымской группы месторождений, который состоит из трех направлений. Первое –

29ROGTECROGTEC

INTERVIEW


of Salym oilfields. It is impossible to do anything else without safe and efficient daily delivery of oil. As part of this we are also looking to make further improvements in Well and Reservoir Management programme through metering upgrades to ensure we have accurate production measurement on all our wells and pads and, through further implementation of automation and effective storage and use of data. As the field mature and as the well numbers increase, the accurate collection and use of data is critical to running the fields optimally and maximizing ultimate recover, as well as meeting annual targets.

The second part of our strategy is “Grow New Oil”. This is about finding extra oil resources within the SPD licenses and adding them into delivery plan. To achieve this we have been implementing a large-scale 3D seismic campaign since end 2009. Over the period 2010-2012 we acquired 3D seismic data over 800 km2 of Vadelyp and Upper Salym and 530 km2 of West Salym. As usual, in doing this work we focus on safety and efficiency both of which have massively improved over the time working with our chosen contractor Integra Geophysica. For example we set a Siberia record by drilling 35,178 shot holes with a single seismic crew in one season. Again, this winter, we will be shooting more 3D seismic this time in South Upper Salym (500 km2). We have already processed / interpreted all the data acquired over Vadelyp and Upper Salym and we are now interpreting the processed data from West Salym. There are already some very good findings that enable us to both more economically develop known areas through better subsurface definition and open up new exploration prospects. For example we already drilled a successful exploration well in West Salym this year.

The third area we focusing on is what we call the “Game Changers”. This is where we aim to use new technology to unlock large new volumes of oil, effectively “changing the game” and adding a whole new life to our licenses. These cutting-the-edge technologies could also change the game across Siberian oil fields as a whole, if our work is successful. Under this programme, we are currently moving to a full scale Chemical EOR pilot using ASP (alkali-surfactant-polymer) flooding and separately will be drilling multi stage fracced horizontal wells into the oil rich but very tight Bazhenov formation.

SPD have written a number of articles for ROGTEC in the past looking at the development of “smart fields” – how is this “smart” implementation going and what results/advantages have been achieved?

Our vision of Smart Field project is that all our teams have information, workflows, tools and capabilities to continuously optimise the development of Salym oil fields – in the short term for production, and in the long term for lifecycle values. Currently we have realized 4 phases of this project starting from installing first equipment on wells at

это «Эксплуатация и обслуживание», дальнейшее эффективное и безопасное развитие Салымского нефтепромысла. Без безопасной и эффективной повседневной добычи нефти невозможна никакая иная деятельность. В рамках данного направления мы, кроме того, стремимся добиться дальнейших улучшений по программе контроля за разработкой скважин и коллекторов за счет модернизации замерного оборудования, чтобы обеспечить себе наличие точного измерения объемов добычи на всех наших скважинах и кустах, а за счет дальнейшего внедрения систем автоматизации – эффективного

хранения и использования данных. По мере вызревания месторождений и увеличения количества скважин точность сбора и использования данных приобретает критическую важность для оптимальной эксплуатации месторождений и максимального увеличения суммарной нефтеотдачи, а также для выполнения целевых показателей по итогам года. Вторая часть нашей стратегии – «Наращивание новых объемов нефти». Она связана с поиском дополнительных запасов нефти в пределах лицензионных участков СПД и внесением их в план добычи. Чтобы добиться этого, с конца 2009 г.

30 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


West Salym up to covering the whole well stock of Salym oil fields. Nowadays 100% of total SPD production & injection streams are connected to Smart Field systems.

With Smart Fields implemented on site now we have a real time feedback loop where we monitor well performance, model this using our integrated field management tools, define adjustments that are necessary and then make these adjustments via the automated control systems on a well by well basis. This Smart Field approach also helps us to position ourselves better for the challenge of a continuously growing number of wells, which we need to manage while retaining our operating costs.

If you would like me to be more specific, what Smart Fields mean for SPD, I could point out five key areas. First of all, Smart Fields are optimising our production system with real time wells monitoring, and enable control for performance & production optimisation, reducing deferment associated with unscheduled deferments. It is faster response time to well ramp up, that ultimately result in increased production availability. For example, previously it took up to 2 days to restart and stabilize well; today Smart Fields enable to do this in less than 1 hour. During 2007-2011 our production system availability was increasing annually by 0.6%. We significantly increase ESP Mean Time Between Failure (MBTF). In January 2011 it was below 600 days; nowadays it is almost 750 days. Secondly, it is about safeguard equipment and wells. We can better detect abnormalities and failures as well as

мы реализуем широкомасштабную кампанию по трехмерной сейсморазведке. За 2010-2012 гг. мы получили данные 3Д сейсмики в объеме 800 км2 Ваделыпского и Верхне-Салымского месторождений и 530 км2 Западно-Салымского месторождения. Как всегда, при выполнении данной работы мы уделяем особое внимание безопасности и эффективности – оба эти показателя существенно улучшились за период работы с выбранным нами подрядчиком, компанией «Интегра-Геофизика». Например, мы поставили рекорд в масштабах Сибири, пробурив 35178 сейсмических скважин силами одной сейсморазведочной партии за один сезон. Этой зимой мы вновь осуществим прострел и получим новые данные 3Д сейсмики – на этот раз в южной части Верхне-Салымского месторождения (500 км2). Мы уже обработали и интерпретировали все данные, полученные на Ваделыпском и Верхне-Салымском месторождениях, а сейчас интерпретируем обработанные данные по Западно-Салымскому месторождению. Уже получен ряд весьма позитивных заключений, которые позволят нам с большей экономической эффективностью разрабатывать известные участки за счет улучшенного определения геологических характеристик и открывать новые участки перспективной разработки. Например, уже в этом году мы с успехом пробурили разведочную скважину на Западно-Салымском месторождении. Третье направление, которому мы уделяем особое внимание, – это то, что мы называем «Новыми

31ROGTECROGTEC

INTERVIEW


deviations from operating envelopes at early stages and prevent them. There is a traffic light display within Smart Fields system – operators have system status “at a glance” injection that enables focus on problem wells and remedial actions to improve its performance. Moreover, system enables production/injection optimization within constraints, such as injection flow distribution, choke-size, and pressure drops.

Thirdly, Smart Fields enabled us to reduce operating costs. Thanks to continuous increase of ESP MTBF we managed to increase number of pads to be operated by operator. SPD reduced OPEX costs by over $5 mln while operator to well ratio increased from 1:20 to 1:60 since initial deployment.

Fourthly, thanks to Smart Fields we improved well and reservoir management via continuous improvement in well operating pressure stabilization leading to increased production and better management of reservoir integrity. Together with this, we managed to streamline hydrocarbons allocation and reporting.

Last but not least, it is reduction of HSE exposure. Automation enabled us to exclude travel to pad location for production optimisation work – all activities execute remotely. There are less ESP trips now due to constant monitoring and control via Smart Fields with trips to wells decreased from 40 up to 7-8 per month. This is a very significant achievement considering the fact that road incidents are the most frequent accidents in oil & gas industry.

Outside of “Smart Fields” what new innovative technologies have been implemented at SPD? And what technology do you think has had the greatest impact on your operations?

We are implementing a number of innovative technologies in different areas starting from exploration, well construction and oil production up to HSSE, HR and information management. For example, new technologies and methods have been tested in SPD logging operations. In 2009 SPD and Weatherford, contractor company, successfully conducted a logging operation while drilling underbalanced using a coil tubing tool in an open hole of a small-diameter well in Upper Salym. For the first time in the experience of two companies, we ran 2.25” logging tools in a 2.75” open hole. Among other high-end methods SPD applies in the Salym fields are electrical and acoustic microscanners to study the texture of rock and fractures, and dipolar shear sonic logs to study the unconformities in the lateral stress of the studied deposits. Surface and downhole microseismic surveys help evaluate the shape of fractures after a hydrofrac, and vertical seismic profiling helps combine seismic and logging data. SPD and contractor engineers are also using wireline formation testers and sidewall core samplers to recover samples of fluids and rock.

технологиями, изменяющими правила игры». Именно здесь мы предусматриваем использование новых технологий для того, чтобы получить доступ к значительным новым объемам нефти, тем самым фактически «изменяя правила игры» и придавая совершенно новый смысл эксплуатации наших лицензионных участков. Эти передовые технологии смогут также изменить правила игры для нефтепромыслов всей Западной Сибири, если наши работы увенчаются успехом. В соответствии с данной программой в настоящее время мы переходим к полномасштабному опытно-промышленному применению методов повышения нефтеотдачи (ПНО) с применением химреагентов, проводя заводнение АСП (анионное ПАВ, сода и полимер), и независимо от этого будем осуществлять бурение горизонтальных скважин с проведением многоступенчатого ГРП на богатую нефтью, но крайне малопроницаемую Баженовской свиту.

В прошлом СПД уже написала для журнала ROGTEC ряд статей, в которых рассматривалось применение «умных месторождений» – как продвигается реализация «умных» технологий и какие результаты / преимущества уже достигнуты?

Наше видение проекта «Умные месторождения» заключается в том, что все наши службы получали информацию, потоки операций, инструменты и потенциал для того, чтобы непрерывно оптимизировать разработку Салымской группы месторождений – для получения объемов добычи в краткосрочной перспективе и создании ценности на протяжении жизненного цикла в долгосрочной перспективе. В настоящее время мы реализовали 4 этапа данного проекта, начиная с установки первых компонентов оборудования на скважинах Западно-Салымского месторождения до охвата всего фонда скважин Салымской группы месторождений. В настоящее время 100% общего объема добычи и закачки СПД присоединено к системам «умных месторождений».

Сейчас, когда технология «умных месторождений» реализована на местах эксплуатации, мы получили схему получения обратной связи в режиме реального времени, по которой мы можем отслеживать производительность каждой скважины, моделировать ее с использованием наших инструментов для комплексного контроля за разработкой месторождения, определять необходимые коррективы, а затем внедрять эти коррективы посредством автоматизированных систем управления по каждой скважине в отдельности. Кроме того, данный подход к «умным месторождениям» помогает нам занять лучшие позиции для решения проблем, связанных с постоянно возрастающим количеством скважин, которыми нам необходимо управлять при сохранении уровня наших эксплуатационных расходов.

32 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


SPD supports a high level of integration of its operations and information flows. One example is its Well and Reservoir Management project, which involves several business units and departments in an integrated way, allowing the company to quickly and safely perform its drilling programme, optimizing the position of the wells, their robustness and high availability, and assuring maximum recoveries and a low level of operating costs in the long term. Mentioned earlier Smart Fields are inevitable part of this project.

To maintain the costs of operations at a low level, SPD implements a number of programmes in the area of data quality and business process management. One such project, the MAYAK data quality management project, is aimed at creating a new system to collect, process, store and use information. SPD has already developed standards and principles that will determine the organization of the single data base of the company. All employees who have access to the data base get instantaneous access to updated and reliable information, which is only one click away. As a result SPD employees spend less time looking for data and checking it, which considerably simplifies the process of actively and accurately managing our fields.

SPD seeks to continuously improve its business management processes. For this purpose, the company uses the LEAN methodology as a tool to optimize its processes. The approach is well known in other industries and is based on breaking down every process into its constituent elements, some of which contribute to the end result, and some do not. A traditional approach to the optimization of business processes is to improve the efficiency of the overall effort to achieve the result. While in the LEAN methodology the main focus is on those activities that do not play a role in achieving the end result. These activities are considered to be waste and can often be eliminated speeding up the processes and reducing the effort and cost involved in running them. The LEAN programme has the potential to considerably improve processes across all departments of the company. Projects implemented include those aimed at improving the performance of ESPs, well testing operations, water sampling activities, waste disposal, logistics, etc.

As referenced earlier under the “Game Сhangers” a key technology development is the application of Chemical EOR or ASP flooding. This EOR technology is designed to enhance recovery by reducing the amount of residual oil that remains trapped in the porous spaces of the rock after a conventional water flood. SPD has been studying this technology since 2008, conducting a number of laboratory and field tests together with its shareholders Shell and Gazprom Neft. In 2009, SPD conducted a single well chemical tracer test in West Salym and obtained very positive results that demonstrated that 90% of the residual oil saturation after waterflood was mobilized by the ASP

Если вам нужно, чтобы я более конкретно описал значение «умных месторождений» для СПД, я могу выделить пять основных направлений. Прежде всего, «умные месторождения» оптимизируют нашу систему добычи за счет контроля состояния скважин в режиме реального времени и позволяют управлять разработкой в целях оптимизации эффективности и продуктивности, снижая недобор, связанный с незапланированным отставанием. Время отклика при выходе скважины на режим сократилось, что в конечном итоге повышает степень эксплуатационной готовности. Например, ранее для повторного запуска и стабилизации работы скважины требовалось до 2 суток; сегодня «умные месторождения» позволяют сделать это менее чем за 1 час. В 2007-2011 гг. коэффициент эксплуатационной готовности нашей системы ежегодно возрастал на 0,6%. Мы существенно увеличили время наработки на отказ (ВННО) ЭЦН. В январе 2011 г. оно составляло менее 600 суток; егодня этот показатель равен почти 750 суткам.

Во-вторых, речь идет о защите нашего оборудования и скважин. Мы можем лучше выявлять аномалии и выходы из строя, а также отклонения от рабочих диапазонов на ранних этапах, и предотвращать их. В рамках системы «умных месторождений» существует визуализация по принципу светофора – операторы получают наглядную информацию о состоянии системы, что позволяет сосредоточиться на проблемных скважинах и мерах по устранению проблем для повышения их эффективности. Кроме того, система позволяет оптимизировать добычу / закачку в рамках существующих ограничений – например, распределение потока закачки, размер штуцера и перепад давления.

В-третьих, «умные месторождения» позволяют нам снизить эксплуатационные расходы. Благодаря постоянному увеличению ВННО ЭЦН нам удалось увеличить количество кустов, обслуживаемых одним оператором. СПД сократила операционные затраты более чем на 5 млн долл. США с увеличением коэффициента количества скважин на одного оператора с 1:20 до 1:60 по сравнению с первоначальным этапом реализации проекта. В-четвертых, благодаря «умным месторождениям» мы улучшили качество контроля за разработкой скважин и месторождений за счет непрерывного совершенствования процесса стабилизации рабочего давления на скважине, в результате чего достигнуто увеличение объема добычи и улучшение качества контроля за целостностью коллектора. Наряду с этим нам удалось выстроить работу производственных систем учета углеводородов. И, наконец, не менее важным аспектом является

33ROGTECROGTEC

INTERVIEW


flood. And today we are going ahead to the next phase of this exciting project – we are launching a full scale field pilot. Of course, this still has a long way to go, but if the proposed EOR pilot project is successful, then many fields in Siberia and particular in Yugra could get a new life. Unfortunately, there are several boundaries that slow the process. Particularly, we need to find a tax solution because you can’t produce that extra oil based on the current tax regime. Under the current tax regime production with EOR methods is just not profitable for the operator; SPD or any other company. That doesn’t mean it is not profitable at all, we think that we may be able to produce the “enhanced” oil at a cost of some 30-40 dollars a barrel. This compares with a current world oil price of over 100 dollars a barrel; so there is clearly profit to be made both for the government and for the company, but today the tax regime doesn’t allow us to go ahead. So we plan to proceed and do the research, study work and field trials while at the same time engaging with the government on how we can better split the profit to achieve a win/win. Without making profitable EOR methods, companies won’t produce residual oil, and it simply will remain in the ground.

In a previous ROGTEC interview, Harry Brekelmans, former SPD CEO, was keen to highlight “a very strong performance in the area of Health, Safety, Security and Environment, HSSE” – how have your HSSE programs performed and developed in the last 3 years? What further plans do you have to ensure worker & environmental safety?

Safety is our priority. It is embedded in our principles of doing business. Our goal is to work without harm to people and the environment. Our philosophy on safety is expressed in the slogan Goal Zero, i.e. zero accidents, zero injuries and fatalities; everybody goes home in one piece every day.

It’s very difficult to say that you can guarantee safety. Safety is a continuous journey, and you have setbacks and we’re not a company that completely avoids them, but we are committed completely to the safety of our employees and our contractors. I’m sure we are doing a tremendous job on safety, particularly in two most important aspects of it: personal safety and process safety.

Personal safety is about keeping people safe. The safety journey starts with everybody understanding that you are really committed. Everybody understanding that human life is much more important than a barrel of oil and if there’s a choice between doing something safely or doing something quickly you choose to do it safely, or if there’s a choice between doing something safely or doing something cheaply you again choose to do it safely.

In 2011 we performed an analysis of most serious accidents in SPD since the start of the Salym project in 2003. This analysis revealed that we had to focus on

сокращение рисков в области охраны труда и промышленной безопасности. Автоматизация позволила нам исключить поездки непосредственно на кусты для работ по оптимизации добычи – все мероприятия осуществляются в режиме удаленного доступа. Уменьшилось количество спускоподъемных операций с ЭЦН за счет постоянного контроля и управления посредством «умных месторождений», а количество выездов на скважины сократилось с 40 до 7-8 в месяц. Это весьма значительное достижение, учитывая тот факт, что несчастные случаи на транспорте являются наиболее распространенными происшествиями в нефтегазовой отрасли.

Помимо «умных месторождений», какие еще новаторские технологии внедряются в СПД? И какие технологии, по вашему мнению, оказывают наибольшее влияние на вашу деятельность?

Мы внедряем ряд новаторских технологий в различных областях – начиная с ГРР, обустройства скважин и добычи нефти, до охраны труда, здоровья и окружающей среды, работы с персоналом и управления информацией. Например, СПД опробовала новые технологии и методы проведения каротажных операций. В 2009 г. СПД и ее подрядчик, компания Weatherford, провели успешную каротажную операцию во время бурения на депрессии с

34 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


four key areas – thus a programme called 4 Big Moves appeared. Since the start of the programme we became more efficient in supervision of activities on all worksites. We did this by training over 800 supervisors and ensuring that all worksites are fully complied with SPD minimum standards. The second area (or Move #2) is contractor and sub-contractor management. We are improving the accountability of contract holders and contractors for safety

использованием инструмента на ГНКТ в необсаженной скважине малого диаметра Верхне-Салымского месторождения. Впервые в опыте двух компаний мы осуществили спуск каротажного инструмента 2,25” в необсаженную скважину 2,75”. Среди других прогрессивных методов, применяемых СПД на Салымской группе месторождений, – электрические и акустические микросканнеры для исследования текстурных особенностей горных пород и диагностики их трещиноватости, дипольные широкополосные акустические каротажные зонды для оценки латеральной напряженности изучаемых отложений. Поверхностное и скважинное микросейсмическое прослушивание помогает осуществить оценку геометрии трещин гидравлического разрыва пласта, а вертикальное сейсмическое профилирование — увязку сейсмических и каротажных данных. Для отбора пластовых флюидов и образцов горных пород специалисты СПД и ее подрядных организаций применяют кабельные пластоиспытатели и боковые керноотборники.

