Page 1

НОВОСТИ

34

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Нетрадиционные запасы: СПД и «Газпром нефть» Unconventionals: SPD & Gazprom Neft

Крупным планом: Казахстан Country Focus: Kazakhstan

Технология за круглым столом: MWD Technology Roundtable: MWD


Всю дополнительную информацию вы можете получить, 4 ROGTEC связавшись с Дагом Робсоном, Директором Отдела Продаж.

www.rogtecmagazine.com


2014 2-й RDCR, 26 и 27 марта 2014

запишите эту дату! The Mobius Group с гордостью сообщает о дате проведения 2-го Круглого Стола Российских Буровых Подрядчиков (RDCR 2014) 26 и 27 марта 2014 года в Москве. После обсуждения с принявшими участие в мероприятии в текущем году буровыми подрядчиками и спонсорами, было решено

провести RDCR 2014 в течение двух дней и расширить программу обсуждаемых технологий. К темам буровых установок и оборудования, буровых труб, долот и твердосплавных покрытий добавятся: выработка электроэнергии, контроль содержания твердой фазы, технологический контроль и обслуживание. 2-й RDCR, 26 и 27 марта 2014 – запишите эту дату!

Буровые технологии будущего доступны уже сегодня! doug.robson@themobiusgroup.com www.rogtecmagazine.com

+34 952 904 230


Лидерство через инновации -

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NC

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001

Поддержка обеспечена сетью в 200 компаний по нанесению во всем мире, на каждом континенте.

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar

100% без трещин и ремонтопригодные

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность!

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Редактор материалов по России Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director Doug Robson doug.robson@themobiusgroup.com

• Непревзойденная надежность • Отличная защита обсадки и замковых соединений • Не требует снятия ранее наплавленной армировки • Стоимость повторного нанесения на 75% ниже, чем у конкурентных трескающихся армирующих продуктов • Позволяет сократить НПВ и цикл обслуживания • Сертифицированный Fearnley Procter NS-1™ продукт для нового и повторного нанесения поверх существующей конкурентной армировки

Duraband® NC Hardbanding Для первичного и повторного использования на замковых соединениях

Верстка и дизайн Production / Design Креативный дизайн Creative Director Saul Haslam

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. 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 circulation@rogtecmagazine.com for further information. Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com. 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.

Идеальны для любых условий Сильно отклоненные скважины Скважины высокосернистого газа Геотермальные скважины ВНВТ Скважины Поставляются большинством производителей труб и арендных компаний

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Салым Петролеум Девелопмент». Front cover image is supplied courtesy of Salym Petroleum Development.

6 ROGTEC

colin.duff@hardbandingsolutions.com

Тел. +44 774 7468345

www.hardbandingsolutions.com


E50001-E440-F156-V1-4A00

Availability is key at sea. Highly reliable and high-performance electrical offshore equipment Solutions for the oil and gas industry

Deepsea Atlantic, a sixth-generation semi-submersible drilling rig designed by GVA Consultants and owned and operated by Odfjell Drilling, is ideally suited to operate in environmentally sensitive areas. Along with its highly efficient design, the rig features electrical solutions with state-of-the-art technology ensuring safe operation and high availability.

The entire electrical system, from the generation plant to the drive systems, has been designed and supplied by Siemens. As Deepsea Atlantic often operates in harsh climates, availability is key, and Siemens technology has proven itself superbly here, braving the elements and ensuring reliable operations – delivering the Siemens promise literally anywhere and anytime.

www.siemens.com/oilandgas www.rogtecmagazine.com

ROGTEC


Содержание

Contents

Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме

12

The Bazhenov Formation: In Search of Big Shale Oil in Upper Salym

Опыт разработки нетрадиционных видов углеводородов на месторождениях «Газпром нефти»

38

Developing Unconventional Hydrocarbons at Gazprom Neft Fields

Технология за круглым столом: MWD

46

Technology Roundtable: MWD

Интервью ROGTEC: Денис Иванов Nabors Drilling International Limited

66

The ROGTEC Interview: Denis Ivanov Nabors Drilling International Limited

Казахстан: рынок разведки и добычи

74

Kazakhstan: Upstream Market Focus

Концепции обустройства месторождений Арктического шельфа

84

Concepts for Arctic Shelf Field Development

Рынок средств индивидуальной защиты в России

96

Personal Protective Equipment Market in Russia

Будущее мировой наземной разведки

108

Future Onshore Global Hotspots

Интервью ROGTEC: Эндрю Винсенти, директор филиала Кюне + Нагель Сахалин

116

The ROGTEC Interview: Andrew Vincenti, Branch Director Kuehne + Nagel Sakhalin

12 8 ROGTEC

74 www.rogtecmagazine.com


ПОСТАВЩИК ИННОВАЦИОННЫХ УСЛУГ В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Canada 1.780.453.3277 USa 1.337.837.8847 dieS & inSertS 1.337.837.6666 dCSaleS@mCCoyglobal.Com www.mCCoyglobal.Com


Колонка шеф-редактора Рад приветствовать вас на страницах 34-го номера журнала ROGTEC. В июне мы имели удовольствие посетить выставку MIOGE и встретиться со всеми нашими коллегами по отрасли. Мы получили замечательные отзывы от наших клиентов и участников выставки: среди всех представленных на выставке изданий, наибольшую огласку и распространение имел именно ROGTEC. Всего на выставке было распространено 6500 экземпляров журнала ROGTEC. Думаю, вряд ли кто станет спорить, что ROGTEC был самым видимым изданием на крупнейшей нефтегазовой выставке России! В центре внимания этого номера журнала – нетрадиционная нефть. Россия располагает одними из крупнейших запасов нетрадиционных углеводородов на планете, и знаменита крупнейшими в мире сланцевыми пластами Баженовской свиты в Сибири. По мере истощения эксплуатируемых месторождений в России, ясно, что для достижения поставленной Владимиром Путиным цели сохранения добычи российской нефти на уровне 10 млн. баррелей в день до 2020 года и далее, необходимо начинать разработку новых ресурсов. “Сланцевая лихорадка” в США идет полным ходом и не думает стихать, так какие же технологии может перенять Россия и какие уроки может из этого вынести?

В преддверии выставки KIOGE, мы также публикуем обзор масштабов и состояния рынка разведки и добычи в Казахстане. Размеры отдельных сегментов рынка и статистика роста может кого-то удивить, и этот материал стоит прочитать всем, кто планирует войти на этот рынок или усилить свои нынешние позиции в этой стране бывшего Союза. Технология за круглым столом в этом номере посвящена MWD телеметрии, в обсуждении участвуют компании Weatherford, GE, Baker Hughes, Halliburton и Phoenix Technology Services. Мы также публикуем отличные статьи от наших привычных авторов – Дэвида Бэмфорда и ВНИИГАЗ. Я надеюсь, вам понравится этот выпуск журнала и мы всегда рады обратной связи с вами. С наилучшими пожеланиями, Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

Эксперты из СПД предоставили для этого номера журнала замечательный материал о нынешней ситуации с Баженовскими запасами, подсчете запасов и текущей добыче. Статья разделена на две части и в следующем номере ROGTEC будет опубликована вторая часть, рассказывающая о поисках “среднего Баккена” в Баженовских пластах. В продолжение темы нетрадиционных запасов, мы благодарны компании Газпром Нефть за предоставленный материал о разработке Пальяновской площади Красноленинского нефтяного месторождения. Что касается налоговых вопросов, Правительство РФ предприняло первые шаги в правильном направлении, подписав в конце июля закон, обеспечивающий операторам более рентабельную добычу на месторождениях трудноизвлекаемой нефти. Однако, необходимо внедрять новые технологии и перенимать опыт и знания у международных нефтяных компаний, имеющих опыт разработки сланцевой нефти.

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


WO R

Оптимизация дренирОвания пласта / решение пО заканчиванию скважин

Заколонный пакер Welltec ®

В УСлоВИЯХ ВыСокИХ ТеМпераТУр

LD

O REC RD

Заколонный пакер Welltec (WAB) является ин-

Заколонный пакер WAB был специально разра-

новационным инструментом, позволяющим реа-

ботан Компанией Welltec как надежный и высо-

лизовывать проекты по заканчиванию скважин

копрочный

с аномально высокой забойной температурой.

живающий высокие температуры и работающий

Заколонный пакер WAB позволяет успешно изо-

на проектах SAGD эффективнее традиционных

лировать пласты и сохранять целостность сква-

технологий.

изолирующий

инструмент,

выдер-

жины даже там, где применение традиционных технологий становится невозможным, вплоть до 300° C (572° F).

поСеТИТе KIOGe

наш

СТенд

на

ВыСТаВке

Успешное тестирование WAB на одной из геотер-

Приглашаем вас посетить наш стенд на KIOGE

мальных скважин подтвердило возможность ис-

01-04 октября 2013, на котором будет пред-

пользования Заколонных пакеров WAB в услови-

ставлено инновационное сервисное скважинное

ях высоких температур, в частности, при добыче

оборудование.

методом гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD).

Контактная информация: Рустам Абылкасимов • Менеджер по развитию бизнеса, Каспийский регион • 010000 Казахстан • Астана, ул. Байтурсынова, д. 3 • Хайвил, блок B-3, этаж 2, офис 8 • Эл. почта: rabylkasimov@welltec.com www.rogtecmagazine.com • Телефон: +7 7172 507680, +7 705 7449004 • www.welltec.com

ROGTEC 11


Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, Welcome to issue 34 of ROGTEC Magazine. It was great to attend MIOGE in June and catch up with all of our industry colleagues. We had amazing feedback from our clients and show attendees as ROGTEC had the most exposure and distribution off all magazines at the event. In total we had over 6500 copies of ROGTEC being distributed throughout the exhibition. I don’t think anyone can argue that ROGTEC was the most visible publication at Russia’s largest oil and gas exhibition! Our focus this issue is on Unconventional Oil. Russia has some of the largest unconventional reserves on the planet, and indeed is home to the single largest shale formation in Siberia’s Bazhenov. With Russia’s largest brownfields in decline, it is clear that in order to achieve Vladimir Putin’s goal of keeping Russian oil production at 10m b/d up to, and beyond 2020, new resources must be brought online. With the “shale gale” in the US in full swing and showing no signs of abating, what lessons can be learned and what technology transferred to Russia?

With KIOGE just around the corner, we also look at the size and scope of the upstream market in Kazakhstan. The individual market segment sizes and growth statistics may surprise some, and this piece is well worth a read for anyone looking to enter this market, or indeed enhance their current business in the former Soviet state. Our technology roundtable in this issue looks at MWD, with contributors from Weatherford, GE, Baker Hughes, Halliburton and Phoenix Technology Services. We also have some great articles from regular contributors David Bamford and VNIIGAZ. I hope you all enjoy this issue, and your comments and feedback are always appreciated. Best regards,

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

Experts from SPD contribute to this issue with a great piece on current developments at the Bazhenov, reserves estimates and production to date. The article is split in to two pieces and the second part will run in the next issue of ROGTEC, looking at the search for “Middle Bakken” at the Bazhenov. Staying on the unconventional theme, we also welcome Gazprom Neft as a contributor, looking at the development of the Palyanovskaya area of Krasnoleninskoye oil fields. On the fiscal side, the RF Government has taken the first steps in the right direction with a law change signed in late July that makes it more profitable for operators to develop their tight oil plays. However, new technology must be adopted, and lessons and experiences learned from IOCs with global shale oil experience.

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


S Оптимизация процессов Повышение производительности

МАКСИМАЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ На всех этапах эксплуатации месторождения

Компания FMC Technologies предоставляет полный спектр услуг, позволяющих оптимизировать процесс добычи на подводных месторождениях на всех этапах эксплуатации. Наши технологии поддержания пластового давления и мониторинга повышают добычу, а высокотехнологичные системы подводной комплексной подготовки добываемого продукта и сервисные услуги при проведении внутрискважинных работ увеличивают коэффициент извлечения на подводных месторождениях даже с самым сложным геологическим строением. Где бы ни располагалось месторождение, какой бы сложной ни была задача, мы всегда будем рядом на протяжении всего жизненного цикла месторождения.