СПД поддерживает высокий уровень интеграции между своими операционными и информационными потоками. Один из примеров – наш проект по контролю за состоянием разработки скважин и коллекторов, в котором комплексно задействованы несколько подразделений и департаментов компании, что позволяет ей быстро и безопасно выполнять свою программу буровых работ, оптимизировать положение скважин, их надежность и высокую эксплуатационную готовность, и обеспечивать максимальную нефтеотдачу и низкий уровень эксплуатационных расходов в долгосрочной перспективе. Упомянутые выше «умные месторождения» – неотъемлемая часть данного проекта. Для поддержания низкого уровня эксплуатационных расходов СПД реализует ряд программ в области управления качеством данных и бизнес-процессами. Один из таких проектов – проект по управлению качеством данных «МАЯК» – нацелен на создание новой системы сбора, обработки, хранения и использования информации. СПД уже разработала стандарты и принципы, которые будут определять организацию единой базы данных компании. Все сотрудники, имеющие доступ к базе данных, получают мгновенный доступ к актуальной и достоверной информации одним щелчком компьютерной мышки. В результате этого сотрудники СПД тратят меньше времени на поиск и проверку данных, что значительно упрощает процесс активного и точного управления разработкой наших месторождений.

СПД стремится к непрерывному совершенствованию процессов управления своей деятельностью. С этой целью компания использует методологию ЛИН в качестве инструмента оптимизации своих

35ROGTECROGTEC

INTERVIEW


in their contracts and for their sub-contractors by providing effective training and support for our contract holders. Move #3 is about vehicle compliance & controlled maintenance of HGV’s / heavy machinery. As you know road safety remains the single biggest cause of fatal accidents in the oil and gas industry. Today all vehicles entering the territory of Salym group of oil fields must comply with SPD’s minimum vehicle and driver standards. For example, this means that all drivers working for SPD have defense driving training and certification and also that all cars and trucks are equipped with in-vehicle monitoring which is linked to a satellite system so we always know who is driving, at what speed and where. Further, we ensure that maintenance of heavy machinery and vehicles are done in a controlled and certified manner. Lastly (our Move #4) is about better planning and management of change to ensure proper risk assessment of changes.

Of course, besides this there’re some basic things you can do to protect people: to make sure they wear the right equipment, drive around in safe vehicles, and follow our 12 Life Saving Rules. Before you start working for SPD and come to our territory you are trained in these rules and have to sign a safety declaration that commits you to them. They cover basic things: e.g.: if you’re in car, you wear the seat belt.

As a result in 2012 we are continuing to show a further improvement in safety, we are doing the right work and moving steadily to our Goal Zero. We already have some very good Goal Zero examples, e.g.: our central processing facility, SPD’s most complex facility, has now worked for 4 years without a Lost Time Injury (SPD or contractor). In September we had a meeting in Moscow with about 100 contractors where we congratulated a number of our contractors who had achieved 6, 7, and even 8 years without any injury in Salym fields. It all shows that Goal Zero can be achieved, which is something I strongly believe in.

Process Safety is about managing our assets in the safest manner to ensure we have no process incidents or leaks. Although less frequent, the consequences of a major Process Safety incident can be massive; indeed they can destroy multiple lives and a company in a moment (e.g: BP Macondo, Venezuela refinery, Bopal, Piper Alpha, etc.). Further, ineffective management of asset integrity is very poor business as the cost of replacing poorly maintained process equipment and pipelines usually far exceeds the cost of maintaining them effectively. We therefore have a detailed programme on asset integrity and maintenance to ensure that our assets are safe and that we always know their status. For example, this year we have a program of improvement focused on better management of process alarms. If there are too many alarms for a control room operator he is easily overloaded and can fail to see an important alarm amongst the numerous spurious or minor

процессов. Такой подход хорошо известен в других отраслях и основан на разбиении каждого процесса на его составляющие, одни из которых вносят вклад в конечный результат, а другие – нет. Традиционный подход к оптимизации бизнес-процессов заключается в повышении эффективности общих усилий по достижению результата. В то же самое время методология ЛИН обращает особое внимание на те действия, которые не играют роли при достижении конечного результата. Эти мероприятия рассматриваются как «потери» и зачастую могут быть устранены, что ускоряет процессы и сокращает усилия и затраты, связанные с их осуществлением. Программа ЛИН обладает потенциалом значительного усовершенствования процессов в масштабах всех департаментов компании. Некоторые из реализованных проектов направлены на повышение эффективности ЭЦН, работ по опробованию скважин, мероприятий по отбору проб воды, утилизации отходов, логистики и т.д. Как упоминалось выше, говоря о «новых технологиях, изменяющих правила игры», основным направлением технологического развития является применение методов ПНО с использованием химреагентов или заводнение АСП. Данная технология ПНО направлена на повышение нефтеотдачи за счет сокращения остаточных объемов нефти, защемленных в поровом пространстве породы после традиционного заводнения. СПД изучает данную технологию с 2008 г., проводя ряд лабораторных и полевых испытаний совместно с акционерами – «Шелл» и «Газпром нефть». В 2009 г. СПД провела ряд испытание в одиночной скважине на Западно-Салымском месторождении и получила весьма позитивные результаты, которые показали, что заводнение АСП мобилизует 90% остаточной нефтенасыщенности после обычного заводнения. И сегодня мы переходим к следующему этапу этого захватывающего проекта – мы запускаем полномасштабную опытно-промышленную эксплуатацию. Конечно, нам предстоит еще много сделать для этого, однако, если предполагаемая опытно-промышленная эксплуатация ПНО будет успешной, то для многих месторождений в Сибири и особенно в Югре может настать новая жизнь. К сожалению, существует ряд ограничений, которые замедляют ход работ. В частности, нам необходимо найти решение проблемы налогообложения, поскольку на основе существующего налогового режима эту дополнительную нефть добывать невозможно. При существующем налоговом режиме добыча с применением методов ПНО просто нерентабельна для оператора, будь то СПД или любая иная компания. Это не означает, что она вовсе нерентабельна – мы считаем, что сможем добывать «повышенные объемы» нефти при себестоимости порядка 30-40 долларов за баррель. Это сопоставимо с сегодняшней мировой

36 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


alarms. Ideally an operator should get an alarm once and timely, so that he has enough time to respond. To achieve this takes time and hard work effectively eliminating spurious alarms and prioritizing the remainder alarms in a controlled manner. As a result we have now brought the average number of alarms per operator down to about one quarter of what he was experiencing a year ago. This is a major step in giving back control to our operators so they can keep us safe and keep the oil flowing.

What plans does SPD have for future growth and reserve placement? Will we see SPD operating outside the Salym region in the future?

I can say only with regards to Salym oil fields. The question of expansion of SPD beyond them is one for our shareholders. SPD is doing much work to find new oil within its licenses: as I have already mentioned we are conducting a large-scale 3D seismic programme, making field pilots for Bazhenov and ASP and doing exploration. I believe these projects will enable us to increase our oil base. With oil volumes increasing and optimizing costs SPD will remain in the game for longer time.

And finally, what is your outlook for the Russian O&G sector for 2013 and onwards?

I’m looking forward to 2013 as SPD has a number of very exciting projects ahead, like the Game Changer trials and further exploration, as well as the day to day challenge to safely maximize production and shareholder value. Similarly for the whole Russian oil and gas sector I think it is also entering a new phase. After years of oil production increase provided by the mature conventional oil fields of Western Siberia, a time of change is coming into the industry. The mature fields of Western Siberia are beyond their peak and production is starting to decline. To compensate the Russian oil industry has to launch a number of new projects both within the traditional oil provinces and new regions such as Arctic and Eastern Siberia. This situation is also driven by further increases in global energy demand – by 2050 some forecast that Oil & Gas demand could be as much as double what we see today! With the share of “easy oil” starting to decline, Russia has to invest in the development of new projects in new more difficult areas and using new more difficult techniques, without sacrificing the environment and safety. I think this is the area where international players like Shell can have fruitful long-term relations with Russian oil & gas majors like Gazprom Neft. Together with our shareholders I believe companies like SPD can apply cutting-edge technologies that delivers more oil safely and in a manner that protects the environment. Of course to incentivize this will require continued changes in the tax regime to ensure that the more “difficult” oil (like oil from EOR or the Bazhenov) can be produces in a profitable manner for all the parties concerned.

ценой на нефть более 100 долларов за баррель, поэтому здесь имеется явный потенциал получения прибыли как для государства, так и для компании, однако сегодняшний налоговый режим не позволяет нам двигаться дальше. Таким образом, мы планируем продолжать научно-исследовательские работы и полевые испытания, одновременно взаимодействуя с правительством по вопросам наилучшего способа распределенияприбыли для достижения взаимовыгодного результата. Если методы ПНО не станут рентабельными, компании не смогут добывать остаточные объемы нефти, и она просто останется лежать в земле.

В предыдущем интервью журналу ROGTEC Гарри Брекельманс, бывший генеральный директор СПД, особо подчеркивал «очень хорошие показатели в области охраны здоровья, охраны труда, обеспечения безопасности и охраны окружающей среды (ОЗОТОБОС)» – как проходило осуществление и развитие ваших программ в области ОЗОТОБОС в последние 3 года? Каковы ваши дальнейшие планы по обеспечению безопасности сотрудников и окружающей среды?

Безопасность – приоритет для нас. Она встроена в наши принципы ведения деятельности. Наша цель заключается в том, чтобы работать, не причиняя вреда людям и окружающей среде. Наша философия в области безопасности выражена в лозунге «Цель – Ноль», т.е. ноль аварий, ноль травм и несчастных случаев со смертельным исходом; все возвращаются домой в целости и сохранности каждый день.

Очень сложно заявить о том, что вы можете гарантировать безопасность. Путь к безопасности непрерывен, и на этом пути встречаются препятствия, и нашей компании не удается избежать их полностью, однако мы беззаветно привержены делу обеспечения безопасности персонала нашей компании и наших подрядчиков. Уверен, что мы проделываем огромный объем работ по безопасности, особенно в ее двух наиболее важных аспектах: личная безопасность и безопасность технологических объектов.

Личная безопасность связана с обеспечением безопасности людей. Путь к безопасности начинается с того, что у всех возникает понимание вашей подлинной преданности этому вопросу. Все понимают, что человеческая жизнь гораздо важнее, чем баррель нефти, и если возникает выбор между безопасным и быстрым выполнением задания, нужно выбрать безопасность, а если возникает выбор между безопасным и малозатратным выполнением задания, нужно опять-таки выбрать безопасность.

В 2011 г. мы провели анализ наиболее серьезных аварий, случившихся в СПД с начала работ по

37ROGTECROGTEC

INTERVIEW


Салымскому проекту в 2003 г. Анализ выявил, что нам придется сосредоточиться на четырех ключевых направлениях – так появилась программа под названием «4 больших шага». С самого начала программы мы повысили эффективность контроля за мероприятиями, осуществляемыми на всех местах выполнения работ. Мы достигли этого благодаря обучению более 800 супервайзеров и обеспечению полного соответствия всех мест выполнения работ минимальным стандартам СПД. Второе направление (или шаг №2) – управление подрядчиками и субподрядчиками. Мы повышаем ответственность держателей контрактов и подрядчиков за безопасность в рамках их контрактов и за их субподрядчиков путем предоставления эффективного обучения и поддержки для наших держателей контрактов. Шаг №3 связан с соответствием всего автотранспорта установленным требованиям и контролем за выполнением техобслуживания большегрузных автомобилей и тяжелой техники. Как вы знаете, безопасность дорожного движения остается наибольшим отдельно взятым источником происшествий со смертельным исходом в нефтегазовой отрасли. На сегодняшний день весь автотранспорт, въезжающий на территорию Салымской группы месторождений, должен соответствовать минимальным требованиям, которые СПД предъявляет к транспортным средствам и водителям. Это означает, например, что все водители, которые работают в СПД, прошли курсы и сертификацию по защитному вождению; кроме того, все легковые и грузовые автомобили оснащаются бортовой системой мониторинга, связанной со спутниковой системой, чтобы мы всегда могли знать,

кто ведет машину, с какой скоростью и где. Кроме того, мы обеспечиваем проведение технического обслуживания тяжелой техники и большегрузного транспорта в контролируемых и сертифицированных условиях. Наконец, наш шаг №4 связан с улучшением планирования и управления изменениями, чтобы обеспечить надлежащую оценку риска изменений. Разумеется, помимо этого существует целый ряд простейших действий, которые можно предпринять, чтобы защитить людей: убедиться в том, что они носят необходимую одежду, ездят на безопасных машинах и соблюдают наши 12 жизненно важных правил. Прежде чем приступить к работе в СПД и зайти на нашу территорию, вы проходите подготовку по этим правилам и обязаны подписать заявление о безопасности, согласно которому вы обязуетесь их соблюдать. Они включают в себя простейшие действия, например, вы в машине, вы пристегиваетесь ремнем безопасности. В результате этого в 2012 году мы по-прежнему демонстрируем значительное улучшение показателей по безопасности, мы занимаемся тем, чем следует, и неуклонно движемся к нашей «Цели – Ноль». У нас уже есть ряд отличных примеров по реализации лозунга «Цель – Ноль»: наша установка по подготовке нефти, наиболее сложный объект СПД, уже 4 года работает без травм с временной потерей трудоспособности (у СПД и подрядчиков). В сентябре мы провели в Москве встречу, на которую мы пригласили около 100 подрядчиков; в ходе встречи мы поздравили ряд наших партнеров, отработавших на Салымском нефтепромысле по 6, 7 и даже 8 лет без единой

38 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


я уже упоминал, мы проводим широкомасштабную программу трехмерной сейсморазведки, готовимся к опытно-промышленной эксплуатации Баженовской свиты и АСП и ведем геологоразведочные работы. Уверен, что эти проекты позволят нам увеличить нашу ресурсную базу по нефти. Наращивая объемы нефти и оптимизируя затраты, СПД гораздо дольше останется активным игроком.

И, наконец, каков ваш прогноз для российской нефтегазовой отрасли на 2013 и последующие годы?

Я с нетерпением жду наступления 2013 года, поскольку СПД предстоит осуществить ряд захватывающих проектов – например, опробование новых технологий и дальнейшие ГРР – а также решать повседневные вопросы, связанные с безопасным достижением максимального уровня добычи и создания ценности для акционеров. Думаю, что и вся российская нефтегазовая отрасль аналогичным образом вступает в новый этап. В течение многих лет объемы добычи, обеспечиваемые зрелыми традиционными месторождениями нефти в Западной Сибири, нарастали; теперь для отрасли настало время перемен. Зрелые месторождения Западной Сибири уже прошли пиковый уровень добычи, и объемы нефти начинают снижаться. Чтобы компенсировать это, российская нефтедобывающая отрасль должна запустить ряд новых проектов, как в традиционных нефтеносных провинциях, так и в новых регионах – например, в Арктике и Восточной Сибири. Ситуацию также подстегивают прогнозы о дальнейшем росте мировой потребности в энергоносителях – некоторые предсказывают, что к 2050 г. спрос на нефть и газ может чуть ли не удвоиться по сравнению с тем, который существует сегодня! В условиях, когда объемы «простой нефти» начинают уменьшаться, России приходится инвестировать в разработку новых проектов в новых, более сложных областях и применение новых, более сложных технологий, не поступаясь принципами охраны природы и безопасности. Думаю, что именно в этой области такие игроки мирового уровня, как «Шелл», могут установить плодотворные долгосрочные взаимоотношения с такими крупными российскими нефтегазовыми компаниями, как «Газпром нефть». Вместе с нашими акционерами я уверен в том, что такие компании, как СПД, могут применять передовые технологии, дающие возможность добывать больше нефти с соблюдением принципов безопасности и обеспечением охраны окружающей среды. Конечно, для создания стимулов к такой деятельности необходимы постоянные изменения налогового режима, чтобы обеспечить такую добычу более «трудной» нефти (например, нефти, получаемой за счет методов ПНО, или из Баженовской свиты), которая будет рентабельна для всех сторон, имеющих к этому отношение.

травмы. Все это показывает, что «Цель – Ноль» достижима, и это одно из моих наиболее сильных убеждений.

Безопасность технологических объектов связана с безопасными способами управления нашими активами, обеспечивающими отсутствие у нас технологических аварий или утечек. Даже несмотря на то, что крупные аварии, связанные с безопасностью технологических объектов, происходят менее часто, их последствия могут быть масштабными: по существу, они в одно мгновение могут разрушить жизни многих людей и деятельность компаний (например, BP Macondo, НПЗ в Венесуэле, Bopal, Piper Alpha и т.д.). Кроме того, неэффективное управление техническим состоянием активов означает неудовлетворительное управление бизнесом, поскольку затраты на замену технологического оборудования и трубопроводов, техническое обслуживание которых осуществлялось ненадлежащим образом, обычно намного превышает затраты на их эффективное обслуживание. Поэтому мы разработали подробную программу по техническому состоянию и обслуживанию активов, чтобы обеспечить безопасность наших активов и нашу постоянную информированность об их состоянии. Например, в этом году мы реализуем программу усовершенствований, направленных на повышение качества управления технологическими устройствами аварийной сигнализации. Если оператор в диспетчерской получает слишком большое количество аварийных сигналов, у него быстро возникает состояние перегрузки, и он может не заметить важный аварийный сигнал среди множества ложных или незначительных оповещений. В идеале оператор должен получать аварийный сигнал один раз и своевременно, чтобы у него было достаточно времени на реагирование. Чтобы добиться этого, требуется время и упорный труд для эффективного устранения ложных оповещений и назначения приоритета оставшимся тревожным сигналам в контролируемых условиях. В результате этого мы уже свели среднее число оповещений, приходящееся на одного оператора, примерно до одной четвертой по сравнению с тем, что было у нас год назад. Это важный шаг к тому, чтобы вернуть управление в руки наших операторов, чтобы они могли обеспечивать нашу безопасность и бесперебойное поступление нефти.

Каковы планы СПД на перспективный рост и размещение запасов? Насколько вероятно, что в будущем СПД будет вести деятельность за пределами Салымского края? Я могу ответить только в отношении Салымского нефтепромысла. Вопрос расширения деятельности СПД за его пределами следует задать нашим акционерам. СПД много работает над поиском новой нефти в пределах своих лицензионных участков: как

39ROGTECROGTEC

INTERVIEW


t: +44 (0) 207 384 7702 w: www.russianshelf.ru e: marketi [email protected] t: +44 (0) 207 384 7702 w: www.russianshelf.ru e: marketi [email protected]

СПОНСОРЫ ОРГАНИЗАТОР

Уникальные возможности российского континентального шельфа

Москваwww.russianshelf.ru

Последние новости от лидирующих экспертов разных регионов:

Для получения дополнительной информации, пожалуйста, посетите наш сайт: www.russianshelf.comили свяжитесь по электронной почте: [email protected]

350+ участников для наиболее продуктивного

общения

70+ докладчиков - последние результаты

исследований от главных специалистов

Церемония вручения премий

в четырёх категориях

Семинар по предупреждению разливов нефти:

местные и международные примеры

RUSSIA 2013OFFSHORE8 t h A n n u a l C o n f e r e n c e & E x h i b i t i o n

12-15 февраля

Вячеслав Урманчеев Заместитель начальника Управления по бурению ООО «ГАЗПРОМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА»

Николай Кабанов Первый заместитель начальника Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «ГАЗПРОМ»

Майк Дэйли Исполннительный вице-президент по разведке BP

Владимир Вержбицкий Начальник Отдела региональных исследований континентальных шельфов ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ»

Роман Гаврилов Заместитель технического директора, Начальник Управления по охране труда, окружающей среды, промышленной безопасностии контролю за качествомSHTOKMAN DEVELOPMENT

Кенни Форэстэ Старший геолог САХАЛИН ЭНЕРДЖИ

Юрий Безродный Начальник отдела мониторинга и проектирования экологическойбезопасностиООО «ЛУКОЙЛ ИНЖИНИРИНГ»

ШЕЛЬФРОССИИ 2013VIII Ежегодная конференция и выставка

Вячеслав Рукша Генеральный директор ФГУП «АТОМФЛОТ»

40

Between 2013-2015, LUKOIL plans to drill 449 horizontal wells using multi-zone hydrofracturing (HW with MZHF). During 2011, 96 of these wells were drilled and by the end of 2012, LUKOIL will have drilled a further 108. Using this technology has proved highly effective on the difficult reserves of Western Siberia. Indeed, one of the reservoirs at the Uryevskoye field in Western Siberia increased daily production from 22 to 68 tonnes of oil per day. In 2012, an 8-zone MZHF was performed at one of the wells of Uryevskoye field for the first time in Russia. Having implemented this technology, oil production increased to 91 tonnes per day. Based on the on the data obtained, we designed a geological hydrodynamic model for the entire field development. The calculations determined that that using HW with MZHF would result in a production increase for new wells from 17 tonnes to 46 tonnes per day. Due to increased oil recovery, our recoverable reserves rose to 4.8 mln tonnes, with capital expenditure for these wells decreasing by 38% and economical performance indicators for deposit development improve by 1.6.

In 2012, LUKOIL started drilling HW with MZHF in Perm Kray and the Komi Republic. In particular, LLC LUKOIL-Perm commissioned a number of such wells with production rates of between 40-46 tonnes per day. LUKOIL had also obtained positive results when testing HW with MZHF for gas assets at the Pyakyakhinskoye field in Yamal-Nenets Autonomous region. Production rates on gas were 2 times higher than that for horizontal wells with conventional completion.

In Western Siberia, and for the first time in Russia, LUKOIL successfully performed multi-stage hydrofracturing (HF) on a sidetracked well using a unique technology of sand-water perforation and HF AbrasiFRAC from Schlumberger. This technology allows sand-water perforation trough flexible tubing with subsequent HF in one operation, which makes it possible to decrease the average well development

В 2013-2015 годах ЛУКОЙЛ планирует пробурить 449 горизонтальных скважин с последующим применением многозонного гидроразрыва пласта (ГС с МГРП). В 2012 году ЛУКОЙЛ пробурит 108 таких скважин. В 2011 году с применением этой технологии было введено в эксплуатацию 96 скважин. Применение этой технологии уже показало высокую эффективность на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами Западной Сибири.

Так, МГРП на ГС на одном из пластов Урьевского месторождения в Западной Сибири привело к росту дебита скважины с 22 тонн до 68 тонн нефти в сутки. В 2012 году на одной из скважин Урьевского месторождения впервые в России был выполнен 8-ми зонный МГРП. При этом дебит по нефти составил 91 тонну в сутки. На основе полученных данных проведено геолого-гидродинамическое моделирование разработки всего месторождения. Расчеты показали, что в целом по месторождению применение ГС с МГРП приведет к увеличению проектных дебитов нефти новых скважин с 17 тонн в сутки до 46 тонн в сутки. При этом за счет увеличения коэффициента извлечения нефти прирост извлекаемых запасов Урьевского месторождения составит 4,8 млн. тонн, проектный фонд скважин сократится на 38%, а экономические показатели разработки месторождения улучшатся в 1,6 раза.

В 2012 году ЛУКОЙЛ начал бурение ГС с МГРП в Пермском крае и в Республике Коми. В частности, ООО <ЛУКОЙЛ-Пермь> ввело в эксплуатацию несколько таких скважин с дебитами по нефти 40-46 тонн в сутки. ЛУКОЙЛ также получил положительный результат при испытании ГС с МГРП на газовых объектах Пякяхинского месторождения в ЯНАО. Дебит по газу в 2 раза превысил дебиты горизонтальных скважин со стандартным заканчиванием.

ROGTEC

ГРП


Использование многозонного ГРП в ЛУКОЙЛ Multi Zone Hydro Fracturing at Lukoil

41ROGTEC

В Западной Сибири, впервые в России, ЛУКОЙЛ успешно применил многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в боковом горизонтальном стволе скважины по уникальной технологии гидропескоструйной перфорации и ГРП <AbrasiFRAC>. Эта технология заключается в проведении гидропескоструйной перфорации через гибкие насосно-компрессорные трубы с последующим ГРП за одну операцию, что позволяет сократить среднее время освоения скважины, ускорить ее ввод в эксплуатацию, а также активизировать извлечение углеводородного сырья из пласта.

В настоящее время с применением технологии <AbrasiFRAC> введены в эксплуатацию пять скважин на Повховском, Нонг-Еганском, Тевлинско-Русскинском и Урьевском месторождениях. Суточный дебит этих скважин в среднем вырос в два раза с 17 до 34 тонн в сутки.

ЛУКОЙЛ впервые в России провел тестовую операцию гидравлического разрыва пласта (ГРП) в море на скважине №8 месторождения им. Владимира Филановского в северной части Каспия.По результатам разведочного бурения на открытом в 2005 году месторождении им. В. Филановского были выявлены три залежи: газоконденсатная в альбском ярусе, газоконденсатнонефтяная в аптском и газонефтяная - в неокомском надъярусе нижнемеловых отложений.

Разведочная скважина №8 была пробурена в 2011 году с целью доразведки месторождения. До проведения ГРП максимальный приток нефти при испытании продуктивных пластов в скважине №8 составил 3,7 тонн нефти в сутки. После применения ГРП приток вырос в 20 раз.

На основании результатов ГРП на скважине №8, выполнен прогнозный расчет вариантов освоения запасов нефти аптской залежи и ввода ее в разработку. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что при разработке аптской залежи с ГРП в добывающих скважинах дополнительно будет введено в разработку 44 млн. тонн запасов.

В 2012 году на месторождении им. Юрия Корчагина в Каспийском море ЛУКОЙЛ пробурил 4 скважины с длиной горизонтального ствола от 2 до 5 км и начальными дебитами в диапазоне от 4 до 10 тысяч баррелей в сутки.

По своим параметрам такие скважины попадают в категорию самых сложных по международной классификации. В ходе буровых работ был поставлен рекорд по России: рейсовая проходка в горизонтальном стволе составила 3770 м.

time, ensure its timely commissioning and also boost hydrocarbon production from the reservoir.

To date, five wells have been commissioned using AbrasiFRAC technology at Povkhovskoye, Nong-Yeganskoye, Tevlinsko-Russkinskoye and Uryevskoye fields. Daily production of these wells grew on average two fold from 17 to 34 tonnes per day.

Also for the first time in Russia, LUKOIL performed a test HF operation offshore at well #8 at the Vladimir Filanovsky deposit in the Northern Caspian. Based on exploration drilling at V.Filanovsky deposit in 2005, three accumulations had been highlighted: gas condensate field in the Albian, gas condensate and oil type in the Aptian and gas and oil type in Neocomian superstage of the lower Cretaceous. An Exploration well, #8, was drilled in 2011 for additional field exploration. Before HF, the maximum oil influx during productive reservoir testing in well #8 comprised 3,7 tonnes of oil per day. After HF, the influx increased 20 fold.

Based on HF results for well #8, calculations were made in order to develop oil reserves in the Aptian accumulation. The results demonstrated that the development of this formation using HF in producing wells will result in an additional 44 mln tonnes of reserves.

We also drilled 4 horizontal wells at the Yuri Korchagin field n the Caspian sea, ranging from 2 to 5 km with initial production rates ranging from 4 to 10 thousand barrels per day. These wells, based on their parameters, are grouped in the toughest category under international classification.

During drilling operations, we set a new Russian national record by drilling the horizontal section to 3770 m. We plan to drill 4 more horizontal wells at Yuri Korchagin during 2012, and the well may indeed exceed 6 km. Based on results of our exploration work in 2012, the Company expects a significant increase of recoverable oil reserves at Y. Korchagin field of about 50% to a total 360 mln. barrels.

ROGTEC

FRACTURING


В 2013 году на месторождении им. Корчагина планируется пробурить еще 4 горизонтальные скважины. Максимальный отход от вертикальной части может превысить 6 км.

По результатам проведенных в 2012 году геологоразведочных работ Компания ожидает значительного роста извлекаемых запасов нефти месторождения им. Ю.Корчагина примерно на 50% до 360 млн. барр.

42

ual completion has been recommended in project documentation for 35 fields across the Company,

including 13 key fields. These assets are concentrated primarily in the Orenburg Region, although some of the blocks are operated by Varyoganneftegaz and TNKUvat. Overall, plans have been made for dual completions in over 900 wells.

As of January 1, 2012, 248 DC assemblies had been installed across TNK-BP, mainly at the Samotlor field, where the focus is on injection wells. The largest number of dual production (DP) units has been installed in the Orenburg Region.

Falling Behind ScheduleA study of the actual deployment of DC solutions at 25 major fields within TNNC’s sphere of responsibility has identified eight fields at which the pace of work needs to be stepped up.

This is greatly complicated, however, by the complex decision making procedure for applying DC technology,

огласно проектно-технической документации (ПТД) на разработку месторождений,

применение технологий ОРЭ пластов рекомендовано на 35 месторождениях Компании, в том числе на 13 ключевых. В основном это месторождения Оренбургского региона, участки ОАО «Варьеганнефтегаз» и ООО «ТНК-Уват». Всего, согласно ПТД, внедрение технологий ОРЭ предусмотрено более чем на 900 скважинах.

По состоянию на начало 2012 года на скважинах ТНК-ВР внедрено 248 компоновок оборудования для ОРЭ, в основном на Самотлорском месторождении, где технологии ОРЭ применяются в основном на нагнетательном фонде. Наибольшее количество установок для одновременно-раздельной добычи (ОРД) внедрено в Оренбургском регионе.

С отставанием от планаАнализ фактической реализации проектных

ROGTEC

ОРЭ


Одновременно-раздельная эксплуатация: выявляем нераскрытый потенциалDual Completion: Unlocking Hidden Potential

Исследования Тюменского нефтяного научного центра (ТННЦ) показывают, что в настоящее время высокий потенциал применения оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на месторождениях ТНК-ВР реализуется далеко не полностью. Каждое целевое дочернее общество (ЦДО) Компании сталкивается как с общими для всех, так и с индивидуальными трудностями ее внедрения.

Studies by the Tyumen Petroleum Research Centre (TNNC) show that TNK-BP is failing to take full advantage of the major benefits that could be gained by applying dual completion (DC) technology at its oil fields. Each of the Compa-ny’s target subsidiaries (TS) has encountered its own specific difficulties when it comes to deploying dual completions, as well as more general issues shared by all.

Александр Коваленконачальник отдела геологии и разработки Покровского актива, ТННЦ

Aleksander KovalenkoHead of Geology and Development Section, Pokrovsky Asset, TNNC

Дмитрий Патраков начальник отдела геологии и разработки Первомайского актива, ТННЦ

Dmitry PatrakovHead of Geology and Development Section, Pervomaisky Asset, TNNC

DС

43ROGTEC

решений в области ОРЭ на 25 крупнейших месторождениях Компании, которые попадают в зону ответственности ТННЦ, свидетельствует, что на восьми месторождениях необходимо ускорить работы по внедрению оборудования для ОРЭ.

Это во многом затруднено сложностью процесса принятия решений о применении оборудования для ОРЭ, представляющего собой цепочку различных геологических, технологических и экономических

составляющих (Рис. 1). Получение отрицательных результатов на любом из этапов этой цепочки приводит к отказу от использования оборудования для ОРЭ. В каждом из регионов ТНК-ВР, кроме того, существуют свои особенности внедрения этой технологии.

Анализ потенциала увеличения добычи в случае использования оборудования для ОРЭ показал, что внедрение этой технологии на данный момент

which involves a whole chain of geological, technological and economic issues (Fig. 1). A negative result at any link in this chain means that dual completion cannot be used. Further complicating the picture, each TNK-BP region has its own specific difficulties to contend with when applying DC technology.

Analysis of the potential for boosting production through DC technology indicates that it could be applicable in the Orenburg Region, at Samotlor, in various fields operated

by Varyoganneftegaz and at TNK-Uvat’s Ust-Teguss field. Fields operated by TNK-Nyagan require further trial production work to evaluate the potential scale and applicability of DC assemblies. At the Verkhnechonskoye field, the potential for DC is constrained by the use of complex equipment to drill horizontal wells with limited anticipated flow-rate increments. Meanwhile, at Rospan International, DC would not be appropriate given the limited understanding of the fields and their later commissioning dates.

ROGTEC

DUAL COMPLETION


1 2 3

6 5 4

7 8 9

Выбор многопластовыхлицензионных участков

Selection of Stacked-PayLicence Blocks

Оценка потенциалаприобщения Assessment of

Commingling Potential

Предварительная оценка по экономическим

критериям Preliminary

Economic Evaluation

Оценка по технологическим

критериям (способ добычи,технология учета)

Evaluationof Technological Criteria

(Production Method, MeteringTechnology)

Оценка по геологическим

критериям(взаимное влияние пластов)

Geological Evaluation(Mutual Influence

of Formations)

Оценка по свойствам флюида

(совместимость продукции) Evaluation of Fluid Properties

(Product Compatibility)

Технико-экономическоеобоснование

Feasibility Study

Определениеи оценка фонда по ОРЭ Selection and Evaluation

of DC Well Stock

Выбор подрядчика Contractor Selection

SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

Рис. 1 Процесс принятия решения о внедрении оборудования для ОРЭFig. 1 Decision-Making Process for Deployment of DC Technology

44 ROGTEC

ОРЭ


Implementation IssuesTNK-BP’s largest asset is the Samotlor field, which consists of 11 development targets with over 1,200 commingled wells. The main reason for using DC at Samotlor is to reduce the planned number of lowrate wells and to isolate productive formations in commingled wells. This is essential to make development more efficient and to optimize reserves depletion. At the same time, due to the long history of commingled production at Samotlor, deploying DC assemblies is no easy matter. The constraints include a complex distribution of residual reserves, the large number of wells with integrity failures in production strings and sidetracks, and the presence of gas caps in some formations. The overall number of candidate wells for DC at Samotlor is around 300 wells, with potential to produce an estimated 9 mln t of additional reserves.

In the Orenburg Region, TNK-BP operates over 70 stacked reservoirs, with reserves varying from 1 to 50 mln t of oil. In many key fields there is potential for accelerating the rate of reserves depletion in low-productivity formations. The Garshinskoye

field, for instance, could produce from as many as eight individual formations, where recompletions are currently planned or drilling of marginal wells is required. The main aims of applying dual completions in that region are therefore to speed up the recompletion programme, to reduce the number of planned low-rate wells, and to isolate formations in commingled wells, which number approximately 600. Experience to date has highlighted a number of technical issues hindering the widespread application of dual completion technology: first, a lack of reliable equipment for fields with a high gas content in the oil; second, the considerable depth of most of the accumulations rules out the use of sucker rod pumps, while deployment of electrical submersible pumps (ESP) in ESP + ESP assemblies is limited by the small diameters of the production strings in existing wells (168 mm or less). Excluding wells already identified as problematic, the potential well stock for dual completions at key fields alone in the Orenburg Region could be around 1,400, with an estimated residual reserves potential of 23 mln t.

актуально для Оренбургского региона, Самотлора, месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз» и Усть-Тегусского месторождения ООО «ТНК-Уват». На месторождениях ОАО «ТНК-Нягань» необходимо проведение дополнительных опытно-промышленных работ для оценки возможных масштабов и особенностей применения компоновок для ОРЭ. На Верхнечонском месторождении основные трудности внедрения технологий ОРЭ связаны с необходимостью применения сложного оборудования для горизонтальных скважин при незначительных ожидаемых приростах добычи нефти. На месторождениях ЗАО «Роспан Интернешнл» использование ОРЭ не актуально по причине их низкой изученности, а также планируемого позднего ввода в разработку.

Трудности внедренияКрупнейшим активом Компании является Самотлорское месторождение, состоящее из 11 объектов разработки с более чем 1 200 совместными скважинами. Главными задачами внедрения технологий ОРЭ на Самотлоре являются сокращение проектного низкодебитного фонда и разобщение объектов в совместных скважинах. Это необходимо для повышения эффективности разработки и оптимизации выработки запасов. В то же время в связи с длительной историей разработки и совместной эксплуатации объектов применение компоновок ОРЭ на Самотлоре затруднено. К факторам ограничения, в частности, относятся сложности локализации остаточных запасов, значительное количество скважин с нарушением эксплуатационной колонны и боковыми стволами, а также наличие на некоторых пластах газовых шапок. Потенциальное количество скважин-кандидатов для ОРЭ на Самотлорском месторождении может составить около 300 штук, а вовлекаемые за счет этой технологии запасы, по оценкам, могут составить около 9 млн т.

В Оренбургском регионе ТНК-ВР эксплуатирует более 70 многопластовых месторождений, запасы которых варьируются от одного до 50

Проведенные исследования свидетельствуют, что цели внедрения технологий ОРЭ в различных ЦДО Компании максимально схожиStudies have shown that the motivation for applying DC solutions is virtually identical across TNK-BP’s TS

DUAL COMPLETION

млн т нефти. При этом на многих ключевых месторождениях существует возможность ускорения выработки запасов на возвратных низкопродуктивных объектах. Например, на Гаршинском месторождении есть потенциал вовлечения в разработку запасов на восьми объектах, где запланировано использование возвратного фонда, либо требуется бурение низкорентабельных скважин. Таким образом, основными задачами внедрения технологий ОРЭ в этом регионе являются ускоренное вовлечение возвратных объектов, сокращение проектного низкорентабельного фонда, а также разобщение объектов в совместных скважинах, которых насчитывается около 600. При этом результаты опытно-промышленных работ показали, что существует ряд технических проблем, мешающих широкому внедрению технологий ОРЭ. Во-первых, это отсутствие надежного оборудования для объектов с высоким содержанием в нефти газа. Во-вторых, значительная глубина большинства залежей не позволяет эффективно использовать штанговые глубинные насосы (ШГН), а использование установок электроцентробежных насосов (ЭЦН) в компоновках ЭЦН + ЭЦН ограничивается небольшими диаметрами колонн существующего

Varyoganneftegaz is developing seven stacked reservoirs with over 200 commingled wells. Formations of the Verkhne-Kolik-Yoganskoe field containing around one third of its current recoverable reserves are being tapped using a high ratio of commingled wells, though a large part of the reserves remains untouched. DC are an essential tool for Varyoganneftegaz to speed up its recompletion programme, to reduce drilling of marginal wells, and to isolate productive formations in commingled wells. As in the case of Samotlor, the residual reserves in Varyoganneftgaz’s fields have a complex distribution and the wells have been in operation for a considerable period of time. Further problems have been encountered in operating DC units after hydrofracking. Varyoganneftegaz, as a whole, has the potential to deploy DC in over 350 wells to produce an additional 11 mln t of recoverable reserves of oil.