Авторское право © FMC Technologies, Inc. Все права защищены.

www.fmctechnologies.com

С нами Вы—лидер! Всегда и во всем. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме The Bazhenov Formation: In Search of Big Shale Oil in Upper Salym 14 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL Настоящая статья посвящена работе, которая проделана в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В. (СПД)» при подготовке к проекту опытно-промышленной эксплуатации баженовской свиты. Реализованная программа исследований позволила выявить уникальные геологические особенности баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения, которая по своему принципиальному строению оказалась очень похожа на формацию Баккен в США, что дает возможность её разработки хорошо зарекомендовавшими себя методами. Введение В последнее время ведущие позиции новостных лент все чаще занимают сообщения об успехах нетрадиционной энергетики. Наращивание в США добычи углеводородов высокими темпами за счет разработки сланцевых месторождений побуждает структуры, так или иначе связанные с энергетикой, реагировать на это. Одни видят в этом угрозу снижения цен на энергоносители, другие — возможность наращивания добычи, третьи — надежду обеспечить себе энергетическую независимость за счет собственных ранее недоступных резервов. Сланцевая энергетика является закономерным следствием высокого спроса на энергоносители, ограниченности традиционной ресурсной базы и достижениями современного технологического прогресса. Технологии добычи сланцевых углеводородов по своей наукоемкости и капиталовложениям сравнимы с программами по освоению космоса, поэтому даже крупные мировые добывающие компании пытаются объединить свои усилия и разделить риски для разработки сланцевых месторождений, но зачастую даже им не обойтись без должной государственной поддержки. Россия является одним из признанных мировых лидеров по добыче нефти и газа, но истощенность традиционных месторождений требует изыскивать новую ресурсную базу по масштабам сопоставимую с крупнейшими разрабатываемыми нефтегазоносными провинциями. В качестве равнозначной альтернативы рассматриваются освоение арктического шельфа и огромного потенциала самой большой в мире сланцевой формации — баженовской свиты, которая распространена практически по всей Западной Сибири. Если разработка арктического шельфа связана с созданием инфраструктуры в суровых непригодных для постоянного проживания человека районах, то баженовская свита развита в районах со сложившейся нефтедобывающей инфраструктурой, прямо на территории разрабатываемых месторождений. Её освоение для России имеет огромное социальное значение, так как снижение добычи нефти и газа в Западной Сибири в первую www.rogtecmagazine.com

This article looks at the work performed by Salym Petroleum Development N.V. for the pilot development of the Bazhenov Formation. The research program has helped to identify key geological features of the Bazhenov Formation of the Upper Salym field, which have helped define the ways of drilling, completion, field development and hydrocarbon reserves estimation. Introduction Mainstream news has recently been reporting about the success of alternative energy and oil and gas production has significantly increased in the US due to the “shale gale”. This has had a knock on effect to many other organisations related to the power industry and they have reacted accordingly. Some people see this associated energy cost reduction as a threat, others see it as an opportunity to increase production, and others see this as a chance to gain energy independence. The hunt for shale oil is a direct result of high energy demand, limited traditional resources bases, and the use of new technology able to reduce production costs. You can compare the cost of research and technology for shale oil deposits with space exploration, so it is no wonder that even the big IOCs are combining their efforts in order to share the burdens and risks. Even combined efforts are sometimes in vain however without due support from Governments. Russia is one of the recognized world leaders in the production of oil and gas, but the depletion of traditional fields requires the establishment of a new resource base comparable in its size with the largest producing oil and gas provinces. Equivalent alternatives are the development of Arctic shelf, and indeed the Bazhenov Formation, which is prevalent almost right across western Siberia and is the world’s largest oil shale formation. The development of the Arctic shelf needs significant infrastructure development, and lies in regions with very harsh climatic conditions unsuitable for permanent human settlements. On the other hand, the Bazhenov formation occurs in areas with developed oil producing infrastructure, and indeed in the territory of producing fields. For Russia, its development is of great social importance, as the decline in oil and gas production in Western Siberia will affect the well-being of many Western Siberian cities and towns in which oil and gas companies are the major employers. Because of these facts, the development of the Bazhenov is being discussed across multiple media platforms, including scientific, economic and political. When reviewing the reports, readers would quite rightly end up bewildered at the inconsistency of figures and estimates. Light oil estimates in the Bazhenov range from 600 million to 174 billion tons [1, 2]. As a comparison, the middle of this range is larger than the total initial geological reserves of light oil in all known oil and gas provinces of Russia.

ROGTEC 15


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ очередь скажется на благополучии многочисленных западно-сибирских городов и населенных пунктов, в которых компании нефтегазовой отрасли являются основными работодателями. Ввиду острой актуальности тематика баженовской свиты активно обсуждается в прессе самой разной направленности от сугубо научной до экономической и политической. Анализируя печатные и интернетиздания, у любого вдумчивого читателя остается только недоумение по поводу противоречивости приводимых в них цифр и оценок. Так, оценки ресурсной базы легкой нефти баженовской свиты колеблются от 600 млн. до 174 млрд. тонн [1, 2]. Для сравнения, середина этого диапазона – это больше, чем суммарные начальные геологические запасы легкой нефти всех известных нефтегазоносных провинций России вместе взятых. Другая отличительная черта, которой наделяют баженовскую свиту, – это от микродарси (10-6) до нанодарси (10-9) и даже фемтадарси (10-15) [3], при этом во множестве публикаций упоминается о естественных (без специальной стимуляции) нефтяных фонтанах в десятки и даже сотни кубометров в сутки, полученных из баженовской свиты в результате испытаний [4, 5, 38 и мн. др.]. При такой низкой проницаемости и реальных возможностях создания депрессии на пласт просто физически не возможно получить хоть сколько-нибудь значимые притоки в принципе, не говоря уж о подобных фонтанах. Отсутствие у геологов четкого понимания проблематики баженовской свиты не позволяет предложить правительству прозрачные механизмы снижения налоговой нагрузки на недропользователей, которые готовы осуществлять разработку только в случае, если она будет рентабельной. Причина в том, что эти отложения ведут себя по-разному. В одних случаях дебиты скважин оказываются настолько большими, что нефть сама за счет пластовой энергии может поступать на станции нефтесбора, расположенные в десятках километров от скважин. В других, скважины не дают вообще никаких притоков даже после всевозможных дорогостоящих стимуляций, причем те и другие зачастую пробурены рядом, в похожих геологических условиях. Таким образом, недропользователи и инвесторы, планирующие заняться разработкой баженовской свиты, сталкиваются с огромным масштабом неопределенностей и рисков. Благодаря реализованной в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» программе исследований, удалось получить ответы на ключевые вопросы, связанные с геологическими особенностями баженовской свиты Верхне-Салымского

16 ROGTEC

Another distinctive feature associated with the Bazhenov Formation is an extremely low permeability ranging from a microdarcy (10-6) to a nanodarcy (10-9), and even to femtodarcy (10-15) [3]. At this level many publications reported natural flow of tens or even hundreds of cubic meters per day (without special well interventions) [4, 5, 38, and many others]. With such low permeability and real possibilities of creating drawdown it would not be feasible to cause any significant inflows in principle, say nothing of natural flow. This lack of a clear understanding by geologists regarding the problems of the Bazhenov makes it very difficult for the RF Government to implement tax breaks for subsoil users willing to develop fields. The main reason is that the Bazhenov deposits behave unpredictably. In some instances, production rates are so high that the oil itself can be supplied to a central processing facility located dozens of kilometres from the wells due to the high formation pressure. In other cases, wells do not flow at all even after multiple and expensive well intervention operations. Indeed two wells can often be drilled very close to each other in similar geological conditions and produce completely different www.rogtecmagazine.com


МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП FIELD DEVELOPMENT

“Если вы думаете, что нанять профессионала это дорого… попробуйте нанять любителя” Мы установили свыше 11,650 систем StackFRAC® для необсаженных скважин, обеспечив свыше 146,200 стадий ГРП. Свяжитесь с нами сегодня и позвольте помочь увеличить ваши активы. Тел +7-499-400-13-91

СДЕЛАТЬ ОДИН РАЗ. СДЕЛАТЬ ПРАВИЛЬНО. www.rogtecmagazine.com

www.packersplus.com ROGTEC 17


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ месторождения. В результате в компании есть четкое видение стоящих перед ней задач по вовлечению нефтяного потенциала этих отложений в разработку и сформирована обоснованная стратегия дальнейших действий. Салымский проект Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД) — совместное предприятие, созданное в 1996 году для освоения Салымской группы нефтяных месторождений в Западной Сибири. В эту группу входят: Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское месторождения, расположенные на юге Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО). Акционерами СПД являются на паритетных началах концерн «Шелл» и компания «Газпром нефть». Полномасштабная разработка месторождений началась в 2003 году, и в 2011 году при эксплуатационном фонде более 600 скважин пройден пиковой уровень добычи в 8.3 млн. т нефти в год. В настоящее время фонд скважин превысил 820 шт., 15 из которых являются водозаборными. Основными разрабатываемыми объектами являются нижнемеловые отложения черкашинской (АС9АС11) и ахской свит (БС8), в опытно-промышленной эксплуатации находятся также пласты ачимовской свиты. Суть подходов СПД заключается в том, чтобы взять за основу все самое ценное и передовое из российского опыта нефтедобычи и соединить это с лучшими достижениями своих акционеров и других ведущих нефтяных компаний. В итоге получается свой уникальный продукт, который выделяет компанию из общего числа нефтедобывающих предприятий мира. Об эффективности таких подходов свидетельствуют многочисленные награды и признания СПД как в России, так и за рубежом в области освоения нефтяных месторождений, охраны окружающей среды, труда и здоровья [6, 7]. СПД впервые в России и первой среди компаний концерна «Шелл» реализовала полномасштабный проект по внедрению технологии «умных месторождений» на всем фонде скважин нефтепромысла, совместно со своими подрядчиками добилась высоких результатов в бурении скважин (рекорд — 4,54 суток), среднего времени ввода скважин в эксплуатацию (5,48 суток), по метражу отбора керна со 100% выносом за однуспуско-подьемную операцию (78,93 м), по времени проведения полного-комплекса каротажных исследований в открытом стволе (2 ч. 55 мин.) и мн. др. [6]. В настоящее время компания СПД приступила к реализации двух пилотных проектов, призванных изменить подходы к способам добычи нефти в Западной Сибири: повышения нефтеотдачи путем

18 ROGTEC

results. With this in mind, operators and investors looking to develop the Bazhenov face great risks and uncertainties. Due to SPD’s research program, we have answered some of the key questions related to the geological features of the Bazhenov formation of the Upper Salym field. As a result, the company has a clear vision of what needs to be done to develop this formation, and a viable strategy for future operations. Salym Project Salym Petroleum Development N.V. (SPD) is a joint venture established in 1996 to develop the Salym group of oil fields in Western Siberia. This group includes West Salym, Vadelyp and Upper Salym fields located south of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug. The SPD shareholders on a parity basis are Shell and Gazprom Neft. Full-scale development began in 2003, and in 2011, SPD hit peak production at 8.3 million tons per year through 600 wells. Currently, the company has over 820 wells, 15 which are water source wells. The main development targets are Lower Cretaceous deposits of Cherkashin (AC9-AC11) and Akhsk formations (BC8); and deposits of the Achimov Formation are also in pilot production. The SPD approach is to blend the most advanced Russian experience of oil production and combine it with the latest technology from its shareholders and other leading world oil companies. As a result, SPD gets a unique product which sets the company apart from other oil companies around the world. The effectiveness of these approaches is backed up by numerous awards and recognition both in Russia and abroad in the field of oil production, health, safety and environment and health care [6, 7]. SPD is the first company both in Russia and among the first in Shell, to implemented a full-scale “Smart Fields” technology for the entire well stock and, together with its contractors, has achieved excellent results in well drilling (the record is 4.54 days), with the average time of well completion being 5.48 days, 100% recovery per one run for coring (78.93 m), an open hole logging time of 2 hours 55 minutes, among many other achievements [6]. Currently, SPD has launched two pilot projects aimed at changing attitudes to oil production techniques in Western Siberia: to enhance oil recovery by injecting chemicals into the formation and to start the pilot development of the Bazhenov Formation. This article focuses on the first phase of the Bazhenov pilot project aimed at resolving high priority geological tasks. Work started with exploration of the deep horizons and ended with a model of the Bazhenov Formation deposits of the Upper Salym field as the most promising for further development. www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL закачки химических реагентов в пласт и опытнопромышленной разработки (ОПР) баженовской свиты. Данная статья посвящена результатам первого этапа работы по проекту ОПР баженовской свиты, направленным на решение первоочередных геологических задач. Эта работа стартовала с планирования доразведки глубоких горизонтов и закончилась построением геологической модели отложений баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения, как наиболее перспективных для дальнейшей разработки. Доразведка глубоких горизонтов на Салыме На территории Салымской группы месторождений в период с 1966-1993 гг. с целью изучения юрских отложений пробурено и опробовано 16 глубоких скважин. Этот интервал разреза, представленный баженовской, абалакской и тюменской свитами, испытывался на приток совместно, в результате в большинстве скважин получены дебиты безводной нефти, которые не превысили 10-15 м3/сут. Это были времена большой западносибирской нефти, поэтому низкодебитные пласты не изучались должным образом. В скважинах выполнялся минимальный комплекс геофизических исследований, как правило, невысокого качества. Зачастую отсутствовали базовые методы радиоактивного и акустического

Supplementary Exploration of Salyms Deep Horizons Between 1966 and 1993, 16 deep wells were drilled in the Salym group of fields to explore the Jurassic deposits. This section interval, represented by the Bazhenov, Abalak and Tyumen formations, was the subject of commingle testing; as a result, water-free oil was produced in most of the wells with flow rates not exceeding 10-15 m3/day. These were back in the days of big West Siberian oil, so low production rate formations were not studied properly. A minimum range of geophysical surveys, most of low quality, were conducted in the wells. In most cases, basic methods such as radioactive or sonic logging, which are very useful complex geological sections, were not even used. Core samples were taken in some wells, but it were then lost forever before SPD obtained its license. Almost all oil flows from the Jurassic horizons were produced within one license area – Upper Salym, and no studies to determine the affinity of the oil flows to certain intervals were conducted. Because of this, the exploration maturity of the Jurassic interval of the section is extremely low. Between 2009 to 2011, in the Upper Salym field, SPD implemented a program of additional exploration of the Jurassic section. The company drilled three exploration wells, two of which were used to conduct various studies including mud logging, coring, standard and special open hole logging and production log (PLT) during the well testing. The aggregate of all these methods enables us

Ощутите прогресс. Краны для буровых платформ Технологияиинновации Опыт Компетенция Качество Сервис

Liebherr-Werk Nenzing GmbH Dr. Hans Liebherr Str. 1 6710 Nenzing/Austria Tel.: +43 50809 41-481 offshore.crane@liebherr.com facebook.com/LiebherrMaritime www.liebherr.com

Группа компаний


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ каротажей, которые наиболее информативны для сложных геологических разрезов. В некоторых скважинах был отобран керн, но он был безвозвратно утерян ещё до получения лицензии компанией СПД. Почти все притоки из юрских горизонтов получены в пределах одного лицензионного участка — Верхне-Салымского, и никакие исследования для выяснения приуроченности притоков к определенным интервалам разреза не производились. Таким образом, изученность юрской части разреза являлась крайне низкой. В период с 20092011 гг. на ВерхнеСалымском месторождении компания СПД реализовала программу доизучения юрской части разреза. Пробурено три разведочных скважины, в двух из них реализован исчерпывающий комплекс исследований по направлениям: геолого-технологических исследований (ГТИ) в процессе бурения, отбора керна, каротажа и промыслово-геофизических исследований (ПГИ) во время испытаний. Совокупность всех этих методов позволяет с большей достоверностью охарактеризовать такой сложный и изменчивый разрез, как отложения верхней и средней юры на юге ХМАО. Проведенные исследования показали, что почти все притоки нефти связаны с отложениями баженовской свиты, из чего был сделан вывод, что они являются наиболее перспективными для дальнейшей разработки. Баженовская свита является очень сложным и нетрадиционным объектом разработки, для которого отсутствуют эффективные практики эксплуатации. Залежи нефти баженовской свиты не контролируются структурным фактором и не содержат подошвенных и законтурных вод, поэтому найти коллектор, который способен в результате стимуляции или без неё отдавать пластовый флюид, и оценить его свойства — означает снять большинство геологических рисков и неопределенностей. Разработка достоверной геологической модели залежей нефти в баженовской

20 ROGTEC

to understand, with greater certainty, complex sections such as deposits of the upper and middle Jurassic in the southern part of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug. The studies have shown that almost all oil flows are related to deposits of the Bazhenov Formation, and it was concluded that they are the most promising for the further development.

The Bazhenov formation is a very complex and unconventional development target for which there are no effective operational best practices. The oil deposits are not controlled by common geological features and do not contain any free waters, so in order to find a reservoir, with or without using well interventions, would require the elimination of most of the geological risks and uncertainties. Developing reliable models in the Bazhenov formation is a major challenge faced by geologists when planning cost effective field development. Many scientific papers have been written about the Bazhenov Formation and, perhaps, it is the most studied geological formation in Western Siberia today. But the researchers have no consensus about its geological structure, especially when it comes to the location of pay zones. In order to navigate this variety of conflicting and often diametrically opposed concepts and points of view it is necessary to understand where the contradictions lie. This can be done by knowing the characteristics and conditions that shaped the views of the researchers. The History and Current Status of Bazhenov Studies Views and feelings of geologists and oilmen working at the Bazhenov were taken after events that happened in 1968 in Salym near the village of Gornopravdinsk (150 km from the www.rogtecmagazine.com


70 испытаний по стандарту ISO 13679 CAL IV

Применение в 70 странах

Выбор 200-ми операторами

Спуск 7 млн. футов трубы с соединениями по технологии Dopeless®

TRUE BLUE

®

Надежность. Опыт внедрения. Качество. На протяжении последних десяти лет, соединения TenarisHydril Blue® не перестают доказывать высокую функциональность благодаря возможностям, превосходящим высокие отраслевые стандарты. Невзирая на периодические изменения в испытательных протоколах API RP 5C5, данная тенденция указывает на аналогичные в перспективе высокие показатели. Соединения Blue® отличаются уникальными характеристиками, обеспечивающими равносильную самой трубе 100% герметичность соединений, высокую устойчивость к перегрузкам и универсальность для работы во всех средах. Надежность и эффективность при эксплуатации данных соединений неоднократно доказана на практике при использовании в самых сложных эксплуатационных условиях по всему миру. Без сомнений, выбор весьма очевиден. Узнайте подробней о соединениях Blue® и их эксплуатационных характеристиках по ссылке www.tenaris.com/blue. Технология, определяющая разницу.

Руководство по использованию TenarisHydril Приложение доступно в App Store


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ свите, на основе которой можно планировать рентабельную разработку является главной и первоочередной задачей стоящей перед геологами. По тематике баженовской свиты написано множество научных работ, пожалуй, она является самой изучаемой геологической формацией Западной Сибири в настоящее время. Но у исследователей нет единого мнения по поводу её геологического строения, особенно в вопросе выделения продуктивных зон. Только геологических моделей разработано более десятка, их краткое описание можно найти, например, в работе [8]. Для того чтобы сориентироваться во всем многообразии противоречивых и зачастую диаметрально противоположных концепций и точек зрения на баженовскую свиту, необходимо разобраться в источнике противоречий, что можно сделать только зная особенности и условия, в которых формировались взгляды на баженовскую свиту. История и современное состояние изучения баженовской свиты Пристальные взоры геологов и нефтяников на баженовскую свиту были обращены после событий, которые случились в 1968 году на Салымском месторождении близ поселка Горноправдинска (~150 км от ВерхнеСалымского месторождения). Во время углубления разведочной скважины 12-Р на юрские отложения при забое 2840 м произошло неконтролируемое фонтанирование скважины нефтью, в результате которого буровая загорелась. По визуальной оценке дебит достигал порядка 700 т/сут. По поручению первого секретаря Тюменского обкома КПСС Б. Е. Щербины для расследования чрезвычайного происшествия была назначена прокурорская проверка. Усилиями лучших специалистов геологи пытались доказать, что в случившемся виноват не человек, а природный фактор. Нефтяной фонтан возник там, где в принципе его не могло возникнуть – при бурении «образцовых глин», при этом фактическое пластовое давление превысило ожидаемое почти в два раза! Близлежащие сверху и снизу песчаники отложений ачимовской и тюменской свит, соответственно, по самым

22 ROGTEC

Upper Salym Field). When deepening exploration well 12-R to 2860 m in the Jurassic horizon, an uncontrolled oil well blowout occurred, resulting in a rig fire. By visual accounts the production rate reached about seven hundred tons per day. By order of B. E. Scherbina, the First Secretary of the Communist Party Committee of the Tyumen Region, a prosecutor’s inspection was appointed to investigate the accident. The best professional geologists tried to prove that the incident was not caused by human error, but by natural factors. The blowout occurred in an area, where, in principle, it could not occur – while drilling in “standard shale”. But the actual reservoir pressure exceeded expectations by almost twice! The overlying and underlying sandstones of the Achimov and Tyumen formations, respectively, according to the most optimistic estimates, could only produce a maximum of 20-30 tons/day [9, 10, 11]. To determine the reason for the oil blowout, thanks to the insistence of A.V. Tyan, then head of the geological department of the Pravdinskaya Petroleum Exploration Expedition (PEE), and I.I. Nesterov, a Geology section head of ZapSibNIGNI, F.K. Salmanov, Chief of Pravdinskaya PEE, took the decision to drill a new exploratory well, 24-R, so that they could log and test every ten meters. In August 1969, this well penetrated the Achimov horizon. At this level, only minor oil flow was seen, but when the drill bit reached the middle of the Bazhenov Formation, to everyone’s surprise, natural flow of about 300-400 tons/day was produced! On this basis, August of 1969 can be considered a key starting point in the study of the Bazhenov Formation as a commercially oil-bearing formation. As a direct result, comprehensive studies began. Coring was very intensive in Western Siberian oil fields and was followed up by testing, with geological and research institutes beginning to analyse and process the incoming materials. Soon, oil-bearing capacity was discovered in the Studyonaya, Verkhne-Shapshinskaya, and Multanovskaya prospecting areas [9,10,11]. By 1974, pilot commercial development of the Salym test field had already begun. 72 wells were drilled on a trial plot of 10,035 hectares, of which 11 were dry, 25 were shut in with production of less than 1000 tons, and 19 wells exceeded 20,000 tons. Due to the oil-wet rock and specific reservoir characteristics, development was www.rogtecmagazine.com


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ оптимистичным оценкам могли дать максимум 20-30 т/сут [9, 10, 11].

carried out solely with the natural reservoir flow with partial degassing [12].

Для выяснения приуроченности нефтяного фонтана, благодаря настойчивости тогдашних начальника геологического отдела Правдинской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) А.В. Тяна и заведующего сектором геологии ЗапСибНИГНИ И.И. Нестерова, начальником Правдинской НРЭ Ф. К. Салмановым было принято решение о бурение новой разведочной скважины 24Р, где в целевой части разреза через каждые десять метров планировалось делать каротаж и проводить испытания. В августе 1969 года эта скважина прошла ачимовскую толщу, при этом были зафиксированы лишь небольшие проявления нефти, но когда забой достиг середины баженовской свиты, то, к удивлению всех, был получен мощный фонтан в 300-400 тонн нефти в сутки! Таким образом, август 1969 года можно считать отправной точкой в изучении баженовской свиты как промышленно нефтеносной формации. При этом изучение стартовало по всем возможным фронтам. На западносибирских месторождениях активно стали отбирать керн и испытывать эти отложения, а научные геологические институты стали анализировать и обрабатывать поступающие материалы. Вскоре была открыта нефтеносность баженовской свиты Студеной, Верхне-Шапшинской, Мултановской разведочных площадей [9,10,11].

These depressing statistics, ostensibly in the most promising area, ruined the bright expectations regarding potential oil production from the Bazhenov Formation. It stimulated great interest however which peaked in the 1980’s. There was a department in every major oil and gas geological research institute in the Soviet Union dedicated to the study of the Bazhenov Formation. The works of a number of leading institutes like ZapSibNIGNI, SibNIINP, IGiRGI, and others, prove the depth and scale of research works performed [3,13,14].

Уже в 1974 году была начата опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) опытного участка Салымского месторождения. На участке в 10035 га было пробурено 72 скважины, из которых 11 оказались «сухими», 25 скважин были выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс. т, и только в 19 скважинах накопленная добыча превысила 20 тыс. т. Ввиду гидрофобности и специфичности коллектора разработка велась исключительно на естественном режиме с частичным разгазированием [12]. Такая удручающая статистика на самом перспективном опытном участке разрушила радужные перспективы по поводу добычи нефти из баженовской свиты, но стимулировала большой научный интерес к этой проблематике, пик которого пришелся на середину 1980-х годов. В Советском Союзе практически в каждом крупном нефтегазовом геологическом научноисследовательском институте присутствовал отдел по изучению проблематики баженовской свиты. О глубине и масштабе исследований могут свидетельствовать сборники трудов ряда институтов: ЗапСибНИГНИ, СибНИИНП, ИГиРГИ и др.[3,13,14]. В 1985-1986 гг. сразу два отчета по подсчету