In the Uvat project DC technologies are well suited to the Ust-Teguss field, where they could reduce the total well stock and accelerate depletion rates. The field is already using DC equipment in an ESP + ESP assembly. Research has revealed that the main issues here are the high cost of DC, the need to drill large-diameter wells (245 mm) and the risk of failing to confirm geological predictions, which could reduce the

ADVERT

46 ROGTEC

ОРЭ


effectiveness of DC or result in a decision not to deploy them. At the same time, the use of DC at Ust-Teguss field will eliminate the need to drill a second grid and reduce well numbers, bringing up to 17 mln t of recoverable reserves on stream with 115 fewer wells.

Shared Goals and Good PotentialStudies have shown that the motivation for applying DC solutions is virtually identical across TNK-BP’s TS: to drill fewer marginal wells, to speed up field developments, and to isolate productive formations in commingled wells for separate control of depletion rates. Any differences between the various TNK-BP regions are merely a matter of the relative importance of the above objectives. Across the Company as a whole there are over 3,000 candidate wells for DC jobs, with a potential production increment of several tens mln t of oil.

Continued development and deployment of DC technologies will therefore help to unlock the potential for incremental production, boost output and expedite field developments, while also enabling cost-effective production of reserves that would otherwise be marginal or subcommercial.

фонда (168 мм и меньше). Без учета скважин с выявленными проблемами потенциальный фонд для ОРЭ в Оренбургском регионе только по ключевым месторождениям может составить около 1 400 скважин с оцененным потенциалом вовлечения в разработку до 23 млн т остаточных запасов.

ОАО «Варьеганнефтегаз» разрабатывает семь многопластовых месторождений, совместный фонд составляет более 200 скважин. Объекты Верхне-Колик-Еганского месторождения, содержащие около трети текущих извлекаемых запасов месторождения, разрабатываются при большой доле совместного фонда; значительная часть запасов вовсе не вовлечена в разработку. Внедрение технологий ОРЭ в ОАО «Варьеганнефтегаз» необходимо для ускоренного ввода возвратных объектов, сокращения объемов низкорентабельного бурения, а также разобщения объектов в совместных скважинах. Как и для Самотлора, для месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз» характерны сложность локализации остаточных запасов и значительный объем фонда с длительной историей эксплуатации. В процессе внедрения установок для ОРЭ, кроме того, выявлены проблемы их эксплуатации после гидроразрывов пласта (ГРП). В целом по ЦДО потенциальный фонд для применения технологий ОРЭ насчитывает более 350 скважин, вовлекаемые в разработку текущие извлекаемые запасы нефти могут составить 11 млн т.

На Уватском проекте технологии ОРЭ актуальны для Усть-Тегусского месторождения. Основными задачами их внедрения здесь являются сокращение общего количества проектных скважин и ускорение ввода запасов в разработку. При этом на месторождении уже применяется оборудование для ОРЭ в компоновке ЭЦН + ЭЦН. Анализ показал, что основной проблемой этой технологии являются высокая стоимость, необходимость бурения скважин большого диаметра (245 мм), а также риск неподтверждения геологии, что может привести к снижению рентабельности применения оборудования для ОРЭ или отказу от его использования. Вместе с тем, применение ОРЭ на Усть-Тегусском месторождении позволит избежать бурения второй сетки и сократить фонд скважин, эта технология может ускорить вовлечение в разработку до 17 млн т текущих извлекаемых запасов при отмене бурения 115 скважин.

Общие цели и хороший потенциалПроведенные исследования свидетельствуют, что цели внедрения технологий ОРЭ в различных ЦДО Компании максимально схожи. Это отмена

низкорентабельного бурения, ускорение ввода запасов в разработку, а также разобщение объектов в совместных скважинах с целью контроля выработки запасов в разных пластах. Различия между регионами присутствия Компании заключаются лишь в приоритетности той или иной цели. Всего по ТНК-ВР кандидатами для применения оборудования ОРЭ являются более 3 000 скважин, а потенциально вовлекаемые запасы нефти в случае применения этой технологии оцениваются в несколько десятков миллионов т.

Дальнейшее развитие и внедрение технологий ОРЭ, таким образом, позволит раскрыть существующий потенциал дополнительной добычи, обеспечит увеличение нефтеотдачи, ускорение разработки месторождений, а также экономически эффективную добычу низкорентабельных и нерентабельных при традиционных подходах запасов.

Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов.

Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazine

47ROGTECROGTEC

DUAL COMPLETION


Телефоны: (495) 514-44-58, 514-58-56; [email protected]; www.n-g-k.ru


Following on from Part 1 of this article which ran in issue 30 of ROGTEC, the article discussed how 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.

Часть 1 этой статьи была опубликована в 30-м выпуске ROGTEC, в этом же выпуске мы продолжаем поднятую тему: 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.

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

Освоение российского арктического шельфа необходимо ускорить Development of the Russian Arctic Shelf : The Need for Accelerated DevelopmentЧасть 2 - Part 2 Кравец Вадим

Ведущий аналитик[email protected]

Vadim Kravetsleading [email protected]

49ROGTEC

Карское море

ПроектыШельф Карского моря считается перспективной газоносной территорией, непосредственно прилегающей к полуострову Ямал. Разведку данного морского района, а также освоение открытых месторождений планируется осуществлять в координации с планами освоения газовых месторождений этого полуострова. Степень разведанности региона по нефти и конденсату – 15%, по газ – около 2%. Ресурсы жидких углеводородов в регионе по категориям (D1+D2) достигают 300 млн т, ресурсы газа по тем же категориям—29,8 трлн куб. м.

В акватории Карского моря открыты два газоконденсатных месторождения—Русановское и Ленинградское. Оба месторождения требуют доразведки, поскольку на них пробурены всего две поисковые скважины. Их геологические запасы оцениваются в 4 трлн куб. м газа каждое.

Кроме того, наиболее перспективными объектами на шельфе Карского моря в настоящее время считаются следующие структуры:

» Нярмейская;

» Скуратовская;

» Западно-Шараповская;

» Невская;

» Северная;

» Северо-Харасавейская;

» Амдерминская.

Из них только Нярмейская структура подготовлена к глубокому бурению. На остальных структурах необходимо проведение детальных сейсморазведочных работ 2D.

Ленинградское и Русановское месторождение планируется подготовить к промышленному освоению уже за пределами 2020 года.

В 2010 году лицензии на три Восточно-Приновоземельских участка выданы «Роснефти». В 2012-2016 годах запланировано дальнейшее изучение Приновоземельских участков методами сейсмики 2D и 3D. Первую поисковую скважину планируется пробурить в 2015 году.

В августе 2011 года «Роснефть» и ExxonMobil заключили соглашение о стратегическом сотрудничестве, в соответствии с которым компании планируют совместно осуществлять ряд проектов в области геологоразведки и освоения углеводородных месторождений, в частности на арктическом шельфе

Kara Sea

ProjectsThe shelf of the Kara Sea is considered a promising oil- and gas-bearing area immediately adjacent to the Yamal Peninsula. Exploration of this offshore area, as well as development of existing discoveries, are expected to proceed in coordination with the development plans for the gas fields located on this peninsula. The region’s exploration maturity is 15 percent for oil and condensate and around two percent for natural gas. The regional recourses of hydrocarbon liquids (D1+D2 categories) are estimated at 300 million tons, while gas resources of the same categories are estimated at 29.8 trillion cubic meters.

Within the Kara Sea offshore area, two gas condensate fields have been discovered—Rusanovskoye and Leningradskoye. Both fields require supplementary exploration since they have been probed with just two wildcat holes. Oil and gas initially in place in each field is estimated at four trillion cubic meters of gas.

In addition, the most promising plays in the Kara Sea offshore are the following:

» Nyarmeiskaya

» Skuratovskaya

» Zapadno-Sharapovskaya

» Nevskaya

» Severnaya

» Severo-Kharasaveiskaya

» Amderminskaya

Of these, only the Nyarmeiskaya prospect has been prepared for deep drilling. The rest of the plays require 2D seismic surveys.

The Leningradskoye and Rusanovskoye fields are expected to be fully prepared for commercial production after 2020.

In 2010 licenses for three Vostochno-Prinovozemelsky blocks were issued to Rosneft. Further study of the Prinovozemelsky blocks using 2D and 3D seismic is scheduled for 2012 through 2016. The first wildcat well is planned to be drilled in 2015.

In August 2011 Rosneft and ExxonMobil signed a strategic cooperation agreement to jointly implement a number of geological exploration and hydrocarbon development projects, including some on the Russian Arctic shelf. The parties formed a joint venture. Rosneft’s ownership share in the joint venture for the Kara Sea offshore development is 66.7 percent while ExxonMobil owns 33.3 percent. Cooperation also extends to the Vostochno-Prinovozemelsky blocks.

Rosneft plans to conduct seismic surveys in these blocks throughout 2012. It will acquire 3D data on the Vostochno-

ROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


50 ROGTEC



Prinovozemelsky-1 block and conduct a series of 2D seismic surveys within the Vostochno-Prinovozemelsky-2 block.

Forecast of hydrocarbon productionThe report assumes that from 2012 to 2020 commercial production of hydrocarbons in the offshore areas of the Kara Sea will not start under either optimistic or pessimistic scenario. It is assumed that operations in the Vostochno-Prinovozemelsky-1,2, and 3 blocks will be limited to exploration.

Forecast of drilling and platform requirementsIn Scenario 1, the report assumes that exploration drilling by Gazprom at the rate of one well per season will begin in the Kara Sea between 2015 and 2020. According to Rosneft’s plans, exploration drilling on its blocks will commence in 2015, and the company will drill a total of three wells from 2015 to 2020.

Scenario 2 assumes that Gazprom drills one well in two years while Rosneft drills a total of two wells in the Kara Sea from 2015 to 2020.

Under both scenarios, two drilling rigs may be engaged in exploration drilling in the Kara Sea after 2015, i.e., one rig working on Gazprom’s blocks and one rig working on Rosneft’s blocks.

Ob and Taz Bay

ProjectsThe Severo-Kamennomysskoye, Kamennomysskoye-more, Obskoye, Chugoryakhinskoye, Semakovskoye, Aderpayutinskoye, and Antipayutinskoye fields, and the Geofizicheskaya-more, Bukharinskaya, Preobrazhenskaya, Karpachevskaya, and Vostochno-Tambeiskaya prospective structures have been found in the water areas of the Ob and Taz Bay. Only the first three of those fields will be put into production in the initial phase. The fields will be developed by Gazprom while its subsidiary Gazflot is involved in exploration of the region.

Forecast of hydrocarbon productionUnder the optimistic scenario, production at the Severo-Kamennomysskoye, Kamennomysskoye-more and Obskoye fields would drive the total production in the Ob and Taz Bay area from 2012 through 2020. Combined production from these fields may total about 25 billion cubic meters of natural gas per year in 2020. All of the fields would be put into commercial production as scheduled – in 2018, 2018 and 2020, respectively.

России. Сторонами создано совместное предприятие. Участие «Роснефти» в акционерном капитале совместного предприятия в отношении освоения шельфа Карского моря— 66,7 %, ExxonMobil— 33,3 %. Сотрудничество касается и Восточно-Приновоземельских участков.

В течение 2012 года «Роснефть» планирует на них провести сейсмические исследования. На участке «Восточно-Приновоземельский-1» будут собраны сейсмические данные 3D. На участке «Восточно-Приновоземельский-2» планируется выполнение сейсмических исследований 2D.

Прогноз добычи углеводородовВ отчете полагается, что период 2012-2020 годов промышленная добыча углеводородов в акватории Карского моря не начнется как при реализации оптимистичного, так и в случае реализации пессимистичного сценария. Предполагается, что освоение Восточно-Приновоземельских участков-1,2,3 ограничится разведкой.

Прогноз бурения и потребности в платформахВ рамках сценария 1 в отчете предполагается, что бурение разведочных скважин у «Газпрома» с темпом одна скважина в сезон начнется в Карском море в 2015-2020 годах. Согласно планам «Роснефти» поисково-разведочное бурение на ее участках начинается в 2015 году. При этом в 2015-2020 годах этой компанией бурится три скважины.

В рамках сценария 2 полагается, что в Карском море в 2015-2020 годах «Газпром» бурит одну скважину в два года, а «Роснефть» - всего две скважины.

В Карском море в рамках обоих сценариев после 2015 года для ведения поисково-разведочного бурения могут быть задействованы две буровые установки – по одной для участков «Газпрома» и «Роснефти».

Обская и Тазовская губы

ПроектыВ акваториях Обской и Тазовской губ открыты Северо-Каменномысское, Каменномысское-

51ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


море, Обское, Чугорьяхинское, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское, месторождения, а также Геофизическая-море, Бухаринская, Преображенская, Карпачевская, Восточно-Тамбейская перспективные структуры. В первую очередь, добыча в регионе будет производиться только на первых из трех перечисленных месторождений. Разработку месторождений будет вести «Газпром», а разведочные работы в регионе проводит его дочернее предприятие «Газфлот».

Прогноз добычи углеводородовВ рамках оптимистичного сценария, суммарный объем добычи газа в акватории Обской и Тазовской губ в течение 2012-2020 годов будет определяться добычей на Северо-Каменномысском, Каменномысском-море и Обском месторождениях. В 2020 году в сумме они могут дать около 25 млрд куб. м природного газа в год. Все месторождения будут введены в промышленную эксплуатацию в намеченные сроки – соответственно в 2018, 2019 и 2020 годах.

В пессимистичном сценарии предполагается, что сроки ввода в промышленную эксплуатацию трех упомянутых выше месторождений отстанут от нынешних планов примерно на один-два года. Это может быть вызвано в первую очередь недостатком финансирования проектов. В этом случае совокупная добыча газа в акватории Обской и Тазовской губ в 2020 году может достичь 15 млрд куб. м в год.

Прогноз бурения и потребности в платформахВ рамках сценария 1 в отчете полагается, что ввод в промышленную разработку Северо-Каменномысского, Каменномысского-море и Обского месторождений начнется согласно объявленным планам соответственно в 2018, 2019 и 2020 годах. В сценарии 1 ежегодно бурится две разведочные скважины – для этого необходимо одна буровая установка.

Как при сценарии 1, так и при сценарии 2 в регионе планируется ввести в эксплуатацию три месторождения в Обской губе — Северо-Каменномысское, Коменномысское-море и Обское. Тем самым полностью задается региональная потребность в добычных платформах:

» для освоения Северо-Каменномысского месторождения после 2015 года необходима одна платформа;

» для месторождения Каменномысское-море — после 2015 года нужны две платформы;

» для Обского месторождения - одна платформа в 2017-2019 годах.

The pessimistic scenario assumes the three fields will be put into commercial production roughly one or two years later than anticipated by the current plan. This may be caused primarily by a lack of project financing. In this case, the combined gas production in the offshore areas of the Ob and Taz Bay may amount to 15 billion cubic meters per year in 2020.

Forecast of drilling and platform requirementsIn Scenario 1, the report assumes that commercial development of the Severo-Kamennomysskoye, Kamennomysskoye-more and Obskoye fields will begin as announced in 2018, 2019 and 2020. In Scenario 1, two exploration wells are drilled annually – which requires one rig to be deployed.

In both Scenario 1 and Scenario 2, the regional plans include putting on production three fields in the Ob Bay: Severo-Kamennomysskoye, Kamennomysskoye-more and Obskoye. This will completely define regional demand for production platforms as follows:

» Development of the Severo-Kamennomysskoye field after 2015 will require one platform

» Development of the Kamennomysskoye-more field after 2015 will require two platforms

» Development of the Obskoye field from 2017 to 2019 will require one platform

Under Scenario 1, eighteen exploration wells and 91 production wells will be drilled across the region between 2012 and 2020.

Scenario 2 assumes that the development of the Severo-Kamennomysskoye, Kamennomysskoye and Obskoye fields falls behind schedule by roughly one year due to financial and technological constraints, and Gazflot drills one well per season. This will require one drilling rig. The number of production platforms in Scenario 2 is equal to the number of production platforms in Scenario 1. Under this scenario, there will be nine exploration wells and 76 production wells drilled across the region by 2020.

Offshore Area to the East of the Yamal Peninsula (Laptev Sea, East Siberian Sea and Chukchi Sea)

The Laptev, East Siberian and Chukchi seas are the least studied Arctic offshore areas in Russia. Companies have conducted some incomplete 2D seismic surveys and 3D simulations but the seismic coverage (measured in linear kilometers per square kilometer of area) does no exceed 0.01. Because of this, any oil and gas prospectivity forecasts for the Laptev Sea and, particularly, the East Siberian Sea, can be made only on the basis of geologic analogy.

Total forecast resources in the Laptev Sea range from 3.2 billion tons to 8.7 billion tons of oil equivalent. Three oil fields

52 ROGTEC



ЗаключениеСобытия первых месяцев 2012 года показали, что российское государство пытается стимулировать разведку и разработку российского, в том числе арктического шельфа. Усилия властей поддержаны «Газпромом» и «Роснефтью», которые стремятся привлечь отечественных и зарубежных партнеров в свои проекты. Однако результаты этих действий в практической сфере пока заметны мало. По всей видимости, значимого ускорения работ можно ожидать только после изменения порядка налогообложения шельфовых проектов и широкого привлечения частных российских и зарубежных компаний к освоению морских запасов углеводородов.

were discovered in the southwestern part of the Laptev Sea, their forecast recoverable reserves estimated at 8.7 billion tons. Exploration drilling, however, has not confirmed this figure.

The resources in the East Siberian Sea are roughly 5.58 billion tons of oil equivalent. The southern regions of the East Siberian and Chukchi seas (with their depths not exceeding 20 m), which belong to the Novosibirsko-Chukotskaya oil and gas bearing province, are not very promising. The northern parts of both seas’ offshore areas, included in the Eastern-Arctic oil and gas bearing region, are much more promising from the point of view of discovering hydrocarbon accumulations.

The resources in the Chukchi Sea do not exceed 3.3 billion tons of oil equivalent.

It is highly unlikely that active seismic surveys in the offshore areas of the Laptev, East Siberian and Chukchi seas will start before 2013 or 2015, while exploration drilling is likely to start after 2020.