24 ROGTEC

From 1985-1986, two reports on the evaluation of Bazhenov Formation deposits at the Salym field were finished, to be reviewed by the State Reserves Commission under the Council of Ministers of the USSR (USSR SC) [15,16]. So far however there is no accepted method, by the Russian Reserves Commission, for the calculation of oil reserves in the Bazhenov Formation, due mainly to lack of a clear view, is based on core samples, as to what is the reservoir. Core had been taken from 28 wells, with the total coring at the Bazhenov at 778.5 m, of which 325.4 m were recovered, i.e. 41.8% of the total penetration. The percentage of core recovery in wells ranged from 0.16% to 78.6% [15]. Because of these technical problems with coring, geologists had no way to accurately describe this cross section of the formation. Cores recovered to the surface were, as a rule, non-permeable rocks and, therefore had everyone guessing about the properties of the reservoir. The situation was aggravated by the fact that during the withdrawal of the core to the surface, a sharp decrease in vertical stress occurred, and with some cores being under abnormally high pore pressure (AHPP), they exploded and turned into powder (obviously, such behaviour is typical for low-permeability rock) or stratified. So at the moment, we have more than a dozen, often opposed geological models of the structure of the Bazhenov Formation. These summaries can be found in papers [8,17]. Realizing that the models were inconclusive, the expert council accepted basic calculation parameters for estimating reserves at the Bazhenov. If the deposits are tested and a flow of oil to the well is produced, the net pay thickness is to be taken as 1/3 of the high-resistance part of the formation, and the values of open porosity and saturation are taken equal to 8% and 85%, respectively [18]. Obviously, such an approach is extremely basic and has no practical value. The lack of information on all the core materials was not the key obstacle however. In the early stages of the study of the Bazhenov Formation, the impact of well design and methods of penetration on the oil flows produced were www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL запасов нефти и растворенного газа в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения были подготовлены для рассмотрения в Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР) [15,16], но до сих пор так и не существует принятой ГКЗ методики подсчета запасов нефти в баженовской свите. Такая ситуация во многом сложилась из-за критической низкой охарактеризованности баженовской свиты керном. На дату обоих подсчетов запасов керн был отобран в 28 скважинах, суммарная проходка с отбором керна по баженовскому горизонту составила 778,5 м, вынесено 325,4 м, т.е. 41,8% от общей проходки. Процент выноса керна по скважинам изменялся от 0,16% до 78,6% [15]. Таким образом, из-за технологических проблем с отбором керна, у геологов не было возможности охарактеризовать разрез баженовской свиты полностью. Вынесенный на поверхность керн, как правило, был представлен неколлектором, поэтому каждый «в меру своей фантазии» сам домысливал характеристики коллектора. Ситуация усугублялась вследствие того, что во время подъема керна на поверхность происходило резкое снижение вертикального стресса, из-за чего чего отдельные участки, находящиеся под действием аномально высокого порового давления (АВПоД), взрывались,

observed. Experts were constantly engaged in debates, which have been continued to this day, about the best well design for the Bazhenov Formation. Much work has been done in this area [12,15,16], but the original problems still remain. Current thinking dictates that the most effective way of well completion in the Bazhenov Formation is the use of a slotted liner. This completion method was proposed by F.G. Gurari, who discovered the Bazhenov formation [19]. A significant decline in the study of the Bazhenov took place during the 1990’s, and interest was only rekindled in 2006 when the RITEK company received a license to develop the Middle Nazym and Galyanov fields where the main prospecting developments are associated with the Low Tutleym subformation – an analogue of the Bazhenov Formation in the west of Western Siberia [19]. In 2007, based on logging data obtained from an open hole, a few studied core samples and PLT data of natural flowing wells, the specialists of CJSC “MiMGO n.a. V.A. Dvurechensky” under the leadership of V.S. Slavkin, hypothesized that the main inflow intervals in the Bazhenov Formation in these fields are tight carbonized fractured streaks (TCFS) [20]. This hypothesis was at odds with the prevailing basic theory that the main inflow intervals in the Bazhenov Formation are organic rich shale, foliated and sheeted abnormally high formation pressure (AHFP) [13,15,16]. For the development of the Bazhenov

Бурение и обслуживание буровых

Глобальная компания

Компания Nabors консолидировала все услуги по проведению буровых работ и обслуживанию буровых в единую организацию. Буровая составляющая этого бизнес подразделения представлена нашими глобальными услугами по проведению буровых работ, а услуги по обслуживанию буровых работ включают производство оборудования, оснащение КИП, оптимизацию ПО и услуги по наклонно-направленному бурению.

Услуги по заканчиванию и эксплуатации Это бизнес-подразделение занимается услугами по заканчиванию, обслуживанию, глушению и ликвидации скважин. Оно состоит из трех продуктовых линеек. Первая линейка включает услуги по обслуживанию скважин и работе с колтюбинговыми установками, вторая включает услуги по перекачке под давлением, а третья продуктовая линейка касается работы с жидкостями, включая их производство, транспортировку, хранение и утилизацию.

Для дополнительной информации International.Sales@nabors.com www.nabors.com


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ рассыпаясь в труху (очевидно, что такое поведение характерно низкопроницаемым разностям), или расслаивались. В итоге на сегодняшний момент мы имеем не один десяток зачастую диаметрально противоположных геологических моделей строения баженовской свиты. Их краткие обзоры можно найти в работах [8,17]. Понимая что, ни одна из моделей не является достаточно обоснованной, экспертный совет ГКЗ рекомендовал при оперативных оценках запасов отложений баженовской свиты основные подсчетные параметры принимать условно по следующему критерию. В случае, если отложения испытаны и получен приток нефти, то эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей высокоомной части свиты, величины открытой пористости и нефтенасыщенности берутся равными 8% и 85% соответственно [18]. Очевидно, что такой подход является исключительно формальным и не несет никакой практической ценности. Но недостатком информации по керновому материалу все не ограничилось. Уже на ранних стадиях изучениях баженовской свиты было замечено влияние конструкции скважины и способов вскрытия на получаемые притоки. Между специалистами возникла полемика, продолжающаяся по сей день, по поводу оптимальной технологий вскрытия и конструкции скважин на баженовскую свиту. Большая работа в этом направлении проделана в рамках работ [12,15,16], но первопричины так и не были выяснены. До сих пор принято считать, что наиболее эффективным способом закачивания скважин на баженовскую свиту является щелевой фильтр. Этот способ заканчивания скважин предложен еще Ф.Г. Гурари – первооткрывателем баженовской свиты [19]. В связи с известными событиями 90-х годов прошлого столетия был отмечен значительный спад в изучении баженовской свиты и вспыхнул вновь в 2006 году, когда компания ОАО «РИТЭК» получила лицензию на разработку СреднеНазымского и Галяновского месторождений, на которых основные перспективы разработки связаны с нижнетутлеймской подсвитой – аналогом баженовской свиты на западе Западной Сибири

26 ROGTEC

Formation this fact is of crucial importance. In the case of foliated shale, the permeability is due to the availability of AHPP that supports the void space between individual layers, so artificial lift, which creates significant drawdown pressure on the formation, is absolutely contraindicated for such reservoirs. If artificial lift is used, the space between layers will collapse, permeability will disappear, the well will cease to produce oil, and the pump will fail. The TCFS hypothesis actually claimed that the reservoirs have a hard framework, and due to significant drawdown pressures the permeability will not disappear. In fairness it should be noted that one of the first who began to associate productivity of the Bazhenov Formation with tight streaks was M.Y. Zubkov and his colleagues [21,22], who called these interlayers “potentially productive” (PPI). In 2007, the Middle Nazym field of the Bazhenov was operated with ESPs, and test runs were conducted to stimulate inflows by pumping acid into the formation. By mid-2009 more than one third of all production stock in the Middle Nazym was being mechanically produced, and the most effective way to stimulate the inflow was acid treatment of the bottom hole [8,23]. After studying the core samples, it was found out that the main oil bearing beds in the Bazhenov Formation to the west of the Ob River Region are transformed radiolarite layers, which, depending on the nature of these transformations, are either aporadiolarite limestone, dolomite or silicite (silica radiolarite) [24,25,26, 27]. These interlayers are mainly porous fractured voids, with some porosity at 16%, and permeability is at 10 mD. Log curves display them as tight streaks [8,20,23]. Many researchers now recognize that, in the Ob River Region at least, commercial oil bearing capacity of the Bazhenov Formation is associated with the presence of tight streaks of secondary radiolarites and Bazhenov underlying carbonate layer COP1 [17]. They are easily recognizable from the log data, and the main task for geophysicists is learning how to evaluate the reservoir properties and forecast their dimensions. The contrasting properties of these layers make it possible to use seismic data to identify the most productive zones. Such works are now being actively performed in the Federal State Unitary Enterprise “VNIGNI”, CJSC “MiMGO” [8, 40, 41], Moscow State Lomonosov University [42] and in the LLC “ZapSibGTs”. www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL [19]. В 2007 году на основе данных каротажа в открытом стволе, единичных образцов керна и промыслово-геофизических исследований фонтанирующих скважин, специалисты ЗАО «МиМГО им. В.А. Двуреченского» под руководством В.С. Славкина выдвинули гипотезу, что основными проводниками нефти в баженовской свите на этих месторождений являются плотные карбонатизированные трещиноватые прослои (ПКТП) [20]. Это гипотеза шла в разрез с основной господствующей теорией, что основными проводниками нефти в баженовской свите являются обогащенные органическим веществом листоватые и рассланцованные за счет аномально высокого пластового давления (АВПД) глины [13, 15, 16]. Для разработки баженовской свиты это обстоятельство имеет исключительно важное значение. В случае листоватых глин проницаемость обусловлена наличием АВПД, которое поддерживает пустотное пространство между отдельными листьями, поэтому механизированная добыча, при которой создается значительная депрессия на пласт, для таких коллекторов категорически противопоказана. В противном случае листы глин сомкнутся, проницаемость исчезнет, скважина перестанет давать нефть и насос выйдет из строя. Гипотеза ПКТП фактически утверждала, что коллекторы имеют жесткий скелет и при значительных

Currently, pilot commercial development of the Bazhenov Formation is being undertaken by three companies: Surgutneftegaz, Rosneft and RITEK. The highest activity is carried out by Surgutneftegaz, which has drilled more than 600 wells in the Bazhenov Formation over the last 30 years. The drilling results indicate that 37% of the wells were “dry”, 63% had oil flows (maximum up to 300 tons/day). In 2011, Surgutneftegaz produced 512 Ktons, Rosneft produced 82.4 Ktons, and RITEK in 2010 produced 117 Ktons of oil from the Bazhenov Formation [4, 28, 29]. The scope of outstanding issues, together with the giant light oil resources have attracted and continue to attract geologists of all levels ranging from young specialists to members Academy of Sciences and the Russian Academy of Sciences to solve the problems of the Bazhenov Formation. At different times, this problem was studied and is still being studied by the most eminent petroleum geologists of the USSR and Russia, namely members of the RAS A.E Kontorovich, I.I. Nesterov, member of the USSR Academy of Sciences and the Russian Academy of Sciences A.A. Trofimuk and many others. From the first oil blowout to the present day, 92 fields of light oil have been discovered within the Bazhenov Formation deposits [2], multiple methods of inflow stimulation have been trialled, including multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells that’s has proven to be successful in the shale deposits of North America.

Fekete Harmony™- мощный и интуитивный инструмент для анализа

производительности скважин Характеристика и оптимизация производительности ваших нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин, используя специализированные инструменты для анализа и функцию сравнения кривых программного комплекса Fekete Harmony™.

Сравнение и прогнозирование показателей производительности нефтяных скважин с помощью быстрого и мощного инструмента построения цифровых моделей пластов.

Определение снижения производительности, вызванного проявлениями флюидов, или образующимися со временем повреждениями, или вследствие изначальных повреждений при бурении – для выбора наиболее подходящих скважин-кандитатов для ремонта.

fekete.com


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ депрессиях на пласт проницаемость не исчезнет. Справедливости ради необходимо отметить, что одним из самых первых, кто стал связывать продуктивность баженовской свиты с плотными пропластками был М.Ю. Зубков с коллегами [21, 22], который назвал эти прослои потенциально продуктивными прослоями (ППП). Уже 2007 году баженовскую свиту на СреднеНазымском месторождении стали эксплуатировать с ЭЦН и были проведены пробные работы по стимулированию притоков путем закачки кислоты в пласт. К середине 2009 г. более 1/3 всего добывающего фонда на Среднем Назыме было переведено на механический способ добычи и самым эффективным способом стимуляции притоков стала соляно-кислотная обработка призабойной зоны [8, 23]. Позже по результатам изучения керна, вынос которого к этому времени приблизился к 100%, было выявлено, что основными проводниками нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья являются вторично преобразованные слои радиоляритов, которые в зависимости от характера этих преобразований становятся либо апорадиоляривым известняком, апорадиоляривым доломитом или силицитом (апорадиоляритом) [24, 25, 26, 27]. Эти прослои в основном имеют поровотрещинный характер пустотности, пористость некоторых достигает 16%, проницаемость — 10 мД. В поле каротажных кривых они имеют каротажный облик маломощных плотных прослоев [8, 20, 23]. Сейчас уже многие исследователи признают, что в Широтном Приобье промышленная нефтеносность баженовской свиты связана с наличием в разрезе маломощных плотных прослоев вторичных радиоляритов и подстилающего эти отложения карбонатного слоя КС1 (коррелируемый слой) [17]. Они легко распознаются по данным каротажа, и главная задача, которая стоит перед геофизиками, научиться оценивать их по площади. Контрастные свойства этих прослоев, позволяют привлекать данные сейсморазведки для выделения наиболее продуктивных зон. Такие работы сейчас активно развиваются в ФГУП «ВНИГНИ», ЗАО «МиМГО» [8, 40, 41], МГУ им. М.В. Ломоносова [42] и в ООО «ЗапСибГЦ» [21, 22]. В настоящее время опытно-промышленную эксплуатацию баженовской свиты проводят три компании: «Сургутнефтегаз», «Роснефть» и «РИТЭК». Наибольшую активность проявляет компания «Сургутнефтегаз», которая в течение 30 лет на баженовскую свиту пробурила более 600 скважин. По результатам бурения 37% скважин оказались «сухими», в 63% — получены притоки нефти (максимальные составляли до 300 т/сут.).

28 ROGTEC

The production rates and statistics speak for themselves however. Even with its vast resources the aggregate oil production from the Bazhenov Formation only slightly exceeds 5 million tons for the whole history of the development [4,28, 29, 12]. Looking back at the experience that has been accumulated, one can conclude that over the last 45 years a lot of work has been done in terms of studying the Bazhenov Formation. However, no modern oil companies are capable of implementing research programs comparable in scope to those already done. Positive changes in the geological study of this challenging field can only be achieved based by identifying weaknesses or inconsistencies in the historical research, data and experience. The main drawback of previous experience is the incomplete geological data. Only a 100% core recovery from producing wells, along with a wide range of geophysical, reservoir, geological, technological and laboratory studies will allow us to conclusively determine what characteristics enable the flow of oil into wells in certain intervals, and where the greatest oil resources are concentrated. Only with a sufficiently complete set of studies can we identify the most effective way of describing the properties of the Bazhenov Formation. Until now, such work has only been performed on two SPD wells drilled in the Upper Salym field. But this geological knowledge itself cannot guarantee the success of the entire project without the proper organization of the development technique. The uniqueness of the Bazhenov as a shale formation is not only in its size (more than 1 million km2), but its natural oil flow, which distinguishes it from other shale formations around the world. There is not any shale formation in the world with natural flows as thick as those of the Bazhenov. It can produce hundreds of cubic meters of natural flow oil per day, or, in more than a third of the wells drilled, no production whatsoever . The highest flow rate shown in official statistics totalled 1248 m3/day and was produced in vertical exploration well 141-R at the Salym field [15]. The availability of wells with a large range of flow rates (from “dry” to hundreds of m3/day) has helped to define a strategy to study this formation in a completely different way than has been done for other shale formations around the world. For example, if in other countries shale formations have been studied in terms of using well interventions for development, Russian scientists and geologists concentrate on the development of “sweet spots”. This is the fundamental difference between the Western and Russian approach. On this basis, one of the areas that is still not well defined in Russia is the technical aspects of well stimulation and design optimization to develop the Bazhenov. Therefore, Russian oil and gas www.rogtecmagazine.com


FIELD DEVELOPMENT

Ñнижение риска и неоïределенности ïри оöенке нетрадиöионных резервуаров 2.485

2.49

2.495

2.5

2.505

2.51

2.51

2.52

2.525

2.53

Density (g/cms)

2.535

2.54

2.545

2.55

2.555

2.56

2.565

2.57

2.575

Расположение скважин Выявление предполагаемой зоны повышенной насыщенности УВ в нетрадиционном резервуаре: На этой карте, взятой из проекта LakeviewSCAN™ корпорации ION, показано распределение плотностей в нижней части разреза сланцевой формации Марселлус с наложением прогнозируемых разломов. Рок-физическая калибровка позволила установить, что значения плотности ниже 2,5 г/см3 соответствуют повышенному содержанию органики (РОВ) в породе (оконтуренные участки). Программы многокомпонентной сейсморазведки ResSCAN корпорации ION позволяют получить более достоверные оценки плотности за счет совместной PP/PS инверсии. Результаты интерпретации разрывных нарушений обнаруживают значительное изменение структурных характеристик на участках с повышенным содержанием органического углерода.

Ñокращать затраты на разработку ресурсных сöенариев ïомогают ïрограммы 3D сейсмических наблюдений ResSCAN™. Регистраöия и обработка сейсморазведочных данных в рамках выïолнения этих ïрограмм осуществляется ïодразделениями GeoVentures и GX Technology корïораöии ION. Интеграöия геологических и ïетрофизических данных с результатами рок–физического анализа ïозволяет оïределить, какие сейсмические атрибуты, извлеченные ïо возможности из многокомïонентных данных, увязывают между собой геологию и горно–механические свойства для данного сланöевого сöенария. В результате нефтегазовые ïредïриятия ïолучают важную информаöию, необходимую для ïринятия верных решения ïри бурении и заканчивании скважин. Узнайте больше на iongeo.ru/ResSCAN.

www.rogtecmagazine.com

GEOVENTURES®

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ >

Нåòðàäèöèîííûå ðåçåðâóàðû Регионы с суровыми климатическими условиями Разрезы со сложным геологическим строением Изучение осадочных бассейнов Разработка резервуаров

ROGTEC 29


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ В целом только за 2011 год из баженовской свиты «Сургутнефтегаз» получил 512 тыс. тонн нефти, «Роснефть» 82,4 тыс.тонн, «РИТЭК» за 2010 год добыл 117 тыс. тонн нефти [4, 28, 29]. Объем нерешенных проблем в соотношении с гигантскими ресурсами легкой нефти притягивали и продолжают притягивать к проблематике баженовской свиты геологов самого разного масштаба от молодых специалистов до академиков АН СССР и РАН. В разные периоды своей научной карьеры этой проблемой занимались и продолжают заниматься самые именитые геологи-нефтяники СССР и России: акад. РАН А.Э Конторович, член-корр. РАН И.И. Нестеров, акад. АН СССР и РАН А. А. Трофимук и многие др. Со времен первых фонтанов до сегодняшних дней открыто 92 месторождения легкой нефти в отложениях баженовской свиты [2], опробованы различные способы стимуляции притоков, в том числе и зарекомендовавший себя на сланцевых месторождениях Северной Америки многоступенчатый ГРП в горизонтальных скважинах, но статистика добычи говорит сама за себя. При таких огромных ресурсах накопленная за всю историю разработки добыча нефти из баженовской свиты немногим превышает 5 млн. тонн [4, 28, 29, 12]. Оглядываясь на имеющий опыт, можно заключить, что за 45 лет реализована огромная работа по изучению баженовской свиты. Очевидно, что ни одной из современных нефтяных компаний не под силу воплотить программу исследований, сопоставимую по масштабам с уже реализованной. Поэтому надо четко понимать, что позитивных сдвигов в вопросах геологического изучения баженовской свиты можно достичь только будучи вооруженным предыдущим опытом, выявив его «слабые» и недостаточно проработанные места. Главным недостатком предыдущего опыта является отсутствие должной полноты фактических данных. Только 100% вынос керна из продуктивных скважин вместе с широким комплексом геофизических, промысловых, геолого-технологических и лабораторных исследований позволяют однозначно определить, за счет каких характеристик некоторые интервалы обеспечивают приток нефти в скважину и где сконцентрированы наибольшие ресурсы нефти. Только из достаточно полной совокупности исследований можно выделить наиболее эффективный комплекс, который позволит охарактеризовать свойства баженовской свиты. До сих пор подобная работа была выполнена только на двух скважинах СПД, пробуренных на ВерхнеCалымском месторождении. Но сами по себе геологические знания, не могут гарантировать успех

30 ROGTEC

companies will form alliances with foreign companies that possess the latest shale production technologies. In conclusion, the main weaknesses that currently exist in terms of developing the Bazhenov are incomplete geological data and limited study, which only focussed on remote methods of searching highly producing zones, and the question of oil production techniques in lowpermeability zones have not been sufficiently studied. Bearing this in mind, the most valuable experience can gained from the studying the development of the Bakken Formation in the United States. Breaking the Bakken Code The date of birth of the unconventional industry in North America can be traced back to 1821 when, near Fredonia in the state of New York, local gunsmith William Hart drilled the first gas producing well from the Upper Devonian deposit of Dunkirk shale formation. This well had a depth of 70 feet (21.3 m) and a diameter of 1.5 inches [30]. In 1859, Edwin Drake drilled his first well and proved that oil can be produced in large quantities, so interest in shale gas was lost until the 1970’s. Unconventional oil production in the United States started much later however, after Amerada Petroleum drilled its first producing well at Bakken in 1953. The formation was named after Henry Bakken, who owned the land in North Dakota where these deposits were first found. In the same year, geologist J.W. Nordqvist formally described the Bakken Formation as a source rock rich in hydrocarbons, which saturated the surrounding reservoirs due to migration of oil [31]. Commercial experience of the Bakken was started by the Standard oil and gas company in 1953, with well #1 at Woodrow Starr. Full development of the field started in 1955 and lasted until 1960. The main pay zones were the Sanish and Bakken formations (the upper part of the underlying Three Forks deposits). In all, 44 vertical wells were drilled in the Bakken Formation with an average production rate of 200 barrels (31.8 m3) per day; the accumulated production for its commercial lifetime totalled 11 million barrels (1.7 million m3) of oil and 20 billion cubic feet (0.57 billion m3) of gas [32]. The field was developed using a 40-acre (~ 16.2 Ha) well coverage.This fairly high productivity was due to the natural fractures caused by the steeply ascending subsurface structures [33]. Further development of the Bakken however was deemed unprofitable. The 1970’s witnessed a decline in natural gas production from conventional fields, and the U.S. Government stimulated research projects in order to develop technologies to increase production. This led to technological advances in directional and horizontal drilling, seismic imaging, as well as in the technologies of massive hydraulic fracturing (HF). From 1980-2000, www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL всего проекта без должной организации технологий разработки. Уникальность баженовской свиты, как сланцевой формации заключается не только в её размерах (более 1 млн. км2), но в её естественных фонтанах, которые выделяют её из других сланцевых формаций мира. Ни одна из этих формаций не характеризуется столь мощными естественными притоками. Фонтанирующие дебиты баженовской свиты могут достигать сотни кубометров нефти в сутки, при этом, в более чем в трети скважинах дебиты не были получены вообще. Наибольший дебит, приведенный в официальной статистике, составляет 1248 м3/ сут., и был достигнут в скважине 141-Р Салымского месторождения [15]. Наличие скважин с большим диапазоном дебитов (от «сухих» до сотен м3/сут.) определило стратегию изучения совершенно иначе, чем для других сланцевых формаций мира. Если во всем мире сланцевые формации изучались с позиций разработки технологий стимуляции притоков, то отечественные ученые почти все усилия сосредоточили на разработке технологий прогноза высокопродуктивных зон. В этом коренное отличие отечественных и западных подходов. Отечественный и западный опыты различны по своему содержанию. Поэтому одно из направлений, которое по сей день является недостаточно

in order to test the effectiveness of new technologies, the U.S. Federal Government introduced tax benefits for 29 unconventional fields that triggered a new wave of interest in the shale gas industry [34]. Indeed, the first horizontal well in the Bakken Formation was drilled in 1987 by Meridian Oil, Inc. This well, #3311 MOI, was initially drilled vertically, cored, logged and tested. The tests showed that it was a low producing well. Meridien then decided to drill a horizontal wellbore with a length of 2,603 feet (793.4 m) drilled in the upper part of the formation with a thickness of 8 feet (2.4 m). The well was completed on September 25, 1987 with flow rates of 258 barrels (41 m3) of oil and 299K cubic feet (8.5 km3) of gas per day. In all, during the period of its operation, this well produced 357,671 barrels (56.9 km3) of oil and 6381 barrels of water (1.01 km3). [31] Due the a fall in oil prices in the 1990s, most companies abandoned their shale oil and gas experiments. Dick Finlay, affectionately known as the “Father of Bakken” did not give up however and is widely credited with “Breaking the Bakken Code” in 1996. His discoveries led to the development of the giant Elm Coulee Field in eastern Montana, now known as the “Sleeping Giant”. Findlay’s discovery was so significant that in 2006, after 10 years after the discovery, he was awarded the title of the Explorer of the Year [31]!