ConclusionDevelopments in the first few months of 2012 have demonstrated that the Russian government is trying to encourage offshore exploration and production activities on the Russian continental shelf (including the Arctic Ocean). The government’s efforts are supported by Gazprom and Rosneft, which seek to engage both domestic and foreign partners in their projects. Nevertheless, these efforts so far have produced few practical results. In all likelihood, any significant acceleration of these activities can be expected only after modification of the taxation procedure applied to offshore projects and extensive involvement of private Russian and foreign companies in the development of the country’s offshore hydrocarbon reserves.

По сценарию 1 в 2012-2020 годах в регионе будет пробурено 18 разведочных и 91 эксплуатационная скважина.

В сценарии 2 предполагается, что вследствие финансовых и технологических ограничений освоение Северо-Каменномысского, Каменномысского и Обского месторождений отстает от намеченных сроков примерно на один год, а «Газфлот» бурит по одной скважине в сезон. Для этого нужна одна буровая установка. Количество добычных платформ в сценарии 2 равно количеству добычных платформ в сценарии 1. По данному сценарию в период до 2020 года в регионе бурится 9 разведочных и 76 эксплуатационных скважин.

Шельф к востоку от полуострова Ямал (море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря)

Море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря являются наименее изученными арктическими шельфовыми районами России. В них проводились частичные 2D сейсморазведочные работы, а также 3D моделирование, но их плотность (измеряется в пог. км/кв. км территории) не превышает 0,01. В связи с этим, прогнозы нефтегазоносности моря Лаптевых и, особенно, Восточно-Сибирского моря можно делать только по принципу геологической аналогии. Прогнозная оценка ресурсов моря Лаптевых находится в диапазоне от 3,2 до 8,7 млрд т нефтяного эквивалента. В юго-западной части моря Лаптевых обнаружены три месторождения нефти, прогнозные извлекаемые запасы которых оцениваются в 8,7 млрд т. Однако эти цифры не подтверждены результатами разведочного бурения.

Ресурсы Восточно-Сибирского моря равны примерно 5,58 млрд т нефтяного эквивалента. Южные области Восточно-Сибирского и Чукотского морей (их глубины также не превышают 20 м), относимые к Новосибирско-Чукотской перспективной нефтегазоносной провинции, считаются малоперспективными. Северные части шельфа обоих морей, включаемые в состав Восточно-Арктической перспективной нефтегазоносной провинции, гораздо более многообещающи в части обнаружения залежей углеводородов.

Ресурсы Чукотского моря не превышают 3,3 млрд т нефтяного эквивалента.

По всей видимости, сейсморазведочные работы на шельфе моря Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского морей активизируются не ранее 2013-2015 годов, а разведочное бурение начнется после 2020 года.

53ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


Предложения по классификации и налогам

Разрабатываемая 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 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

Classification and Fiscal Proposals

The classification of offshore projects that are 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 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.

The new procedure also includes a provision allowing establishment of a reserve for expenses related to

54 ROGTEC



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 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.

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.

55ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


Agreement DetailsIn June 2012 Rosneft and Eni signed an agreement to fund geological exploration of three license areas on the Russian continental shelf: Fedynsky and Tsentralno-Barentsevsky blocks in the Barents Sea and Zapadno-Chernomorskaya prospect in the Black Sea.

Under the agreement, Eni will fully fund a geological exploration program as specified by the licenses. Any geological exploration costs above the license commitments will be split between the companies pro rata their ownership shares in the project (Eni’s 33.33 percent and Rosneft’s 66.67 percent). Eni will also repay most of the historical costs of past geological exploration of the Russian offshore areas. The license obligations include acquiring 6,500 km of 2D seismic profiles and 1,000 sq km of 3D seismic profiles, and drilling one wildcat and one appraisal well in the Fedynsky block; and acquiring 3,200 km of 2D seismic profiles and 1,000 sq km of 3D seismic profiles, and drilling one wildcat and one appraisal well in the Tsentralno-Barentsevsky block.

In summer 2012 Rosneft and Statoil signed another cooperation agreement, which included joint development of Russian offshore sites in the Barents Sea and Sea of Okhotsk, Rosneft’s involvement in the development of portions of the Norwegian Barents Sea shelf, and potential acquisition by Rosneft of ownership shares in Statoil’s international projects.

This agreement also includes cooperation between the parties in establishing a joint venture to develop the Perseyevsky license in the Barents Sea and three blocks – Magadan-1, Lisyansky and Kashevarovsky – in the Sea of Okhotsk. Statoil’s equity interest in the project will be 33.33 percent.

Statoil will pay 100 percent of geological exploration costs in accordance with the agreed work program. The companies also agreed that Statoil would repay Rosneft the historical costs and 33.3 percent of the Russian company’s licensing costs. The final agreement entitles Rosneft to a lumpsum bonus to be paid by Statoil for each commercial discovery of oil and gas reserves. Additionally, Rosneft and Statoil expressed their commitment to place orders for construction of ice-class vessels and drilling platforms with Russian yards.

О соглашениях подробноВ июне 2012 года «Роснефть» и Eni подписали соглашение о финансировании геологоразведочных работ на трех лицензионных участках российского шельфа: Федынском и Центрально-Баренцевском в Баренцевом море, а также на Западно-Черноморской площади в Черном море. В соответствии с соглашением Eni полностью профинансирует выполнение геологоразведочных работ, предусмотренных лицензионными обязательствами. Затраты на геологоразведку сверх лицензионных обязательств будут разделены между компаниями в соответствии с их долями в проектах (33,33% у Eni и 66,67% у «Роснефти»). Eni также компенсирует основную часть исторических затрат на уже проведенные геологоразведочные работы на участках российского шельфа. В соответствии с лицензионными обязательствами должны быть проведены: на Федынском участке сейсморазведочные работы 2D в объеме 6,5 тыс. км и 3D в объеме 1 тыс. кв. км, бурение одной поисковой и одной разведочной скважин; на Центрально-Баренцевском участке сейсморазведочные работы 2D в объеме 3,2 тыс. км и 3D в объеме 1 тыс. кв. км, бурение одной поисковой и одной разведочной скважин.

Летом 2012 года «Роснефть» и Statoil подписали еще одно соглашение о сотрудничестве, в соответствии с которым предусмотрено совместное освоение участков российского шельфа Баренцева и Охотского морей, участие «Роснефти» в освоении участков норвежского шельфа Баренцева моря, а также возможность приобретения «Роснефтью» долей участия в международных проектах Statoil.

Это соглашение предусматривает сотрудничество сторон в создании совместного предприятия для освоения Персеевского лицензионного участка в Баренцевом море и трех участков – Магадан-1, Лисянского и Кашеваровского – в Охотском море. Доля Statoil в проекте составит 33,33%. Statoil полностью профинансирует работы по геологоразведке в соответствии с согласованными программами работ. Согласно договоренностям, Statoil возместит «Роснефти» исторические затраты и 33,3% от стоимости расходов российской компании за оплату лицензий. Соглашение закрепляет за «Роснефтью» возможность получения от Statoil единовременного бонуса за каждое коммерческое открытие запасов нефти и газа в соответствии с условиями окончательных соглашений. Кроме того, «Роснефть» и Statoil выразили намерение размещать заказы на строительство судов ледового класса и буровых платформ на российских верфях

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

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

200400

200

400

60

0

80

0

800600

400

6008001000

1000

1200

10

0012

00

1200

14001600

18002000

22002400260028003000320 0340 036 00

38

004000

14

00

16

00

180020

00

22

00

24

00

26

00

28

00

30

00

3000

3200

14001600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

320 0

10

00

800

600

400

400

12

00

14

00

1400

120010 00

800

10

60

18

00

22

00

2000 24

00

26

00

28

00

3000

32

00

34

00

34

0036

00

3400

3200

3400

34003600

3800

4000

4200

4400

46

00

48

00

50

00

3600

38

00

38

00

36 00

4400

42 00

4000

4000

3800

4200

4400

4600

4800

4600

40

06

00

80

0

100

0

600 400

200

800

10

00

1200

1200

12 00

10

00

800

600

400

200

140 0

1400

14

00

4000

36

00

16

00

1400

1600

1800

2000

18

00

1800

16

00

2000

2200

16

00

1600

16 00

18

00

180 0

20

00

20 00

22

00

2200

02

00

2200

240 0

24

00

240 0 24 00

24

00

260 0

26 00

2400

26 00

2600

26

00

28

00

30

00

3200

34

00

2600

2600

2600

2600

3000

2800

3000

2800

28

00

300

0

32

00

34

00

36 00

38 0040 00

42 00

3800

480 0

440 0

4200

26

00 2800

30

00

28

00

28 00

14

00

2400

3000

26 00

18

0020002200

200 0

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pu

r

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yen

esei

Yen

eseiTobo

l’

Ishim

Irt ysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

Geological Services Ltd

Blackbourn

0 500

Kilometres

100 200 300 400

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Fault

Граница юрского осаждения

Граница Западно-Сибирской платформы

Depth in Metres

Глубина в метрах

Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001

S OUTH

KARA

BASI N

Y ENES EI- K

HATAN

GATRO

UGH

NORTHS IB ER I AN

SILL

TURGAI

TROUGH

Разрыв

Boundary of Jurassic deposition

Boundary of West Siberian Platform

56

What do we see when we Examine the Global Exploration Picture?

Perhaps more than any other sector of the oil and gas business, exploration encourages rumour and anecdotes, with much important information being traded by ‘networking’. For example, sitting at lunch at a recent Finding Petroleum event, I learned more about the reported 2.5 billion barrel Johan Sverdrup oil discovery in Norway than I could attending a year’s worth of formal presentations!

Factual evidence is invaluable and so I was very pleased to get receive a copy of Richmond Energy Partners’ report on the exploration performance of 32 mid-cap and 8 large-cap E & P companies (outside North America) from 2008 – 2012.

I found a couple of their results especially compelling – before saying what they are, I need to take a little detour into some terminology:

There is a “Life Cycle” of exploration plays – Frontier,

Какую картину мы наблюдаем, рассматривая разведку в глобальном масштабе?

Едва ли не чаще, чем в любом другом секторе нефтегазового бизнеса, тема разведки полна молвой и слухами, где много важной информации распространяется посредством “нетворкинга”. К примеру, присутствуя намедни на одном из мероприятий издания Finding Petroleum, я узнал о недавнем открытии месторождения Johan Sverdrup в Норвегии больше, чем узнал бы, посещая формальные презентации в течение года!

Нельзя переоценить фактические данные, поэтому я был очень рад получить экземпляр отчета Richmond Energy Partners о показателях разведки для 32 компаний со средней и 8 компаний с крупной капитализацией, работающих в сфере разведки и добычи (за пределами Северной Америки) за 2008-2012 гг. Некоторые из результатов мне показались особенно убедительными, и прежде, чем прояснить картину, мне следует сделать небольшое отступление на тему терминологии:

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Разведка: горячие зоны, горячие породы, возникающие темы Exploration: Hot Spots, Hot Rocks, Emerging Themes

Дэвид Бэмфорд, [email protected] David Bamford, [email protected]

200400

200

400

60

0

80

0

800600

400

6008001000

1000

1200

10

0012

00

1200

14001600

18002000

22002400260028003000320 0340 036 00

38

004000

14

00

16

00

180020

00

22

00

24

00

26

00

28

00

30

00

3000

3200

14001600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

320 0

10

00

800

600

400

400

12

00

14

00

1400

120010 00

800

10

60

18

00

22

00

2000 24

00

26

00

28

00

3000

32

00

34

00

34

0036

00

3400

3200

3400

34003600

3800

4000

4200

4400

46

00

48

00

50

00

3600

38

00

38

00

36 00

4400

42 00

4000

4000

3800

4200

4400

4600

4800

4600

40

06

00

80

0

100

0

600 400

200

800

10

00

1200

1200

12 00

10

00

800

600

400

200

140 0

1400

14

00

4000

36

00

16

00

1400

1600

1800

2000

18

00

1800

16

00

2000

2200

16

00

1600

16 00

18

00

180 0

20

00

20 00

22

00

2200

02

00

2200

240 0

24

00

240 0 24 00

24

00

260 0

26 00

2400

26 00

2600

26

00

28

00

30

00

3200

34

00

2600

2600

2600

2600

3000

2800

3000

2800

28

00

300

0

32

00

34

00

36 00

38 0040 00

42 00

3800

480 0

440 0

4200

26

00 2800

30

00

28

00

28 00

14

00

2400

3000

26 00

18

0020002200

200 0

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pu

r

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yen

esei

Yen

esei

Tobo

l’

Ishim

Irt ysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN


Blackbourn

0 500

Kilometres

100 200 300 400

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Fault

Граница юрского осаждения

Граница Западно-Сибирской платформы

Depth in Metres

Глубина в метрах

Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001

S OUTH

KARA

BASI N

Y ENES EI- K

HATAN

GATRO

UGH

NORTHS IB ER I AN

SILL

TURGAI

TROUGH

Разрыв

Boundary of Jurassic deposition

Boundary of West Siberian Platform

57ROGTEC

Для разведочных плеев существует т.н. “жизненный цикл”, состоящий из четырех стадий, к которым можно отнести любой из них: Начальный, Богатый, Зрелый, Исчерпанный.

Плеи на ранней, Начальной стадии, отличаются только расходами, с упором на открытие одного или нескольких новых плеев.

На стадии Богатого плея, создание ценности находится на максимальном уровне, открытия крупны (обычно “гигантские” скопления свыше 250 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте), поэтому затраты на обнаружение и разработку месторождения распределяются на большое количество баррелей. На стадии Зрелого плея, создание ценности по-прежнему может оставаться на должном уровне по мере уменьшения размеров открытий, но использование технологий и сокращение расходов становятся важными факторами для улучшения экономических показателей. На стадии Истощенного плея, вероятна и иногда неизбежна потеря ценности, количество успешных проектов резко падает, открытия немногочисленны и невелики по размеру, а стоимость разработки возрастает. Разумеется, вероятность “выиграть” на этой стадии существует, но выигравших мало, а количество “проигравших” очень велико!

Для иллюстрации, можно привести (нефтяную) провинцию UKCS North Sea Brent с ее более чем 45-летней историей: в 1960-х – Начальная стадия, в начале 1970-х Богатая, в конце 1970-х и 1980-х гг. Зрелая, и сегодня – Истощенная.

Важно отметить, что определение стадии плея – важный фактор анализа. Так, было бы абсурдно предположить, что целый регион находится в стадии “Истощения”; и открытие месторождения Johan Sverdrup демонстрирует, что нацеленность на “новые плеи” может увенчаться успехом даже в бассейне с многолетней историей разведки.

Три вывода из отчета Richmond

1. Вероятность обнаружения месторождения с запасами в 100 миллионов баррелей в плее на Начальной стадии значительно выше, нежели в Зрелом плее (фактически ~7.5 раз выше!)

2. В целом, разведка плеев на Начальной стадии успешна – 5 крупных “открытых плеев”, все на глубоководье. В 2012 году, множество усилий было сконцентрировано на разведочном бурении в Южной Атлантике и в Восточной Африке (на суше и в море).

Prolific, Mature, “Red” - in which the status of any play can be considered.

In the early, Frontier, phase, there is only expenditure with the emphasis on making one or more ‘play opening’ discoveries.

In the Prolific phase, value creation is at a maximum, as discoveries are large (typically, “Giant” accumulations of >250mm boe gross), and therefore F&D costs are spread over a large number of barrels.

In the Mature phase, value creation can still be good as discovery sizes reduce but technology application and cost reduction become important in order to enhance economics.

In the “Red” phase, value destruction is probable, occasionally inevitable, as success rates plunge, the very few discoveries are small, and costs escalate. Of course, it remains possible for a company to “win” during this phase but the number of “winners” is small, the number of “losers” very high!

To illustrate, the movement of the UKCS North Sea Brent (oil) province can be positioned over its 45+ year history: Frontier - in the 1960’s: Prolific – in the early 1970’s: Mature – in the late 1970’s and in the 1980’s: “Red” – today.

It is important to emphasize that the right level of analysis is the play level. It would be absurd to pretend that a whole region lies in the “Red” zone for example; indeed the Johan Sverdrup discovery demonstrates the power of ‘new play’ thinking even in a basin with a long exploration history.

Three Takeaways from the Richmond Report

1. There is a significantly higher probability of making a 100 mm barrel discovery in a Frontier play than a Mature play (in fact it is about 7.5 times more likely!)

2. Overall, Frontier Exploration has been successful, with the 5 big ‘play openers’ all in Deep Water. For 2012, there is a huge focus on exploration drilling in the South Atlantic and East Africa (onshore and offshore).

3. In Frontier Exploration, there has been relatively little effort, and no discoveries, in stratigraphy older than the Cretaceous, whereas in Mature provinces, effort and discoveries reach down to the Devonian and older.

The first of these conclusions is obviously not a surprise, although the degree of difference may be to some.

The second and third points speak to Hot Spots and Hot Rocks respectively – let’s examine them in more detail.

ROGTEC

EXPLORATION


58 ROGTEC

РАЗВЕДКА


3. Разведка Начальных плеев отличается сравнительно небольшой активностью разведочных работ – в стратиграфических зонах старше мела не было совершено открытий, в то время как в Зрелых провинциях проводилась разведка и были обнаружены углеводороды в породах девона и старше.

Первый из этих выводов, разумеется, не оказался сюрпризом, хотя степень различия некоторым покажется поразительной. Второй и третий выводы определяют Горячие Точки и Горячие Породы, соответственно; давайте рассмотрим их детальнее.

Горячие точки

Вместе, приведенные рисунки демонстрируют местонахождение разведки Начальной стадии, актуальность глубоководных участков и тенденцию разведочных компаний вести себя как куча восьмилетних, играющих в футбол – где мяч, туда и толпа!

Хоть это и несколько цинично, но возникает вопрос – действительно ли многие компании следуют собственной стратегии разведки, или же их подход мотивируется лишь позывом “и я туда же!”?

Горячие породы

Эта иллюстрация поднимает интересный вопрос.

Довольно маловероятно, что перспективные породы в бассейнах ныне Начальных плеев ограничены породами мела и младше; как свидетельствуют приведенные на рисунке данные и история разведки в целом, по мере того, как бассейн становится Зрелым, практический опыт и инновации приведут к прорыву в понимании, а следовательно, и к открытию углеводородов в более старых породах.

Hot Spots

Taken together these two pictures illustrate the location of Frontier exploration efforts, the continuing importance of

Разведочные скважины Начальных плеев за 2012 год (В кружках указано общее количество скважин по странам)

Frontier play exploration wells 20012, circled area shows gross wells by country

Разведочные скважины плеев на Начальной стадии за 2008-2012 гг. Доля результативности – 1 из 8Frontier play exploration wells 2008-12, 1 in 8 success rate

Кружками отмечены страны, где пробуренные скважины оказались переломными для типа плеяКрасный цвет – газ, зеленый – нефть, размер отметки соответствует масштабу плея, бледным цветом отмечены коммерчески неопределенные плеиCircle shows countries where frontier wells were drilled with significant play breakers shownRed = gas, green = oil, scaled to relative scale of the lay, pale colours if commercially uncertain

Разведочные скважины в плеях Начальной стадии пробуренные в 2008-2012 гг.; коэффициент успешности – 1 из 8, гигантские открытия на глубоководье, согласно отчету Richmond Energy Partners.