You need an experienced logistics partner for your challenging projects? Kuehne + Nagel’s Oil & Gas capabilities can help you leverage logistics resources to improve customer fulfillment and capitalize on new market opportunities. Key-account management with dedicated customer-service department Oil & Gas supply chain management

Rig support Supply-base logistics & base-to-base support Specialized rig-move task force

Your Energy Center in Russia: Kuehne + Nagel head office: info.moscow@kuehne-nagel.com

Tel: +7 495 795 20 00 Kuehne + Nagel Sakhalin: www.kuehne-nagel.ru sakhalin@kuehne-nagel.com

Tel: +7 4242 46 49 70 Fax: +7 4242 46 49 71


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ проработанным, — это технологические аспекты стимуляции притоков и оптимальных конструкций скважин для разработки баженовской свиты. Поэтому российские добывающие компании идут на создание альянсов с западными компаниями, имеющими технологии разработки сланцевых месторождений. Таким образом, главными слабыми сторонами существующего опыта по баженовской свите являются отсутствие должной полноты фактических данных и узконаправленность основной стратегии изучения, которая была нацелена только на

Findlay’s discovery lay in the fact that a few miles from Sidney, Montana, in the Bakken formation, he found a layer of dolomite between two layers of shale (Fig. 1). He later discovered in other areas grained sandstone with a high content of carbonate material [36]. In both cases, these rocks had reservoir properties that were insufficient for development. It is well known that dolomite and sandstone that include voids are good for oil reservoirs. Findlays theory was very simple: if you drill a well in dolomite and create a system of fractures in the right direction, it will become a reservoir for oil, which will saturate the surrounding shale source rocks. Findlay was hoping that unlike other methods, this Лоджпол / Lodgepole

A

20˚

Верхний Баккен Upper Bakken

60˚

Средний Баккен Middle Bakken

40˚

Три форкс Three Forks

Сланцы Shale

Доломиты/илистые доломиты Dolomite/Silty Dolomite

Саниш Sanish

B 120˚

Нижний Баккен Lower Bakken

Саниш Sanish

Три форкс Three Forks

Сланцеватый известняк/Известковые сланцы Shaley Limestone/Limey Shale

Пески Sand

Рис. 1. Схематичное разрез формации Баккен по данным [35]: 1 – битуминозные глины; 2 – доломит, алевритистый доломит; 3 – глинистый доломит; 4 – песчаник Fig. 1. A schematic section of the Bakken formation according to the data [35]: 1 – bituminous shales; 2 – dolomite, silty dolomite; 3 – argillaceous dolomite; 4 – sandstone разработку дистанционных методов поиска высокопродуктивных зон, при этом вопросы технологий извлечения нефти в низкопроницаемых зонах не были достаточно проработаны. В этом смысле наиболее ценным является опыт разработки формации Баккен в США.

approach would make oil production from the huge Bakken formation profitable. To try this theory, Findlay needed a sponsor who had money and experience of horizontal well hydraulic fracturing. His dream came true when Halliburton decided to check out his theory. [31]

«Взлом кода Баккена» в США Датой зарождения сланцевой энергетики в Северной Америке можно считать 1821 г., когда вблизи г. Фредония (штат Нью-Йорк) местным оружейником Вильямом Хартом была пробурена первая скважина для добычи газа из сланцевой формации Данкирк верхнего девона. Эта скважина имела глубину 70 футов (21,3 м) и диаметр 1,5 дюйма [30]. В 1859 году Эдвин Драйк пробурил свою первую скважину и доказал, что нефть возможно производить в больших объемах, поэтому интерес к сланцевому газу пропал вплоть до 1970-х годов.

In 1998, Halliburton invested in several programs to drill the Bakken, which started in early 2000. The first well, which was named in Halliburton as the “Burning Tree State” was expected to have a vertical bore of 10,000 feet (3048 m) and a horizontal bore of 3,000 feet (914.4 m). Because of drilling problems the well was drilled to a depth of 12,000 feet (3657.6 m), but this did not prevent the hydraulic frac program and completion of the well from being fully implemented. As a result, the oil production rate exceeded all expectations [31]!

Добыча сланцевой нефти в США стартовала намного позже, после того как компанией «Амерада Петролеум» в 1953 году на формацию Баккен была пробурена первая добывающая скважина. Эта формация получила своё название в честь

32 ROGTEC

The success of Halliburton inspired other companies to actively develop the Bakken. At the same time, the U.S. Geological Survey (USGS) began a study to determine the actual reserves, and how it would affect the production of oil in the United States, which at that time was at a record low. What the USGS found surprised even them and caused a sensation in the national www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL землевладельца Генри Баккена, который владел землей в штате Северная Дакота, где впервые были обнаружены эти отложения. В этом же 1953 году геолог Дж.В. Нордквист формально описал Баккен как богатую углеводородами нефтематеринскую породу, которая благодаря миграции насытила нефтью окружающие коллекторы [31]. Первый промышленный опыт разработки формации Баккен получен компанией «Стандарт Ойл энд Гэс» на месторождении «Антилопа», где нефтеносность этих отложений выявлена скважиной № 1 Вудро Старр в 1953 году. Разработка стартовала в 1955 году и продолжалась вплоть до 1960-х годов. Основными продуктивными горизонтами являлись формации Баккен и Саниш (верхняя часть подстилающих отложений Три форкс). Всего на формацию Баккен было пробурено 44 вертикальных скважины со средним дебитом 200 баррелей (31,8 м3) в сутки, накопленная за время эксплуатации добыча — 11 млн. баррелей (1,7 млн. м3) нефти и 20 миллиардов кубических футов (0,57 млрд. м3) газа [32]. Месторождение разрабатывалось по 40 акровой (~16,2 га) сетке скважин. Достаточно высокая продуктивность обусловлена за счет естественной трещиноватости, обусловленной крутовосходящей структурой [33]. Но в остальном разработка формации Баккен являлась нерентабельной. В 1970-х годах произошло снижение добычи природного газа на обычных месторождениях и правительство США стало интенсивно стимулировать исследовательские проекты по разработке технологий позволяющих нарастить добычу. Это привело к значительному прогрессу

Сланцы Баккена мощностью около 145 футов Bakken Shale approximately 145 ft thick

Водное зеркало Water Table

Верхний Баккен (сланцы) Upper Bakken (Shale) Средний Баккен (песчаники/ доломиты) Middle Bakken (Sandstone/Dolomite) Нижний Баккен (сланцы) Lower Bakken (Shale) Три форкс (пески) Three Forks (Sand)

Протяженность по латерали 5000-10000 футов Lateral length 5000-10000 ft

Скважины пробуренные на глубину около 10,000 футов Wells drilled to depth of approximately 10,000 feet

Кондукторная обсадная колонна Surface Casing

Рис. 2. Схема проводки горизонтальных скважин по данным [36] Fig. 2. The scheme of horizontal wells according to [36] www.rogtecmagazine.com

press for many years. The U.S. Energy Information Administration (EIA) forecast indicated that that U.S. oil companies could expect to harvest a whopping 503 billion barrels of oil (80 billion m3) from the Bakken formation! [31] The well-proven approach to developing Bakken is to penetrate the dolomite/sandstone of Middle Bakken with horizontal wells, have long horizontal wellbores (5000-10000 feet or 1524-3048 m) and then perform multistage hydraulic fracturing in consecutive sections [36] (see Fig. 2.) Basically, it turns out that the productivity of the wells was largely due to where they were drilled. The most successful wells were drilled in areas characterized by natural fracturing [33]. Today, the Bakken is one of the largest continuous hydrocarbon accumulations in the world. The reservoir is characterized by AHFP, so the wells have high initial production rates. Pressure at the Bakken exists because the conversion of organic substances far exceeded its original volume and because its inability to leave the oil source rocks it remains “locked” inside. The availability in the Bakken of low porosity layers of dolomite and sandstone susceptible to fracturing, which initially have low permeability and reservoir properties, allows operators to use hydraulic fracturing to create an extensive system of drainage channels. Abnormally high reservoir pressures, combined with the benefit of artificial well intervention of the flows, allows each drilled well to produce from 600K to 700K barrels (95.4-111.3 km3) of oil during its lifetime [31]. Oil production in North Dakota started to grow in 2008, and reached 150K barrels (23.8 km3) per day. In 2012, North Dakota had already started producing 768K barrels (122.1 km 3) of oil per day from more than 3,000 operating wells. Production growth totalled 412% in just four years [31]. If this is not a boom, then what is it?! Thus, the main lesson to be learned from the experience of the development of the Bakken shale formation in the United States can be summarized as follows. Despite its name, the “shale oil” is not produced from shale, but from layers of dolomite and sandstone, deposited within the shale formation. Initially, these rocks have low reservoir quality, but hydraulic fracturing creates an additional fractured system, which results in the interlayers of dolomites and sandstones becoming sufficiently permeable for oil recovery. The development of these beds using horizontal wells can significantly increase the extent of fluid movement. In part 2 of this article, in the next issue of ROGTEC, we will look at the search for the “Middle Bakken” at the Bazhenov formation.

ROGTEC 33


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ в областях направленного и горизонтального бурения, сейсморазведки, а также в технологиях массивного гидроразрыва пластов (ГРП). В 19802000 гг. для отработки эффективности новых технологий федеральное правительство США ввело налоговые льготы для 29 нетрадиционных месторождений, что вызвало новую волну интереса к сланцевой энергетике [34].

Финдли надеялся, что в отличие от других методов, этот подход сделает добычу нефти из огромной формации Баккен рентабельной. Для проверки своей теории Финдли нуждался в спонсоре, у которого были деньги и опыт проведения ГРП в горизонтальных скважинах. Мечта Финдли осуществилась когда компания «Халлибертон» решился проверить его теорию [31].

Первая горизонтальная скважина на формацию Баккен была пробурена 1987 году компанией «Меридиан Ойл». Скважина №33-11 MOI изначально была пробурена вертикальной, в ней был отобран керн, сделан каротаж и проведено испытание. Выполненные исследования показали, что скважина оказалась низкопродуктивной. Тогда было принято решение о бурении горизонтального ствола. Горизонтальный ствол длиной 2603 фута (793,4 м) был проведен в верхней части формации мощностью 8 футов (2,4 м). Скважина была освоена 25 сентября 1987 года с дебитами 258 баррелей нефти (41 м 3) в сутки и 299 тыс. кубических футов (8,5 тыс. м 3) газа. Всего за время разработки эта скважина добыла 357671 баррель нефти (56,9 тыс. м 3) и 6381 баррелей воды (1,01 тыс. м 3) [31].

В 1998 году компания «Халлибертон» инвестировала в несколько программ бурения Баккена, которые стартовали в начале 2000 года. Первая скважина,

В 1990-е в связи с падением цен на нефть большинство компаний вынуждены были отказаться от экспериментов с добычей нефти из сланцевых пород. Но нашелся геолог-энтузиаст, который не собирался сдаваться. Его имя — Дик Финдли, и он известен как «отец» Баккена. Именно ему приписывается «взлом кода Баккена» в 1996 году, который привел к развитию месторождениягиганта Эльм Коули в восточной Монтане, сейчас известного как «Спящий гигант». Открытие Финдли было настолько значимым, что в 2006 году, спустя 10 лет с момента открытия, ему было присвоено звание «Первооткрыватель года» [31]. Открытие Финдли состояло в следующем. В нескольких милях от Сиднея (штат Монтана) в формации Баккен он обнаружил слой доломита между двумя слоями сланцев (рис.1). Позже в других районах был обнаружен тонкозернистый песчаник с высоким содержанием карбонатного материала [36]. В обоих случаях эти породы обладали недостаточными для разработки фильтрационно-емкостными свойствами. Общеизвестно, что доломит и песчаник при наличии пустот являются хорошими коллекторами для нефти. Теория Финдли была предельно проста: если в доломит пробурить скважину и создать систему трещин в правильном направлении, то он станет резервуаром для нефти, который будут питать окружающие его нефтематеринские сланцы.

34 ROGTEC

которую в «Халлибертон» окрестили Burning Tree State, должна была иметь вертикальный ствол в 10000 футов (3048 м) и 3000 футов (914,4 м) горизонтальной ствола. Из-за проблем бурения скважина была пробурена только до глубины 1200 футов (3657,6 м), но это не помешало выполнить программу стимуляции и освоения до конца. В итоге добыча нефти превысила самые смелые мечты [31]! Успех компании «Халлибертон», вдохновил другие компании на активную разработку Баккена. В тоже время геологическая служба США (USGS) начала исследование с целью определить, насколько www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL велик неожиданно открывшийся нефтяной резерв, и как он повлияет на производство нефти в США, которое в то время было на рекордно низком уровне. То, что обнаружили в USGS привело их в крайнее удивление и стало сенсацией в национальных газетах на долгие годы. После этого Управление энергетической информации США (EIA) сделала прогноз, из которого следовало, что американские нефтяные компании могут рассчитывать на урожай с Баккена в колоссальные 503 млрд. баррелей нефти (80 млрд. м3) [31]! Зарекомендовавший себя подход к разработке

непрерывных скоплений углеводородов в мире. Это пластовый резервуар, который характеризуется аномально высоким пластовым давлением, поэтому скважины имеют высокие начальные дебиты. Избыточное давление в Баккене вызвано тем, что объем нефти, образовавшейся в результате преобразования органического вещества, превышает его исходный объем. Изза невозможности покинуть нефтематеринскую толщу нефть осталась в ней «запертой». Наличие внутри Баккена прослоев низкопористых, но склонных к образованию трещин доломитов и песчаников, которые изначально обладают низкими фильтрационно-емкостными свойствами, позволяет с помощью гидроразрывов создать разветвленную систему фильтрационных каналов. Аномально высокое пластовое давление в сочетании с достижениями в области искусственной стимуляции притоков, позволяют каждой пробуренной скважине в течение своей жизни производить 600-700 тыс. баррелей (95,4-111,3 тыс. м3) нефти [31]. Добыча нефти в Северной Дакоте начала расти в 2008 году, когда достигла уровня в 150 тыс. баррелей (23,8 тыс. м3) в сутки. В 2012 году Северная Дакота уже добывала 768 тыс. баррелей (122,1 тыс. м3) в день из более чем 3000 работающих скважин. Таким образом, прирост добычи составил 412% всего за четыре года [31]. Если это не бум, тогда что это?