Frontier play exploration wells drilled 2008-2012; there has been a 1 in 8 success rate with the giant finds all in Deep Water, courtesy of Richmond Energy Partners.

Разведочные скважины в плеях Начальной стадии, запланированные на 2012 год, согласно отчету Richmond Energy Partners.

Frontier play exploration wells drilled 2008-2012; there has been a 1 in 8 success rate with the giant finds all in Deep Water, courtesy of Richmond Energy Partners.

59ROGTECROGTEC

EXPLORATION


?

Возраст основных целевых скважин Начальных плеев 2008-2012

Плиоцен

Миоцен

Олигоцен

Эоцен

Палеоцен

Верхний мел

Нижний мел

Верхняя юра

Нижняя юра

L. Jurassic

Триасс

Пермь

Каменноугольный

Девон

Силур

Ордовик

Всего скважин Начального типа

Pliocene

Miocene

Oligocene

Eocene

Paleocene

U. Cretaceous

L. Cretaceous

U. Jurassic

M. Jurassic

L. Jurassic

Triassic

Permian

Carboniferous

Devonian

Silurian

Ordovician

Basement

Всего открытий коммерческих месторождений Начального типа

0 5 10 15 20 25 0 20 40 60 80

Возраст основных целевых скважин Зрелых плеев 2008-2012

Геол. фундамент

Всего скважин Зрелого типа

Всего открытий коммерческих месторождений Зрелого типа

Сравнение основных целевых зон скважин в Начальных и Зрелых плеях в 2008-2012. По данным отчета Richmond Energy Partners

?

Age of PrimaryTtarget Frontier Play Wells 2008-12

Pliocene

Miocene

Oligocene

Eocene

Paleocene

U. Cretaceous

L. Cretaceous

U. Jurassic

M. Jurassic

L. Jurassic

Triassic

Permian

Carboniferous

Devonian

Silurian

Ordovician

Gross FrontierWells

Pliocene

Miocene

Oligocene

Eocene

Paleocene

U. Cretaceous

L. Cretaceous

U. Jurassic

M. Jurassic

L. Jurassic

Triassic

Permian

Carboniferous

Devonian

Silurian

Ordovician

Basement

Gross CommDiscov Frontier

Gross MatureWells

Gross CommDiscov Mature

Age of Primary Target Mature Play Wells 2008-12

0 5 10 15 20 25 0 20 40 60 80

Comparison of primary target Frontier and Mature play wells 2008-2012. Courtesy of Richmond Energy Partners

60 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Следом возникает другой вопрос – какой практический опыт и какие инновации необходимы? Как нам их получить?

Горячие породы

Сегодня, разведочные компании в общем и целом заняты поиском новых плеев в известных бассейнах, плеев большей сложности и комплексности в бассейнах, которые были “открыты” уже долгое время и где раньше уже бывали другие.

Вот лишь четыре из вопросов, которыми задаются разведочные компании сегодня:

1. Большие объемы газа были обнаружены в море у берегов Восточной Африки. А куда двинуться, чтобы обнаружить нефть?

2. Где аналоги так широко обсуждаемых успешных Бразильских подсолевых месторождений? Есть ли такие в Южной Атлантике, кроме побережья Анголы? 3. Где могут скрываться крупные месторождения в глубоких водах Юго-Восточной Азии?

4. Северная Атлантика действительно лишь жалкое подобие Южной Атлантики?

И продолжая эти вопросы, где же достаточные, а иногда огромные, объемы данных, доступные для разведочных компаний.

С помощью спутников собраны батиметрические и топографические данные по всему миру; гравиметрические данные спутников показывают мощность земной коры по всей планете; за последние полвека пробурено около 200 000 разведочных скважин – то есть, поисковых, не говоря уже об оценочных и эксплуатационных ; существуют данные о коре морского дна; любое правительство, серьезно относящееся к природным ресурсам, имеет национальные банки данных; существуют данные Геологических Служб; опубликовано огромное количество литературы… и так далее.

Способность разведочных компаний решать все более трудные задачи открытия новых крупных плеев зависит от их способности отсеивать, организовывать и понимать этот “ниагарский водопад” доступной информации для решения того, что называют “большой проблемой данных” – но возможно, это не проблема, а удачная возможность?

Ключевым процессом для достижения этой цели является глубокое понимание тектоники плит и хроно-

Deep Water, and the tendency of exploration companies to behave like a swarm of 8 year olds’ playing soccer – to be drawn magnetically to where the ball is!

Somewhat cynically, one might ask whether many companies are in fact pursuing their own exploration strategy or whether their approach is simply “Me too!”?

Hot Rocks

This picture raises an interesting question. It is pretty unlikely that prospective rocks in basins that are currently Frontier are restricted to plays in the Cretaceous and younger – evidence from this picture and exploration history in general is that as a basin Matures, insight and innovation will lead to a breakthrough in understanding – and therefore discoveries - in older rocks.

The question which follows is – what insights and what innovations? How do we get to them?

Nowadays, explorers are by and large are engaged in the search for new plays in known basins, plays of increasing subtlety and complexity in basins that have been ‘open’ for a long time, where somebody may well have gone before them.

Here are just four of the questions that explorers might be trying to answer today:

1. Massive amounts of gas have been found offshore East Africa. Is there anywhere to go to find oil?

2. Where are the analogues for the much-talked-about Brazilian sub-salt successes? Are there any in the South Atlantic other than offshore Angola?

3. Where might big fields be hiding in the Deep Waters of South East Asia?

4. Is the North Atlantic really a poor relation compared with the South Atlantic?

And where, to tackle these questions, plenty of - sometimes huge amounts of - data are now available to explorers.

Satellites have delivered global bathymetry and topography; satellite gravity data shows us crustal thickness globally; some 200,000 exploration wells – that’s 200,000 ‘wildcats’, never mind appraisal, development production wells – have been drilled in the last 50 years or so; there are sea-bed cores; any government that is serious about its resources has a national data repository; there’s data from Geological Surveys; there’s a huge published literature….and so on.

61ROGTECROGTEC

EXPLORATION


стратиграфии, понимание что становится залежью, где и когда, именно таким образом появляется “ноу-хау”, позволяющее применить эту возможность.

А что действительно не подходит для решения задачи – это запуск очередной региональной 3D съемки в надежде на то, что все более сложные системы интерпретации сейсмических данных позволят найти ответы на все вопросы.

Кроме того, возникает еще один вопрос – можно ли ожидать начало конца эпохи глубоководной разведки и если да, куда дальше двинутся разведочные компании?

Возникающие темы

Несомненно, Арктика будет оставаться актуальной в отрасли в течение некоторого времени, но по моему скромному мнению, мы увидим возвращение разведки на сушу, осознав, что сегодня у нас действительно есть технологии, позволяющие превратить открытые ресурсы в запасы, вне зависимости от глубины их залегания и типа вмещающих пород. Благодаря методам 3D и 4D сейсморазведки, горизонтального бурения и ГРП, многие нетфегазовые пласты – от угольных и сланцевых до сильно пористых песчаников, а также учитывая различные качественные типы нефти и газа – от высокосернистого газа до легкой нефти – все это в принципе добываемо, вопрос лишь в том, какой ценой?

Но главное – найти искомое, и здесь и возникает проблема, или по меньшей мере, вопрос. Современные разведчики потеряли тонкие навыки своих предшественников? Они полагаются лишь на данные региональной 3D сейсморазведки?

В целом, на суше (и в переходной зоне) это невозможно из-за высокой стоимости 3D сейсморазведочных данных, и разведочные компании вынуждены использовать более традиционный подход “фокусирования”, при котором используется целый спектр методов – в том числе и просто пешеходные маршруты. Этапы такого “фокусирующего” подхода можно характеризовать таким образом: существуют ли признаки жизнеспособных нефтеносных систем в изучаемом регионе; существуют ли фактические доказательства наличия углеводородов – например, выходы углеводородов, которые можно опробовать; можно ли ожидать наличие подходящих, а лучше крупных структур или прогнозировать “лакомый кусок” в плее сланцевого газа или сланцевой нефти; затем, и только затем, можно определить перспективность площади с помощью 2D, а лучше 3D сейсморазведки.

The ability of explorers to deliver the increasingly difficult job of spotting the next big play depends on their ability to sift, organise and understand this ‘Niagara Falls’ of available data, to solve what some have referred to as the “Big Data” problem – or opportunity, perhaps?

Deploying a deep understanding of plate tectonics and chrono-stratigraphy – understanding what gets deposited where and when – is the key process by which this is achieved, the “Know How” whereby opportunity is accessed.

What it is not about is simply banging in (yet another) regional 3D survey and believing that more and more sophisticated seismic interpretation can deliver all the answers.

In addition, there is an emerging question – can we anticipate the beginning of the end of the era of Deep Water exploration and, if Yes, where will explorers head for next?

Emerging Themes

Undoubtedly, the Arctic will occupy industry’s efforts for some time but in my humble opinion, we will see a return to Onshore exploration, as we realise that we truly do have the technology to turn any discovered resources into reserves, no matter at what depth and in what rock they are found. With the help of 3D and 4D seismic, horizontal drilling and hydraulic ‘fraccing’, the many reservoirs where we find oil & gas – from coal beds and shales through to high poroperm sandstones - and the many different qualities of oil & gas – from ‘sour’ gas through to light oil - can in principle be developed and produced - the question is simply at what cost?

But the finding is the key! And here we have an issue or at least a question? Have modern-day explorers lost the subtle exploration skills of their predecessors? Have they come to rely on regional 3D surveys?

Generally speaking, this is not possible onshore due to the prohibitive cost of land (and transition zone) 3D seismic data, and explorers have to recourse to a more traditional ‘focussing’ approach, in which a range of technologies – including the boot on human feet – come into play. The steps in this ‘focussing’ approach can be characterised as: is there any evidence of the components of a viable petroleum system in the region under study; is there any evidence at all of actual hydrocarbons – seeps that can be sampled for example; can suitable, preferably large, structures be envisaged or a ‘sweet spot’ prognosed in a shale gas or shale oil play; then, and only then, can 2D, or preferably 3D, seismic delineate prospects?

Surprising as it might be to modern geoscientists, our predecessors in countries such as Iran, Iraq, Kuwait,

62 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Saudi Arabia, Russia, the onshore USA did actually get out in the field, in fact they spent most of their time there, they hit rocks with hammers, they plane-tabled, they drew cross sections, and yes, they knew a seep when they saw one and sampled it.

They didn’t spend their life looking at computer screens!

Extensive field work can still answer significant questions during the reconnaissance phase of exploration: can we identify potential source, reservoir and seal rocks; are there any active seeps; following sound principles of structural geology including section balancing, can trapping structures be envisaged at depth?

And technology of course has its pace.

Many onshore areas have not seen recent exploration using modern technologies, in particular a suite of technologies that can be integrated both to understand geological setting and to choose well locations with precision.

These technologies all exist: the key to unlock the whole will be a step change in our ability to obtain onshore 3D seismic.

Who Will Succeed Onshore?

The lesson of history is that successful onshore explorers will combine entrepreneurial leadership with deep technical skills. My personal prejudice – cultivated firstly in BP and latterly in Tullow Oil – has always been that a company needs its own, dedicated, team of full-time petro-technical employees to achieve this.

However, examining the so-called ‘unconventionals’ boom in the USA indicates that this isn’t necessarily so, provided that entrepreneurial management can find a firm of consultants who can bring into play deep, broad, technical teams of experts who have ‘seen a lot of rocks’.

I have not yet seen evidence that such consultants exist in Europe. And for this reason, I find it difficult to highlight which European Hot Spots and Hot Rocks might be reported on in say 2 years’ time.

Каким бы удивительным это не показалось современным геологам и геофизикам, наши предшественники в таких странах, как Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия, Россия и в континентальной части США, на самом деле отправлялись в поле и проводили большую часть своего времени там, били молотками породу, проводили мензульную съемку, рисовали разрезы и да – они могли внешне опознать признаки просочившихся углеводородов и опробовать их.

Они проводили жизнь не у экранов компьютеров!

Обширные полевые работы по-прежнему могут дать ответы на значимые вопросы на этапе рекогносцировки в процессе разведочных работ: можем ли мы определить потенциальный источник, продуктивные и покрышечные породы; есть ли активные зоны просачивания; используя законные принципы структурной геологии, включая увязку разрезов, можно ли ожидать ловушечные структуры на глубине?

И, разумеется, технология идет своим темпом.

Многие районы суши давно не видели разведки с использованием современных технологий, в частности такого набора технологий, которые можно было бы интегрировать и для понимания геологической ситуации, и для выбора мест бурения скважин с точностью.

Все эти технологии существуют: ключевым фактором в решении поставленной задачи станет пошаговое изменение в нашей способности получать данные 3D сейсморазведки на суше.

Кто преуспеет на суше?

История учит, что для успешной разведки на суше, разведочным компаниям понадобится сочетание предприимчивого лидерства и глубоких технических знаний. Мое личное предубеждение, сформировавшееся в процессе работы сначала в BP, а затем в Tullow Oil, заключается в том, что для достижения указанной цели, компании необходимо иметь свою собственную команду штатных специалистов в области геологии и геофизики.

Однако, наблюдаемый сегодня бум так называемых “нетрадиционных” месторождений в США, указывает на то, что это не совсем так, ведь предприимчивые управленцы могут найти консалтинговую фирму, располагающую командами экспертов с глубокими знаниями, “видавших немало пород”.

Мне пока не довелось встретить такого рода консультантов в Европе. И по этой причине, мне сложно отметить, о каких европейских горячих точках и горячих породах будет сообщаться года этак через два.

61ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации)Continental clastics (undi�erentiated)

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

Внутренняя дельта/береговая прибрежная равнина, распределение реки на мелкие рукава до мелководно-морской зоны

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

Литоральная зона до мелководно-морской зоныLittoral to shallow marine

Морской шельфMarine shelf

Глубоководная морская зона Deep marine

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

Эродирующая равнина или отсутствие результирующего осадконакопления Eroding plain or no net deposition

Озерные фации Lacustrine facies

Мелководно-морская зонаShallow marine

Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003

Источник: В.Б. Белозеров и И.А. Иванов, 2003 год


B lackbourn

Горы и возвышенные плато (активная эрозия) Mountains and elevated plateaux (active erosion)

Taz

Nadym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yen

esei

Tobo

l’

Ishim

Irtysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSK LAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400

64

he analysis of deep and ultradeep drilling data, regional and areal CMP seismic data carried out

with increased study depth over the recent years at Gydan peninsula and Yenisei-Khatanga regional trough (YKRT) territory, made it possible to establish that troughs up to 15 km deep in the north-east of Western Siberia are not filled with Paleozoic subhorizontally stratified (platform-type) deposits, but with effusive and effusive-sedimentary Permian-Triassic formations, i.e. they pertain to rifting type. Earlier, based on the results of seismic-stratigraphic interpretation of regional CMP data [1], wide distribution of upper Paleozoic, including carbonate, formations was assumed not only for Gydan peninsula and Yenisei-Khatanga trough, but further south, in Nadym-Taz interfluve area. This point of view substantiated locating ultradeep wells SG-6 and SG-7, which, as it’s known, instead of Paleozoic, uncapped Triassic basalts over 1,0 - 1,5 km thick, respectively and were shut in these rocks. Nonetheless, this version of stratification for the lower horizons of sedimentary mantle is used at the present time for the territories of Gydan peninsula and YKRT [2 and others], although

нализ материалов сверхглубокого и глубокого бурения, данных региональных и площадных

сейсморазведочных работ МОГТ, выполненных в последние годы с повышенной глубинностью исследований на п-ове Гыдан и на территории Енисей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП), позволил установить, что прогибы глубиной до 15 км на северо-востоке Западной Сибири заполнены не палеозойскими субгоризонтально стратифицированными (платформенными) отложениями, а эффузивными и эффузивно-осадочными пермо-триасовыми образованиями, т.е. являются рифтогенными. Ранее, по результатам сейсмостратиграфической интерпретации региональных данных МОГТ [1], предполагалось широкое распространение верхнепалеозойских, в том числе и карбонатных образований, не только на территории п-ова Гыдан и в Енисей-Хатангском прогибе, но и южнее, в пределах Надым-Тазовского междуречья. Такая точка зрения послужила основанием для заложения сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7, вскрывших вместо палеозоя, как

ROGTEC

РАЗВЕДКА


СТРОЕНИЕ И СТРАТИФИКАЦИЯ ТРИАС-ЮРСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

STRUCTURE AND STRATIFICATION OF TRIASSIC-JURASSIC FORMATIONS IN THE NORTHERN PART OF WESTERN SIBERIA

А. А. Нежданов, В. В. Огибенин, М. В. Мельникова,

А. С. Смирнов ООО «ТюменНИИгипрогаз»

A.A. Nezhdanov, V.V. Ogibenin, M.V. Melnikova, A.S. Smirnov

LLC “TyumenNIIgiprogaz”

TA

Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации)Continental clastics (undi�erentiated)

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

Внутренняя дельта/береговая прибрежная равнина, распределение реки на мелкие рукава до мелководно-морской зоны

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

Литоральная зона до мелководно-морской зоныLittoral to shallow marine

Морской шельфMarine shelf

Глубоководная морская зона Deep marine

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

Эродирующая равнина или отсутствие результирующего осадконакопления Eroding plain or no net deposition

Озерные фации Lacustrine facies

Мелководно-морская зонаShallow marine

Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003

Источник: В.Б. Белозеров и И.А. Иванов, 2003 год


B lackbourn

Горы и возвышенные плато (активная эрозия) Mountains and elevated plateaux (active erosion)

Taz

Nadym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yen

esei

Tobo

l’

Ishim

Irtysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSK LAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400

65ROGTEC

известно, триасовые базальты мощностью более 1,0 - 1,5 км, соответственно, и остановленные в них. Тем не менее, этот вариант стратификации нижних горизонтов осадочного чехла используется и в настоящее время для территорий п-ова Гыдан и ЕХРП [2 и др.], хотя большинством исследователей принята рифтогенная модель бассейна с преимущественно триасовым возрастом многокилометровых толщ в его основании. Эта часть Западной Сибири, непосредственно граничащая с Енисей-Хатангским прогибом, характеризуется наибольшим прогибанием, минимальными толщинами земной коры и отнесена С. В. Аплоновым [3] к триасовому Обскому палеоокеану.