Баккена состоит в том, чтобы вскрывать слой среднего Баккена горизонтальными скважинами с длиной горизонтального ствола 5000-10000 футов (1524-3048 м), а затем последовательными секциями выполнять ГРП [36] (см. рис. 2). Как оказалось, при этом продуктивность скважины во многом определяется местом её заложения. Наиболее успешные скважины были пробурены в зонах, характеризующихся естественным напряженным состоянием, обусловленным наличием локальной складчатости [33]. Сегодня Баккен считается одним из крупнейших www.rogtecmagazine.com

Таким образом, главный урок, который можно извлечь из опыта разработки сланцевой формации Баккен в США, можно сформулировать следующим образом. Несмотря на свое название, «сланцевая нефть» добывается не из сланцев, а из прослоев доломита и песчаника, находящихся внутри сланцевой формации. Изначально эти породы обладают низкими коллекторскими свойствами, но благодаря ГРП в них создается дополнительная система трещин, в результате которой прослои доломитов и песчаников приобретают достаточную для извлечения нефти проницаемость. Разработка этих включений с помощью горизонтальных стволов позволяет значительно увеличить радиус дренирования. Во второй части статьи мы рассматриваем поиски «среднего баккена» в Баженовских породах.

ROGTEC 35


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Список литературы

Reference Literature

1. Тимакова Наталья, RusEnergy. Льготный метод. // «Коммерсант», Приложение «Нефть и газ». №110 (4895), 20.06.2012. www.kommersant.ru/doc/1961946 2. Нестеров И.И. Интервью заслуженного геолога РФ И.И. Нестрова журналу «Промышленность и экология Севера». http://promecosever.ru/jurnal/ neftegazovaya-dolina/pervootkryvatel.html 3. Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири». Тюмень, СибНИИНП, 1985 4. Полоус Мария. Режим влечения. // «Коммерсант», Приложение «Нефть и газ». №220 (5005), 21.11.2012. http://www.kommersant.ru/ doc/2064484 5. По материалам официального сайта компании «Газпром нефть» www.gazprom-neft.ru, «Газпром нефть» завершила испытание скважины для исследования запасов сланцевой нефти Красноленинского месторождения 6. По материалам официального сайта компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» www. salympetroleum.ru 7. Интервью руководителя отдела бурения СПД Питера ван Велсенеса журналу «ROGTEC», №33, 2013 8. Алексеев А.Д. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья. // Диссертации на соискание ученой степени кандидата геологоминералогических наук. Москва, 2009 9. Именные месторождения. Аркадий Тян. Редакторсоставитель Л.В. Цареградская. Сургут, ГУП ХМАО «Сургутская типография», 2004, 70 с., 46 илл. 10. Нестеров И.И. Баженовская свита – губка с нефтью. // «Наука и жизнь» №7, 1981 11. Юдин Альберт. Мужество, мысли, смелость и действия. // «Юность» №7, 1979 12. Степанов В.П. и др. Основные итоги и перспективы разработки баженовской свиты Салымского месторождения. // «Геофизика», №4, 2007 13. Сборник научных трудов Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Под.ред. член-кор. АН СССР И.И. Нестерова. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985 14. Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири. // Сборник научных трудов. Москва, ИГиРГИ, 1986 15. Предварительный подсчет запасов нефти и растворенного газа баженовской залежи (горизонт Ю0) участка м-я Большой Салым Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 01.01.1985г. Отв. исполнитель. Нестеров И.И. // Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985 16. Подсчет запасов нефти и растворенного газа в

1. Natalia Timakova, RusEnergy. Preferential method. // «Kommersant», «Oil and Gas» supplement #110 (4895), 20.06.2012. www.kommersant.ru/doc/1961946 2. Interview of the Honored Geologist of Russia Ivan Nesterov. // «Industry and Ecology of the North» Magazine. http://promecosever.ru/jurnal/ neftegazovaya-dolina/pervootkryvatel.html 3. The collection of scientific papers «Specificity of calculation of oil reserves in Bazhenovo deposits of Western Siberia» // Tyumen SibNIINP. 1985 4. Maria Polous, Sediment Mode. // «Kommersant», «Oil and Gas» supplement. #220 (5005), 21.11.2012. www.kommersant.ru/doc/2064484 5. Data from the official site of the company «GazpromNeft» www.gazprom-neft.ru. «Gazprom Neft» completed the testing of wells for studying shale oil deposits on Krasnoleninskoye Field,. 6. Data from the SPD official site of www. salympetroleum.ru 7. ROGTEC Interview: Peter van Welsenes, SPD Well Delivery Manager // ROGTEC Magazine, № 33, 2013 8. A.D. Alekseev. Natural oil reservoirs in the Bazhenov Formation deposits in the west of Ob River Region // Theses for the degree of a candidate of geological-mineralogical sciences. Moscow, 2009 9. Edited and compiled by L. Tsaregradskaya. Registered fields. Arkady Tyan // Surgut, Khanty-Mansi SUE «Surgut Typography», in 2004 - 70 pages and 46 pictures 10. I.I. Nesterov, Bazhenov Formation. Oil-Sponge. // «Science and Life» № 7, 1981 11. Albert Yudin. Courage, thoughts, boldness, and action. // «Youth» magazine № 7, 1979 12. V.P. Stepanov and others. The main results and prospects of the development of the Bazhenov Formation, Salym. // «Geophysics» № 4, April 2007 13. Edited by the Corresponding Member of the USSR Academy of Sciences I.I. Nesterov, Collected papers, The structure and oil and gas bearing capacities of bazhenites, Western Siberia // Tyumen ZapSibNIGNI,1985 14. Problems of oil-bearing capacities of the Bazhenov Formation in Western Siberia. // Collected papers. Moscow, IGiRGI, 1986 15. I.I. Nesterov. Preliminary estimation of the reserves of oil and dissolved gas deposits of the Bazhenov Formation (horizon Yu0) in the Big Salym area of Nefteyugansky District of the Tyumen region, as of 01.01.1985. // Tyumen, ZapSibNIGNI, 1985 16. E.M. Khalimov. The evaluation of oil and dissolved gas reserves in the Bazhenov Formation of the Salym Field (as of 01.01.1985). // VNIIneft-SibNIINP, Moscow, Tyumen, 1986 17. A.Ya.Khavkin. Design and development of oil deposits of the Bazhenov Formation. // VNII n.a. Acad.

36 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


FIELD DEVELOPMENT

NOV ADVERT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 37


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ баженовской свите Салымского месторождения (по состоянию на 01.01.1985г.). Отв. исп. Халимов Э.М. // ВНИИнефть-СибНИИНП, Москва-Тюмень, 1986 17. Хавкин А.Я. Проектирование и разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения. Изд. ВНИИ им. акад. А.П. Крылова, 1992 18. Кузьмин Ю.А., Судат Н.В. (ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана»). Особенности геологического строения, оценки и учета в госбалансе запасов углеводородов в отложениях баженовской свиты месторождений Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. // Вестник недропользователя ХМАО. № 24, 2011 19. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003; объяснительная записка – Новосибирск, 2004 20. Славкин В.С., Алексеев А.Д., Колосков В.Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья. // Нефтяное хозяйство №8, 2007, c. 100-105 21. Зубков М.Ю., Скрылев С.А., Бондаренко П.М. и др. Методы оценки перспектив нефтегазоносностибаженовской и абалакской свит Западной Сибири. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 1999, c. 206-222 22. Зубков М.Ю., Пормейстер Я.А., Бондаренко П.М. Прогноз трещинных коллекторов в отложениях баженовской и абалакской свит на основе результатов тектонофизического моделирования. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Т.1 (Пятая научно-практическая конференция). Ханты-Мансийск, 2002, с. 244-253 23. Алексеев А.Д. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геологоминералогических наук, Москва, 2009 24. Алексеев А.Д., Немова В.Д., Колосков В.Н., Гаврилов С.С. Литологические особенности пород отложений нижнетутлеймской подсвиты Фроловской НГО в связи с особенностями её нефтеносности. // Геология нефти и газа , № 2, 2009 25. Немова В.Д., Колосков В.Н., Гаврилов С.С., Покровский Б.Г. Стадийность и направленность вторичных преобразований пород-коллекторов нижнетутлеймской подсвиты на западе Широтного Приобья. // Геология нефти и газа, №6, 2010, с. 22-28 26. Немова В.Д., Колосков В.Н., Покровский Б.Г.. Процессы формирования карбонатизированных

38 ROGTEC

A.P. Krylov, 1992 18. Y.A. Kuzmin, N.V. Sudat (SE «Shpilman Centre»), Specific features of geological structure, assessment and management in the state balance of hydrocarbons in deposits of the Bazhenov Formation of the KhantyMansiysk Autonomous Okrug-Ugra. // Bulletin of the subsoil user of KhMAO, #24/2011 19. The decision of the 6th Interdepartmental Stratigraphic Conference to consider and approve revised Mesozoic stratigraphic maps of Western Siberia. // Novosibirsk, 2003, Explanatory memorandum, Novosibirsk, 2004 20. V.S. Slavkin, A.D. Alekseev, V.N. Koloskov. Some aspects of the geological structure and prospects of the oil-bearing capacities of the Bazhenov Formation in the west of the Ob River Region. // Oil Industry, #8/2007, pp. 100-105 21. M.Yu. Zubkov, S.A. Skrylev, P.M. Bondarenko and others. Methods of evaluation of the prospects and oil and gas bearing capacities of Bazhenov and Abalak Formations of Western Siberia. // Ways of development the oil and gas potential of KhMAO . Khanty-Mansiysk: 1999, pp. 206-222 22. M. Zubkov, I.A. Pormeyster, P.M. Bondarenko. The forecast of fractured reservoirs in deposits of Bazhenov and Abalak Formations based on the results of tectonic-physical modelling. // Ways of development the oil and gas potential of KhMAO. V.1 (The Fifth Scientific Conference). Khanty-Mansiysk, 2002, pp. 244-253 23. A.D. Alekseev. Natural reservoirs of oil in the sediments of the Bazhenov Formation in the west of the Ob River Region. // Thesis for the degree of a candidate of geological-mineralogical sciences. Moscow, 2009. 24. A.D. Alexeyev, V.D. Nemova, V.N. Koloskov, S.S. Gavrilov. Lithological features of the Nizhnetutleymskaya Sub-Formation deposits of the Frolovskaya Oil and Gas Bearing Region because of its specific features. // Oil and Gas Geology, #2/2009 25. V.D. Nemova, V.N.Koloskov, S.S.Gavrilov, B.G.Pokrovsky. Staging and direction of the secondary transformation of reservoir rocks of the Nizhnetutleymskaya Formation of the Ob River Region. // Oil and Gas Geology, 6, 2010, pp. 22-28 26. V.D. Nemova, V.N.Koloskov, B.G.Pokrovsky. Processes of formation of carbonated reservoirs in the clay-siliceous deposits of the Bazhenov horizon in the west of the Ob River Region. // Exploration and conservation of mineral resources, 12, 2011, pp. 31-35 27. V.D. Nemova. Lithology and reservoir properties of deposits of the the Bazhenov horizon in the Ob River Region / / Thesis for the degree of a candidate of geological-mineralogical sciences. Moscow, 2012 28. From the official site of JSC «Russian Innovation Fuel and Energy Company» («RITEK») www.ritek.ru/ 29. The leader in the production of oil from the Bazhenov Formation is «Surgutneftegaz» / / All news for 11.02.2013. www.rusenergy.com./ru/ www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL коллекторов в глинисто-кремнистых отложениях баженовского горизонта на западе Широтного Приобья. // Разведка и охрана недр, №12, 2011, с. 31-35 27. Немова В.Д. Литология и коллекторские свойства отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва, 2012. 28. По материалам официального сайта компании ОАО «Российская инновационная топливноэнергетическая компания» («РИТЭК»). www.ritek.ru/ 29. Лидером по добыче нефти из баженовской свиты остается «Сургутнефтегаз». // Новостная лента за 11.02.2013. http://rusenergy.com./ru/ 30. По материалам сайта www.dec.ny.gov/ Capturing the Benefits from New York’s Natural Oil and Gas Resource Endowment. http://www.dec.ny.gov/ docs/materials_minerals_pdf/nyserda2.pdf 31. Bakken Oil Formation. По материалам сайта www.energyandcapital.com/resources/bakken-oil-field 32. Bakken Oil revolution. По материалам сайта www.norstraenergy.com/investors/presentations/THEBAKKEN-OIL-REVOLUTION.pdf 33. Sturm Stephen D., Ernest Gomez. Role of Natural Fracturing in Production from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota. // Search and Discovery Article #50199 34. По материалам сайта http://en.wikipedia.org/ wiki/Shale_gas 35. Olesen Neil L. Bakken oil resource play Williston basin (US). Overview and historical perspective. // По материалам сайта www.ogs.ou.edu/MEETINGS/ Presentations/Shales2010/Olesen.pdf 36. LeFever Julie A. Overview of Bakken Stratigraphy and “Mini Mini-Core Core” Workshop. // North Dakota Geological Survey 37. The Bakken Boom An Introduction to North Dakota’s Shale Oil, August 3, 2011 Energy Policy Research Foundation Inc. // По материалам сайта http://eprinc.org/2011/08/the-bakken-boom/ 38. Жук Елена. Бажено-абалакский горизонт. // Oil&Gas Eurasia, №6, 2013. www.oilandgaseurasia. com/digital/2013-06.html 39. Дахнова М.В., Славкин В.С., Колосков В.Н., Назарова Е.С., Алексеев А.Д. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья. // Геология нефти и газа, № 6, 2007 40. Немова В.Д. Условия формирования коллекторов в отложениях баженовского горизонта в районе сочленения Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012, т.7, №2 41. Немова В.Д. Строение отложений баженовской свиты: закономерности и изменчивость. // Oil&Gas Eurasia www.rogtecmagazine.com