Для уточнения стратиграфического расчленения низов осадочного чехла были использованы данные по Тюменской и Енъяхинской сверхглубоким скважинам СГ-6 и СГ-7, данные по скв. 25 Тотаяхинской, пробуренной на п-ове Гыдан и вскрывшей тоарские отложения, информация по другим глубоким скважинам на территории Ямало-Ненецкого АО и ЕХРП, а также материалы региональных и площадных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ, выполненных на п-ове Гыдан, прилегающей территории Енисей-Хатангского регионального прогиба и в районе сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7.

Опорными горизонтами для описываемых построений являются битуминозные глины титона-берриаса, объединяемые на рассматриваемой территории в баженовскую и гольчихинскую свиты, контролируемые опорным отражающим горизонтом Б, кровля тюменской (в ТГБ – малышевской) свиты (бат), с которой связан трассируемый с учетом скважинных данных ОГ Т и тоарская тогурская пачка (или китербютский горизонт), которой отвечает ОГ Т

4, имеющий на северо-востоке Западной

Сибири свойства опорного. В Надым-Тазовском регионе этот ОГ не имеет высокой динамической выраженности, однако его корреляция не вызывает трудностей. Ниже этого ОГ стратификация отложений юры, триаса и подстилающих, возможно палеозойских образований, до бурения скв. СГ-6 и СГ-7 были практически полностью гипотетичными, однако Л. Ш. Гиршгорн и др. [1] выделили и прокоррелировали ниже ОГ Т

4 в

субрегиональном плане ОГ Iа, Iб, Iв, IIа, IIб, IIв, придавая им стратиграфическую значимость: ОГ Iа – подошва юры, Iб – верхний триас, Iв – средний триас, Iв – нижний триас, IIа, IIб – пермь, IIв – карбон. Такая система индексации применяется и при геофизических исследованиях в Красноярском крае, но для ОГ мела и юры. Представляется, что использование одинаковых индексов для

most researchers accepted rifting model of the basin with primarily Triassic age of multi-kilometer thickness at its foundation. This part of Western Siberia, directly bordering Yenisei-Khatanga Through features the highest degree of downwarping, minimum thickness of Earth’s crust and was related by S.V. Aplonov to the Triassic Ob paleo-ocean [3].

With a purpose of updating the stratification for the lower parts of sedimentary mantle, the following data was used: Tyumenskaya and Yenyakhinskaya ultradeep wells SG-6 and SG-7, data for Tota-Yakhinskaya well 25 that was drilled in Gydan peninsula and uncapped Toarcian deposits; information on other deep wells in Yamalo-Nenets AO and YKRT, as well as regional and areal seismic data of SRM CMP works carried out in Gydan peninsula in the area adjacent to the territory of Yenisei-Khatanga regional trough and near ultradeep wells SG-6 and SG-7.

The marker horizons for the structures described are the Tithonian-Berriasian bituminous clays which in this territory are united into Bazhenov and Golchikhin suites and are controlled with the marker reflecting horizon Б; the top of Tyumen (for Taz-Gydan basin – Malyshev) suite (Bathonian), related to MH T, traced based on the well data and the Toarcian Togur member (or Kiterbyut horizon) corresponding to MH T

4, that

features marker horizon properties in the north-east of Western Siberia. In Nadym-Taz region, this MH does not feature dynamically strong evidence, however its correlation does not present a problem. Below this MH, the stratification of Jurassic, Triassic and bottomset (possibly Paleozoic) formations was almost entirely hypothetical until SG-6 and SG-7 wells were drilled, however L.S. Girshgorn and others [1] separated and correlated marker horizons Iа, Iб, Iв, IIа, IIб, IIв below MH T

4, in subregional view, and assigned them

stratigraphic importance: MH Iа – Jurassic bottom, Iб – upper Triassic, Iв – mid Triassic, Iв – lower Triassic, IIа, IIб – Permian, IIв – Carbonic. Such indexing system is also used for geophysical research in Krasnoyarsk Kray, but only for Cretaceous and Jurassic MH. It is apparent that using similar indices to mark MH of different ages almost within the same basin, is not reasonable. A different indexation system should be established for deep marker horizons (Triassic and Paleozoic). Even the effort itself of tracing recurrent and extended MH in pre-Jurassic part of the section, and moreover, assigning them a definite stratigraphic position, should be doomed wrongful.

Data obtained as a result of drilling ultradeep wells SG-6 and SG-7 evidences wide distribution of Triassic basalts in the northern part of Western Siberia; however the detailed stratification of lower Jurassic as well as the position of boundary between Triassic and Jurassic

ROGTEC

EXPLORATION


A.A. Nezhdanov, V.V. Ogibenin, M.V. Melnikova, A.S. Smirnov

LLC “TyumenNIIgiprogaz”

66 ROGTEC

РАЗВЕДКА


in these wells remains disputable. Thus, in relation to the boundary between Triassic and Jurassic in well SG-6, a number of viewpoints exist, and depth variation between proposed boundaries reaches 424 m: Y.A. Yekhlakov et all (1995) – 5588 m; N.K. Mogucheva (2001)- 5592 m; V.S. Bochkarev (1995) – 5655 m; A.I. Sidorenkov (1995) – 5603 m; V.S. Surkov et all – 6012 m [4]. Also disputable is the issue of stratification for pre-Jurassic formations, and in particular the presence of Permian deposits in SG-6 well section. V.S. Bochkarev, S.I. Purtova, Y.A. Ekhlakov, A.N. Ugryumov, A.F. Fradkina insist that SG-6 uncapped volcanites of the Permian system. The specialists from Novosibirsk and Tomsk (A.M. Kazakov, N.K. Mogucheva, O.V. Serebrennikova, T.Y. Filippova) believe that in SG-6 well, the lower part of Triassic volcanites is erroneously labeled as pertaining to the Permian system. V.V. Lipatova, Y.A. Volozh, N.V. Miletenko, M.B. Keller, M.P. Antipov, N.V. Ilyina T.F. Bukina and others [4] deny the presence of Permian deposits in this well.

The most distinct lithological boundary where a drastic change is observed in lithological-mineralogical associations, rock appearance, cyclic recurrence for the section in SG-6 well is found at 6012 m depth [5]; below it are sandstones enriched with dark-colored minerals and “confluent” type, almost black argillites with appearance of tuffargillites; above it are light grey sandstones and banded argillites that are typical for Jurassic. At the same time, there are no real reasons to consider that these lithological features along with others described by M.B. Keller, V.V. Lipatova and others [5] for SG-6 well section have any stratigraphic significance and could be used as a basis for Triassic-Jurassic boundary. However, drawing the Triassic-Jurassic boundary at 5592 m depth (N.K. Mogucheva [4]) based on paleofloric data is even less reliable.

M.B. Keller and others [5], when describing validity of paleofloric dating for lower horizons of SG-6, emphasized that during a technical meeting in Yaroslavl, N.K. Mogucheva argued against drawing the Triassic-Jurassic boundary in SG-6 section at 6012 m depth based on the fact that higher up in the section, to 5620 m depth, in three intervals, she found numerous remnants of three types of late Triassic equisetums species: Neocalamites carrerei, Equisetites cf. conicus, Cladophlebis shensiensis Pan. The species diversity that is typical for Pursk suite is absent here. Could these three species surmount Triassic and Jurassic period? The authors [5] quote data from I.A. Dobruskin (1976), who wrote that three stages are established for Triassic flora, with the third stage covering the very end of Triassic and beginning of early Jurassic. Equisetums continued to exist after Triassic as well, but no longer played such a role in vegetation. Thus, the presence

обозначения разновозрастных ОГ практически в едином бассейне вряд ли разумно. Для ОГ глубоких горизонтов (триаса и палеозоя) должна быть разработана иная индексация. Да и саму попытку прослеживания устойчивых и протяженных ОГ в доюрской части разреза, тем более с приданием им определенного стратиграфического положения, следует признать неправомерной.

Материалы, полученные в результате бурения сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7, свидетельствуют о широком распространении триасовых базальтов на севере Западной Сибири, однако детальное расчленение нижней юры и положение границы триас – юра в этих скважинах остаются дискуссионными. Так, относительно положения границы триас-юра в скв. СГ-6 существует несколько точек зрения, а разброс глубин между предлагаемыми границами достигает 424 м: Ю. А. Ехлаков и др. (1995 г.) – 5588 м; Н. К. Могучева (2001 г.) – 5592 м, В. С. Бочкарев (1995 г.) – 5655 м, А. И. Сидоренков (1995 г.) – 5603 м; В. С. Сурков и др. – 6012 м [4]. Также дискуссионным является вопрос о стратификации доюрских образований, в частности, о наличии пермских отложений в разрезе скважины СГ-6. В. С. Бочкарев, С. И. Пуртова, Ю. А. Ехлаков, А. Н. Угрюмов, А. Ф. Фрадкина отстаивают также мнение о том, что скв. СГ-6 вскрыла вулканиты пермской системы. Новосибирские и томские специалисты (А. М. Казаков, Н. К. Могучева, О. В. Серебренникова, Т. Ю. Филиппова) считают, что в разрезе скв. СГ-6 нижняя часть триасовых вулканитов ошибочно отнесена к пермской системе. Отрицают наличие пермских отложений в данной скважине В. В. Липатова, Ю. А. Волож, Н. В. Милетенко, М. Б. Келлер, М. П. Антипов, Н. В. Ильина, Т. Ф. Букина и др. [4].

Наиболее четкой литологической границей, на которой происходит резкая смена литолого-минералогических ассоциаций, облика пород, цикличности разреза в скв. СГ-6 приурочена к глубине 6012 м [5], ниже которой развиты песчаники, обогащенные темноцветными минералами и «сливные», практически черные аргиллиты, имеющие облик туфоаргиллитов, выше – светло-серые песчаники и обычные для юры полосчатые аргиллиты. В то же время считать, что эти литологические признаки, как и другие, описанные М. Б. Келлером, В. В. Липатовой и др. [5] в разрезе скв. СГ-6, имеют стратиграфическое значение и могут быть использованы для обоснования положения границы триас-юра, особых оснований нет. Однако достоверность проведения границы триас-юра по палеофлористическим данным на глубине 5592 м (Н. К. Могучева [4]) еще ниже.

67ROGTECROGTEC

EXPLORATION


М. Б. Келлер и др. [5], характеризуя аргументированность палеофлористических датировок нижних горизонтов СГ-6, отмечали, что на рабочем совещании в Ярославле Н. К. Могучева выступила против проведения границы триас-юра в разрезе СГ-6 на глубине 6012 м на основании того, что выше, до глубины 5620 м ею были найдены в трех интервалах многочисленные остатки хвощовых трех позднетриасовых видов Neocalamites carrerei, Equisetites cf. conicus, Cladophlebis shensiensis Pan. Видовое разнообразие, характерное для пурской свиты, здесь отсутствует. Могли ли эти три вида перейти рубеж триаса и юры? Авторы [5] приводят данные И. А. Добрускина (1976 г.), который отмечал, что в триасовой флоре выделяется три этапа, причем третий этап охватывает самый конец триаса и начало ранней юры. Хвощевые продолжали существовать и после триаса, но уже не играли такой роли в растительности. Таким образом, присутствие отдельных позднетриасовых видов хвощевых в низах юрской системы, как это зафиксировано в разрезе СГ-6 – широко распространенное явление.

На рис. 1 приведена схема распределения находок остатков флоры хвощевых в разрезах скв. СГ-6 и СГ–7 (по данным Н. К. Могучевой). Исходя из этой схемы, можно заключить, что наиболее ярким рубежом в смене палеофлор является таки граница, расположенная в скв. СГ-6 на глубине около 6012 м. В разрезе скв. СГ–7 эта граница выделяется (по имеющимся материалам) на глубине около 6060 м. Непосредственно ниже этой границы зафиксирована «вспышка» родового и видового разнообразия хвощей, выше – присутствуют только единичные их формы. В принципе, такая картина

of individual late Triassic equisetum species in lower Jurassic system as found in SG-6 section is a widely distributed occurrence.

Figure 1 shows the distribution chart for equisetum flora remnants in well sections SG-6 and SG-7 (as per N.K. Mogucheva). Based on this chart, it may be concluded that the most vivid boundary in change of paleoflora is still the boundary found in SG-6 well at about 6012 m depth. In SG-7 section, this boundary is distinguished (based on available data) at about 6060 m depth. Directly below this boundary, a “flash” of genus and species diversity for equisetums is observed, while above it only isolated equisetum forms are found. In principle, this confirms the validity of drawing Triassic-Jurassic boundary in SG-6 section at 6012 m depth substantiated on geological grounds as well as fairness of I.A. Dobruskin’s viewpoint described above; however it is impossible to appraise whether the variations in quantity of equisetum taxons are due to alterations of age or facies conditions. At the same time, drawing the Triassic-Jurassic boundary based on this data directly above the latest equisetum

5500

5600

5700

5800

5900

6000

6100

6200

6300

6400

6500

6600

6700

6800

6900

0 5 10 15 205500

5600

5700

5800

5900

6000

6100

6200

6300

6400

6500

0 5 10 15 25

T3

T22 -T

13

T12

T12

T21

T3

T2-T3

T1

?

СГ-7 SG-7 СГ-6 SG-6

H, m H, m Quantity of genus and species of equisetums Quantity of genus and species of equisetums

1 2 3

Количество родов и видов хвощей Количество родов и видов хвощей

20

Рис. 1. К «палеофлористическому» обоснованию границы триас-юра в разрезах сверхглубоких скважин. 1 – граница триас-юра по Н. К. Могучевой; 2 – граница триас-юра по А. А. Нежданову; 3 – интервалы с находками флоры.

Figure 1 “Paleofloric” substantiation of Triassic-Jurassic boundary in sections of ultradeep wells. 1 – Triassic-Jurassic boundary as per N.K. Mogucheva; 2 – Triassic-Jurassic boundary as per A.A. Nezhdanov; 3 – intervals with flora remnants findings.

68 ROGTEC

РАЗВЕДКА


findings while completely ignoring geological data seems to us as a profanation of biostratigraphy.

More reliable in stratigraphic regard are the apparent geological principles that logically follow accepting the rifting model of West Siberian petroleum basin. The version of stratification for 27 wells uncapping pre-Jurassic foundation at YNAO testifies the existence of direct correlation between the thickness of lower Jurassic and overall thickness of lower-mid Jurassic. SG-6 and SG-7 (fig.2) wells also match this correlation, whereas relating Triassic-Jurassic boundary in sections of these wells to smaller depths as viewed by V.S. Bochkarev [2, 4], i.e. going for smaller thickness of lower Jurassic, upsets this correlation drastically, which in our opinion, confirms incorrectness of such stratification.

Tota-Yakhinskaya well 25, as noted above, had not uncapped the bottom of Jurassic, therefore the data for ultradeep wells was used to calculate the sedimentation rate in Jurassic and Triassic and to determine the possible position of Jurassic bottom and Triassic thickness at the point of this well (table).

The thickness of Toarcian-Bathonian deposits in Tota-Yakhinskaya well 25 is significantly greater than in SG-6 and SG-7 (1470 m against 990 m in well SG-6 and 1089 m in SG-7), that is why sedimentation rates in those are higher. Following this and based on determination of sedimentation rates for Bathonian-Toarcian and average rates of sedimentation for Hettangium-Bathonian for these wells, using simple calculations, we estimated the thickness of Pliensbach-Hettangium at the point of Tota-Yakhinskaya well 25 at 2660 m (table). It should be noted that sedimentation rates in mid and early Jurassic for the ultradeep wells are quite close, and their highest values are typical not for platforms, but for geosynclinal areas. In Tota-Yakhinskaya well 25, the sedimentation rates in Jurassic are even higher, which testifies active downwarping of TGB. Figure 3 shows a relation graph for thicknesses of mid and lower Jurassic for 27 deep wells drilled in Yamalo-Nenets autonomous okrug. This graph confirms strong inherited features of

подтверждает правомерность проведения границы триас-юра в разрезе СГ–6 на обоснованной с геологических позиций глубине 6012 м, а также справедливость приведенной выше точки зрения И. А. Добрускина, но оценить, с чем связаны колебания в количестве таксонов хвощей – с изменением возраста или фациальных условий – невозможно. В то же время проведение по этим данным границы триас-юра непосредственно выше последней находки хвощевых, при полном игнорировании геологических материалов, представляется нам профанацией биостратиграфии.

Более достоверны в стратиграфическом отношении очевидные геологические закономерности, логично вытекающие из признания рифтогенной модели Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Вариант расчленения разрезов 27 скважин, вскрывших доюрское основание на территории ЯНАО, свидетельствует, что между толщинами нижней юры и общими толщинами нижней -средней юры существует четкая зависимость. В эту зависимость хорошо укладываются и скважины СГ-6 и СГ-7 (рис. 2). При отнесении же границы триас-юра в разрезах этих скважин к меньшим глубинам, согласно представлениям В. С. Бочкарева [2, 4], т. е. при уменьшении толщин

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200

y = 0.688x - 142.98

R2 = 0.9884

Мощность средней и нижней юры Thickness of mid and lower Jurassic

Мощ

ност

ь ни

жне

й ю

ры

Th

ickn

ess

of lo

wer

Jur

assi

cСГ-7

СГ-6

СГ-6

СГ-7

Рис. 2. График соотношения общих толщин средней и нижней юры с толщинами нижней юры (А. А. Нежданов) (синий цвет - в скв. СГ 6 и СГ 7 граница триас-юра взята по В. С. Бочкареву[4])

Figure 2 Correlation graph for overall thicknesses of mid and lower Jurassic with thicknesses of lower Jurassic (A.A. Nezhdanov), (blue shows Triassic-Jurassic boundary in wells SG-6 and SG-7 as per V.S. Bochkarev [4]).

69ROGTECROGTEC

EXPLORATION


нижней юры, эта зависимость резко нарушается, что свидетельствует, по нашему мнению, о некорректности такого расчленения.

В скв. 25 Тота-Яхинской, как отмечено выше, подошва юры не вскрыта, поэтому данные по сверхглубоким скважинам были использованы для расчета скоростей осадконакопления в юре

warping in Jurassic in the north of Western Siberia and the validity of establishing the thickness of lower Jurassic (1260 m) in Tota-Yakhinskaya well 25 based on data from wells SG-6 and SG-7.

Based on seismic data, through to the top of the acoustic foundation (MH A) below the Jurassic bottom in the north of Western Siberia, no distinct angular

ПараметрыItem

Тота-Яхинская 25

Tota-Yakhinskaya 25СГ - 6SG - 6

СГ - 7SG - 7

Мощность отложений (по данным ГИС) J1t–J2bt (тоар - бат), м

Depositions thickness (based on GWS data) J

1t–J

2bt (Toarcian-Bathonian), m

1400 1060 1167

Скорости осадконакопления J1t–J2bt, м/млн летSedimentation rates J

1t–J

2bt, m/mln years 76,50 57,92 63,77

Скорости осадконакопления J1h–J2p (геттанг – плинсбах), м/млн лет

Sedimentation rates J1h–

J1p

(Hettangium – Pliensbach), m/mln years

Расчетная Calculated

75,91

58,01 62,17

Расчетная мощность отложений Т, м,(со средней скоростью

осадконакопления в J1t –J2bt)Calculated depositions thickness Т, m,

(at average sedimentation rate of J1t –J

2bt)

>4000 >3000 >3500

Мощность отложений J1h–J1p (геттанг – плинсбах), м

Depositions thickness J1h–J

1p

(Hettangium-Pliensbach), m


1260

По данным ГИС Based on GWS

data963

По данным ГИС Based on GWS

data1032

Мощность отложений J1+2bt, мDepositions thickness J

1+

2bt, m


26602023 2199

Средняя скорость осадконакопления в J1+2bt, м/млн. лет

Average sedimentation rate of J1+

2bt, m/mln years

76,22 57,97 63,00

Расчетная мощность отложений Т, м, (со средней скоростью

осадконакопления в J1+2bt)Calculated depositions thickness Т, m,

(at average sedimentation rate of J1+

2bt)

>4000 >3000 >3000

Таблица: Расчет скоростей осадконакопления и мощностей отложений нижней-средней юры и триаса

Table: Calculation of sedimentation rates and thickness of lower-mid Jurassic and Triassic

ПРИМЕЧАНИЕ Время осадконакопления: тоар-бат 18,3 млн лет, геттанг-плинсбах 16,6 млн лет, триас 51,4 млн лет [6]

NB. Sedimentation time: Toarcian-Bathonian 18,3 mln years, Hettangium-Pliensbach 16,6 mln years, Triassic

51,4 mln years [6].

70 ROGTEC

РАЗВЕДКА


discordances are found that could be related to non-depositional hiatuses. On the contrary, the troughs’ morphology (their amplitudes increase down the section) suggests increasing rates of downwarping and these troughs being filled with sedimentation in the Triassic. We shall illustrate this occurrence below, but for now we should note that the calculation of sedimentation rates and Triassic thicknesses were made based on the sedimentation rates in lower and mid-lower Jurassic (see table). Based on this data, Triassic thickness at the point of Tota-Yakhinskaya well 25 exceeds 4000 m.

зависимости между мощностями средней и нижней юры по 27 глубоким скважинам, пробуренным на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Этот график подтверждает тесную связь унаследованности прогибания в юре на севере Западной Сибири и правомерность определения мощности нижней юры (1260 м) в скв. 25 Тота-Яхинской на основе данных по скв. СГ-6 и СГ-7.

По сейсморазведочным данным ниже подошвы юры до кровли акустического фундамента (ОГА) на севере Западной Сибири не фиксируется выраженных угловых несогласий, которые могли бы отождествляться с перерывами в осадконакоплении. Наоборот, по морфологии прогибов (увеличение их амплитуд вниз по разрезу) можно заключить об увеличении скорости прогибания и заполнения прогибов осадками в триасе. В продолжении этой статьи в следующем выпуске журнала, мы проиллюстрируем это явление, сейчас же заметим, что расчет скоростей осадконакопления и мощностей триаса выполнены, исходя из скоростей осадконакопления в средней и нижней-средней юре (см. таблицу). По этим данным мощность триаса в точке скв. 25 Тота-Яхинской превышает 4000 м.

и триасе и определения возможного положения подошвы юры и мощности триаса в точке этой скважины (таблица).

Мощность отложений тоара-бата в скв. 25 Тота-Яхинской значительно больше, чем в скв. СГ-6 и СГ-7 (1470 м против 990 м в скв. СГ-6 и 1089 м в скв. СГ-7), поэтому и скорости осадконакопления в ней более высокие. Исходя из этого, на основании определения скоростей осадконакопления по отложениям бата-тоара и средних скоростей накопления осадков в геттанге-бате по рассматриваемым скважинам, путем несложных расчетов, была определена расчетная мощность отложений плинсбаха-геттанга в точке скв. 25 Тота-Яхинской, оцененная нами в 2660 м (таблица).

Следует заметить, что скорости накопления осадков в средней и ранней юре сверхглубоких скважин достаточно близки, а их высокие значения являются более характерными не для платформенных, а для геосинклинальных областей. В скв. 25 Тота-Яхинской скорости накопления осадков в юре еще более высокие, что свидетельствует об активном режиме прогибания ТГБ. На рисунке 3 показан график

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

2000 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

y = 0.727x + 480.93

R2 = 0.8273

Мощность плинсбах-геттангских отложений, м Thickness of Pliensbach-Hettangium depositions, m

Мощ

ност

ь ба

т-то

арск

ихот

лож

ений

, м

Thic

knes

s of

Bat

honi

an-T

oarc

ian

depo

sitio

ns, m

Скв. 25 Тота-ЯхинскаяWell 25 Tota-Yakhinskaya

Рис. 3. График зависимости толщин нижней юры (плинсбах и глубже) от толщин бат-тоарских отложений по глубоким скважинам, пробуренным на территории ЯНАО

Figure 3 Dependency graph for thicknesses of lower Jurassic (Pliensbac and deeper) versus thicknesses of Bathonian-Toarcian depositions for deep wells drilled in YNAO territory.

71ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Literature1. Girshgorn L.S., Kabalyk V.G. Sosedkov V.S. Upper Paleozoic deposits in the north-east of Western Siberia. // Bulletin of Moscow association of nature investigators, geology dpt. 1987. V. 62. Issue. 6. P. 56-63.2. Aleynikov Y.V., Bochkarev V.S., Brekhuntsov A.M. Developing current system of geotectonic zoning for Ural-Siberia region based on precision U-Pb dating of absolute rock age and CDP seismic // Mining news. 2012. # 2. P. 6-21.3. Aplonov S.V. Geodynamics of deep sedimentary basins. St.Petersburg: Science, 2000. 210 p.4. Triassic in Western Siberia (materials for stratigraphic meeting on Mesozoic of West-Siberian plate): collection of scientific works / Edited by A.M. Kazakov. Novosibirsk: SRIGGMR, 2001. 226 p.5. Keller M.B., Lipatova V.V. et all. Stratigraphics of pre-Jurassic unit in ultradeep Tyumenskaya well SG-6 // Triassic in Western Siberia (materials for stratigraphic meeting on Mesozoic of West-Siberian plate): collection of scientific works. Novosibirsk: SRIGGMR, 2001. P. 16-21.6. J. G. Ogg, G. Ogg and F. M. Gradstein. The Concise Geologic Time Scale. Cambridge University Press, New York. 2008 г. 177 p.

Список литературы1. Гиршгорн Л. Ш., Кабалык В. Г., Соседков В. С. Верхнепалеозойские отложения северо-востока Западной Сибири // Бюл. Моск. о-ва испытателей природы. Отд. геол. 1987. Т. 62. Вып. 6. С. 56-63.2. Алейников Е. В., Бочкарев В. С., Брехунцов А. М. Разработка актуализированной схемы геотектонического районирования Урало-Сибирского региона на основе прецизионных U-Pb датировок абсолютного возраста пород и сейсморазведочных работ ОГТ // Горные ведомости. 2012. № 2. С. 6-21.3. Аплонов С. В. Геодинамика глубоких осадочных бассейнов. СПб.: Наука, 2000. 210 с.4. Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты): сб. науч. тр. / Под ред. А. М. Казакова. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. 226 с.5. Келлер М. Б., Липатова В. В. и др. Стратиграфическое расчленение доюрского комплекса в сверхглубокой Тюменской скважине СГ-6 // Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты): сб. науч. тр. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. С. 16-21.6. J. G. Ogg, G. Ogg and F. M. Gradstein. The Concise Geologic Time Scale. Cambridge University Press, New York. 2008 г. 177 p.

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC31

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

72

What is your position at Welltec and how long have you held it? I was appointed Area Vice President and General Director for CIS & Russia in November this year.

Welltec has been active in all parts of Russia, but how has business been in 2012? And what are your expectations for 2013? This year has been very successful in terms of growth in all of our intervention solutions in Russia as we continue to introduce “fit for purpose“ technology designed to provide solutions to our customers’ needs. These solutions have brought tremendous savings and increased production, especially in the challenging environments and well designs, in the Sakhalin projects.

And what is your most recent success in Russia? With one of Welltec’s latest technology developments, a 2 1/8” (54mm) electric line conveyance tractor, a world record was set in a single well when a total of 15,562 m was conveyed in 3 runs. The choice of conveyance technology was based on a highly deviated well (up to 89°), min. ID of 65 mm, max. ID of 121 mm, a 4800m section at 75° deviation, and a total depth of 7,025 meters. The 2 1/8” tractor was the only solution available in the market and ideal to operate through the long deviation section of over 5000 m for the operation. For more information, reference: “Tractoring 15,562 meters in Highly Deviated Well, A Case Study”; held at the COILED TUBING TECHNOLOGIES AND WELL INTERVENTION CONFERENCE (ICoTA), Moscow 2012.

However, it’s difficult to pinpoint only one success from a very successful year so I would also like to mention another great achievement from Russia. Our newest innovation within intervention technology, the Well Cutter, had its world debut in Sakhalin this year. We have run it twice with very positive results; first to cut a 41/2” 12.6 #/ft tubular which was accomplished with an effective cutting time of 80 minutes. In November, we applied it to cut a Super 13Cr mandrel of a 9 5/8” x 4 1/2” packer so that the intelligent completion could be retrieved. The operation was flawless and produced a perfect

Какова Ваша должность в компании Welltec и как долго Вы работаете в этой должности? Я был назначен региональным вице-президентом и генеральным директором компании в России и СНГ в ноябре этого года.

Welltec активно работает по всей России; каким был бизнес компании в 2012 году? И каковы ваши ожидания на 2013 год? Этот год прошел очень успешно, мы наблюдали растущий спрос на все наш решения в области внутрискважинных работ по мере того, как мы продолжаем предлагать целевые технологии, разработанные специально для удовлетворения нужд наших заказчиков. Эти решения позволяют значительно экономить расходы и увеличивать добычу, особенно в сложных условиях работы на различных типах скважин, в том числе выполнять проекты на Сахалине.

Расскажите о Ваших последних успехах на российском рынке? Благодаря одной из последних технологических разработок Welltec, скважинного трактора типоразмера 2 1/8 дюйма (54 мм) на электронном кабеле, был установлен мировой рекорд по прохождению общего расстояния 15,562 м за три спуско-подъемные операции. Выбор технологии был обусловлен большим углом наклона ствола скважины (до 89°), а также минимальным и максимальным проходными диаметрами буровой колонны (65 миллиметров и 121 миллиметр соответственно), 4800 метровым интервалом скважины при угле наклона в 75° и максимальной глубине скважины в 7,025 метров. Скважинный трактор типоразмера 2 1/8 дюйма был единственным доступным на рынке решением и идеально подходил для работы в отклоненном интервале протяженностью более 5000 м. Дополнительную информацию можно прочитать в документе “Проход 15,562 м скважинным трактором в скважине с большим наклонном ствола, случай из практики”, приведенном на КОНФЕРЕНЦИИ “ТЕХНОЛОГИИ КОЛТЮБИНГА И ВНУТРИСКВАЖИННЫЕ РАБОТЫ” (ICoTA), Москва, 2012.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC:

Рик Крайст, региональный вице-

президент по России и СНГ, Welltec

The ROGTEC Interview:

Rick Crist, Area Vice President

CIS & Russia, Welltec

75ROGTEC

Однако сложно выделить лишь один из успешных проектов в этом очень успешном году, поэтому мне хотелось бы упомянуть еще одно большое достижение нашей компании в России. Самая новая из разработанных нашей компанией инновационных технологий внутрискважинных работ, труборез Well Cutter, был впервые использован на Сахалине в этом году. Было проведено две спуско-подъемные операции с очень позитивными результатами; при первом спуске было вырезано отверстие 41/2” 12.6 #/ft, время резки составило 80 минут. В ноябре, мы использовали труборез для резки 13Cr шпинделя пакера размером 9 5/8” x 4 1/2” для извлечения труб после интеллектуального заканчивания. Операция прошла безупречно и было вырезано идеальное отверстие в целевой зоне шпинделя пакера, что позволило избежать дополнительных рейсов для обработки низа буровой колонны и обеспечило свободный доступ в случае необходимости повторного доступа к отверстию в трубе.

Отличительная особенность трубореза Well Cutter – возможность безопасного извлечения буровой трубы, футеровки, НКТ или обсадки без использования взрывчатых материалов. Труборез оснащен специально разработанной крутящейся головкой, срезающей трубу постепенно, что предотвращает вероятность формирования стружки во время резки, поэтому после операции остается лишь гладкая коническая поверхность.

В интервью Welltec журналу ROGTEC в 2010 году, ваша компания только начинала работу в Каспийском регионе. Как развивается ваш бизнес в этом регионе? В 2013 году, кроме продолжения развития и расширения бизнеса в России, особенно после открытия в 2012 году двух новых операционных баз, мы ожидаем крупного роста бизнеса в Казахстане, Азербайджане и Украине. На этих рынках, особенно в Казахстане, наши заказчики планируют крупные капитальные вложения в процессе перехода к следующей стадии развития их проектов. Я полагаю, вы много путешествуете по России, какая часть страны нравится вам больше всего? Это может показаться удивительным, но наиболее интересным и первым из мест, которые я посетил в России в 1997 году, был Южно-Сахалинск. В то время это был тихий маленький городок в отдаленном регионе России, а нефтегазовая отрасль только начинала развиваться в этом регионе. Сегодня Южно-Сахалинск для нефтегазовой отрасли является центром развития новых технологий и установления мировых рекордов в бурении и проектировании скважин.

Какую музыку вы любите? У вас есть любимая группа/исполнитель?Моим любимым исполнителем всегда был Стинг. Уникальный музыкальный опыт в моей жизни – видеть Стинга в программе Symphonicity с Российским Национальным Оркестром в Москве.

cut in the packer mandrel target area, eliminating extra BHA dressing trips on stubs and left a clear gauge path in case re-access into the tubing bore would be required.

What is special about the Well Cutter is that it enables safe drill pipe, liner, tubing and casing recovery operations without explosives. It has a specially designed rotating head that removes pipe incrementally and prevents the creation of shavings while cutting, so that only a smooth, bevel surface remains after the cut.

When ROGTEC last interviewed Welltec in 2010, you were just breaking into the Caspian. How has your business developed in this area? In 2013, although we will continue to expand and develop the market in Russia, especially after opening two new operating bases in 2012, major growth is expected in Kazakhstan, Azerbaijan and Ukraine. In these markets, especially in Kazakhstan, our customers are planning to spend significant amount of CAPEX as they move into the next phase of their field development projects.

I expect you travel extensively throughout Russia, what is your favourite place/region? This might be a surprise, but a very interesting and the 1st place I visited Russia in 1997 was Yuzhno-Sakhalinsk. During this time, it was a small, quiet town in a remote part of Russia and the oil and gas industry was just getting started. Today, for the oil and gas industry, Yuzhno Sakhalinsk is where many new technologies have been developed and world records set in terms of drilling and well design. What music do you like? And what is your favourite band?Sting has always been my all-time favorite. A unique music experience is to see Sting performing Symphonicity with the Russian National Orchestra in Moscow.

And finally, what are your thoughts on the Russian O&G sector for the short and mid term? The industry will continue to grow and develop as ourcustomers expand their operations into more challengingand difficult oil and gas fields. These types of environments create opportunities for a solutions provider such as Welltec® as we continue to innovate and develop new technology.

ROGTEC

INTERVIEW


И в заключение, каковы ваши представления о развитии нефтегазового сектора в России в краткосрочном и среднесрочном периоде? Отрасль продолжит свой рост и развитие по мере того, как наши заказчики расширяют свою деятельность на все более сложных нефтегазовых месторождениях. Такие сложные проекты и условия создают возможности для поставщиков решений, таких как Welltec®, по мере того как мы продолжаем развивать новые инновационные технологии.

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com74 ROGTEC74 ROGTEC74 ROGTEC

hardbandingsolutions.com russianshelf.ru

p.04 p.37

tenaris.com

p.07

n-g-k.ru slb.com

p.45 p.15

welltec.com

p.11

ite-exhibitions.com rpi-conferences.com

ibc & p.71 p.43

tmk-group.ru

obc & p.09

ite-exhibitions.com rao.offshore.ru

p.61 p.23

tenaris.com

p.05

ОПТИМИЗАЦИЯ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА / ДОСТАВКА ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

МИРОВОЙ РЕКОРД СКВАЖИННОГО ТРАКТОРА WELL TRACTOR® 218

СКВАЖИНА С МАКСИМАЛЬНЫМ УГЛОМ 89°

Во время бурения наклонно направленной сква-

жины с большим зенитным углом произошел при-

хват буровой колонны. Было принято решение

о спуске шашечной торпеды со взрывчаткой ве-

сом 2,5 кг в тротиловом эквиваленте на глубину

6950 м и ее инициации. Такой способ доставки

был обусловлен большим углом наклона ствола

скважины (более 75°), а также минимальным и

максимальным проходными диаметрами буровой

колонны (65 миллиметров и 121 миллиметр со-

ответственно), которые делали трактор Welltec®

типоразмера 2 1/8 дюйма, оснащенный четырь-

мя колесными секциями и имеющий конфигура-

цию соотношения усилия и скорости 450 кг и 365

м/ч, единственно возможным средством, позволя-

ющим обеспечить идеальный контроль глубины.

МИРОВОЙ РЕКОРД УСТАНОВЛЕН В РОССИИ

Было проведено три спускоподъемные операции;

одна - с прибором-прихватоопределителем Free

Point и две остальные – с шашечными торпеда-

ми с инициацией взрывчатки. Последний спуск

позволил высвободить буровую колонну, трубы

были успешно подняты на поверхность. Этот про-

ект в Западной Сибири установил мировой рекорд

по суммарному расстоянию, пройденному в одной

скважине с помощью скважинного трактора типо-

размера 2 1/8 дюйма в процессе доставки геофи-

зических приборов и оборудования: оно состави-

ло 15562м.

www.welltec.com

Контактная информация: менеджер по развитию бизнеса Кирилл Кирсанов • ООО Welltec Oilfield Services Россия • 125284 Москва • Беговая ул. 3/1 • бизнес-центр Nordstar • 31й этаж, тел. +7 495 287 6630

WORL

D RECORD

WORL

D RECORD

26–27February 2013Stavanger • Norway

www.ar-oilgas.com

Revealing Opportunitiesin the Offshore Arctic Region

2nd Arctic Region

OIL & GASConference

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

Tel: +44 (0) 20 7596 5008 Email: [email protected]

Arctic Advert_205x275mm:Layout 1 18/09/2012 13:29 Page 1

Телефоны: (495) 514-44-58, 514-58-56; [email protected]; www.n-g-k.ru

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

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

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

tmk_chrome13_205_275.pdf 1 17.07.2012 10:17:42

63ROGTECROGTEC

EXPLORATION


C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

tmk_chrome13_205_275.pdf 1 17.07.2012 10:17:42

rogtec magazine issue 31

Documents

rogtec magazine

com8 rogtec

uhr10 rogtec

bp aar

main street

accelerated development

arctic development

po box