30. From this site www.dec.ny.gov Capturing the Benefits from New York’s Natural Oil and Gas Resource Endowment. // www.dec.ny.gov/ docs/materials_minerals_pdf/nyserda2.pdf 31. Bakken Oil Formation. // По материалам сайта www.energyandcapital.com/resources/bakken-oil-field 32. Bakken Oil revolution. //По материалам сайта www.norstraenergy.com/investors/presentations/ THE-BAKKEN-OIL-REVOLUTION.pdf 33. Stephen D. Sturm, Ernest Gomez. Role of Natural Fracturing in Production from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota. // Search and Discovery Article #50199 34. From this site http://en.wikipedia.org/wiki/ Shale_gas 35. Neil L. Olesen. Bakken oil resource play Williston basin (US). Overview and historical perspective. //По материалам сайта www.ogs.ou.edu/MEETINGS/ Presentations/Shales2010/Olesen.pdf 36. Julie A. LeFever Overview of Bakken Stratigraphy and “Mini Mini-Core Core” Workshop. // North Dakota Geological Survey 37. The Bakken Boom An Introduction to North Dakota’s Shale Oil, August 3, 2011 Energy Policy Research Foundation Inc. // From this site http:// eprinc.org/2011/08/the-bakken-boom/ 38. Yelena Zhuk, The Bazhen-Abalak Horizon. // Oil&gas Eurasia, №6 2013. www.oilandgaseurasia. com/digital/2013-06.html 39. M.V. Dakhnova, V.S. Slavkin, V.N.Koloskov, E.S. Nazarova, A.D. Alekseev. Geochemical methods in solving problems associated with the development of oil deposits in the Bazhenov Formation in the west of Ob River Region. // Oil and Gas Geology, #6/2007 40. V.D. Nemova. Reservoir formation conditions in Bazhenov horizon deposits in the area of intersection of the Krasnoleninski uplift and Frolovskaya megadepression. // Oil and Gas Geology. Theory and Practice. 2012, v.7, № 2 41. V.D. Nemova. The structure of deposits of the Bazhenov Formation: logic and variability / / Oil & gas Eurasia 42. I.S. Afanasiev, E.V. Gavrilova, E.M. Birun (JSC «NK» Rosneft «), G.A. Kalmykov, N.S. Balushkina (Moscow Lomonosov State University). The Bazhenov Formation. General overview and unresolved problems. // «Science and Technology Bulletin of OJSC» NK «Rosneft», December 2010 42. Афанасьев И.С., Гаврилова Е.В., Бирун Е.М. (ОАО «НК «Роснефть»), Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. (МГУ им. М.В. Ломоносова). Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы. // «Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»», декабрь 2010

ROGTEC 39


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Опыт разработки нетрадиционных видов углеводородов на месторождениях «Газпром нефти» Developing Unconventional Hydrocarbons at Gazprom Neft Fields Кирилл Стрижнев, руководитель проектного офиса «Трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ)» дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»

O

ценка запасов и ресурсов нетрадиционных углеводородов в мире свидетельствует о значительном потенциале таких проектов для разработки. Пока суммарный объем добычи этих видов углеводородов сегодня в мире составляет порядка 1%, но демонстрирует неуклонный рост и возможность конкурировать с проектами по добычи нефти из традиционных запасов. По расчетам аналитиков, к 2020-2025 годам на долю нефти, полученной из альтернативных источников, будет приходиться порядка 5% мировой нефтедобычи. В России приоритетным направлением разработки нетрадиционных запасов углеводородов является сланцевая нефть. Значительное распространение «доманикоидов» и «баженитов» по площади и в разрезе в пределах основных нефтегазовых пластов, а также обилие в них промышленных притоков свидетельствует о потенциальной возможности организации масштабной добычи этой нефти с применением современных технологий. По некоторым оценкам,

40 ROGTEC

Kirill Strizhnev, Head of «Challenging Reserves» project office for Gazprom Neft’s Directorate of the exploration and resource base development

M

odern global estimates of unconventional hydrocarbon reserves all point to huge development potential. Currently, unconventional oil and gas production only account for about 1% of global output, however the development of unconventional reserves is demonstrating steady growth and the potential to compete with production from traditional reserves. It is estimated that by 2020-2025, unconventional oil and gas production will rise to 5% of global output. In Russia, shale oil is the main focus in terms of unconventional hydrocarbons. Extensive domanicoids found within oil and gas reservoirs at the Bazhenov formation, as well as documented commercial production raise the possibility of large scale production when the latest technology is implemented. Some experts predict that oil production at the Bazhenov suite could hit 15-20 million tonnes by 2020, and 70 million tonnes by 2030. At Gazprom Neft, we currently have a number of shale oil projects underway. In particular, Salym Petroleum www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL перспективы добычи нефти из баженовской свиты в России к 2020 году оцениваются в 15-20 млн т, а к 2030 году – в 70 млн т. «Газпром нефть» реализует несколько проектов по разработке запасов сланцевой нефти. В частности, изучением перспектив добычи этой нефти занимается совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell – работающее на территории Ханты-Мансийского автономного округа Salym Petroleum Development (SPD). Кроме того, «Газпром нефть» самостоятельно оценивает потенциал баженовской и абалакской свит Пальяновской площади Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения. Северо-Восточная часть Пальяновской площади Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения расположена на территории Октябрьского района ХМАО (рис.1). В непосредственной близости находятся разрабатываемые Ем-Еговская, Талинская площади (с запада) и Каменная площадь (с юго-востока) Красноленинского месторождения. Пальяновская площадь введена в промышленную эксплуатацию в 1992 году. Активное разбуривание и освоение участка началось с вводом в разработку викуловской свиты в 1997 году. По состоянию на май 2013 года эксплуатационный фонд месторождения состоял из 79 скважин, в том числе 13 нагнетательных. Добыча осуществляется главным образом с объектов ВК и ЮК.

Development, a joint venture between Gazprom Neft and Shell, operating in the Khanty-Mansi Autonomous Okrug, is looking at the potential of shale oil deposits in the area. Gazprom Neft itself is also looking at the potential of the Bazhen and Abalak suites at Palyanovskaya area of Krasnoleninskoye oil-gas-condensate field. The northeastern part of Palyanovskaya area, which is part of the Krasnoleninskoye OGCF, lies within the territory of the Octyabrskiy district of KMAO (fig.1). The Krasnoleninskoye field’s main producing areas, Yem-Yegovskoye and Talinskoye border the Palyanovskaya area on the west and the Kamennoye area on its south-east. The Palyanovskaya area was commissioned for commercial production in 1992. Active drilling and field development started when the Vikulov suite began to be developed in 1997. As of May 2013, the field has 79 wells, 13 of which are injection wells. The production comes mainly from VK and YuK units. The main pay zones at the Palyanovskaya field are the Vikulov suite formations (VK1, VK2), Bazhenov (Tutleim) suite formations (YuK0-YuK01), Abalak suite formations (YuK1), Tyumen suite formations (YuK2-3, YuK4, YuK6) and other basal layer formations.

Основными продуктивными объектами на Пальяновской площади являются отложения викуловской свиты (ВК1, ВК2), отложения баженовской (тутлеймской) (ЮК0-ЮК01), абалакской (ЮК1), тюменской свиты (ЮК2-3, ЮК4, ЮК6) и базального пласта. Несмотря на значительные суммарные геологические запасы баженовской свиты (около 40 млн т) и полученные многочисленные притоки нефти (признаки сланцевой нефти обнаружены при бурении 25 разведочных и 10 эксплуатационных скважин), освоение этого уникального объекта пока находится на начальной стадии. Причина в том, что коллектора баженовской свиты являются сложно построенными и требуют детального изучения закономерности распространения залежей, а также их строения. Во время интенсивного разбуривания месторождения в 90-х годах отсутствовали надежные методы опробования пласта, интенсификации притока, что в ряде случаев могло привести к отрицательному результату при испытании нефтенасыщенных участков свиты. Кроме этого, отсутствовали апробированные технологии эффективной www.rogtecmagazine.com

Рисунок 1: Обзорная карта района работ Figure 1: Works area overview map Despite the significant total geological reserves of Bazhenov suite (about 40 mln t) and numerous oil inflows (indications of shale oil were found while drilling 25 appraisal and 10 production wells), the development of this unique asset

ROGTEC 41


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Основные литотипы скважины № 153 Черный тонкоотмученный, тонкоплитчатый, рассланцованный аргиллит с шелковистым изломом

Условные обозначения:

Буровато-серый, неизвестковистый тонкослоистый “радиолярит” (кремнистая порода*)

Аргиллит черный, рассланцованный Аргиллит буровато-черный, с послойной пиритизацией

Аргиллит черный до темно-серого, тонкоотмученный, тонкоплитчатый с буровато-серыми послойными радиоляритами (от 5 см до 20 см)

Кероген -карбонатноглинистая порода. В основной карбонатглинистой (реакция на кислоту) массе наблюдаются линзовидные включения карбонатного состава, выполненные колониальными формами организмов

Контакт с PZ

Радиолярит послойный Аргиллит буроватый, крупноплитчатый, с бархатистым изломом. Послойная сильная

Аргиллит тонкоплитчатый с послойными «радиоляритами» Кремнисто-глинистая порода с линзовидными включениями известняка («по радиоляриту») Кероген-карбонатно-глинистая порода Аргиллит кремнистый с неравномерно распределенными прослоями раковинного детрита Сидерит-кремнисто-глинистая порода Алевритистый аргиллит

Кремнисто-глинистая порода темно коричневого цвета с крупными линзовидными включениями известняка (по “радиоляриту”)

Черный аргиллит крупноплитчатый, кремнистый (?) С неравномерно распределенными прослоями раковинного детрита. Наблюдаются гнезда пирита Кварц-биотитовый сланец, белый с волокнисто-пятнистой текстурой, подчеркнутой коричневато-черным цветом. Порода крепкая, твердая, сильно пиритизированная по трещинам

Глинисто-алевритовая порода с глауконитом Породы фундамента - кварцбиотитовый сланец Сидерит-кремнисто-глинистая порода. Сидеритизация как рассеянная, так и локализованная в виде включений и прослоев, к низу слоя сидеритизация уменьшается. Толщина прослоев сидерита первые сантиметры.

Рисунок 2: Литологическая колонка и характеристика литотипов скв. № 153 Пальяновской площади разработки таких залежей. Все это существенно осложняло ввод баженовской свиты в активную эксплуатацию. В 2011 году на Пальяновской площади прошли опытно-методические исследования по изучению и прогнозированию зон развития трещиннокавернозных коллекторов баженовско-абалакского комплекса на основе структурно-деформационного анализа по материалам сейсморазведки 3D. В рамках исследований проведены работы по картированию зон трещинных коллекторов на площади. Была выполнена специализированная обработка полевых сейсморазведочных материалов 3D, на основе структурно-деформационного анализа построена трещинно-блоковая модель в пределах исследуемого участка, зоны трещиноватости классифицированы по режимам активизации и выраженности в динамических параметрах в целевом интервале баженовско-абалакского комплекса. Проанализирована история освоения и промысловые характеристики скважин, вскрывших комплекс. Были выработаны рекомендации по дальнейшему освоению месторождения, включающие в себя проведение ГТМ в уже пробуренных скважинах, составлена схема размещения добывающих скважин.

42 ROGTEC

is still in early stages. The reason for this is because reservoirs at the Bazhenov have a complex structure and require a detailed study of deposit distribution patterns and composition. During the extensive drilling program in the 1990’s, reliable formation testing and well stimulation methods were unavailable, which in a number of cases might have led to negative test when in fact commercial oil was present. In any case, no proven technologies existed at the time to develop reservoirs of this type. All of these were the major obstacles faced when trying to develop the Bazhenov. In 2011, based on structural deformation analysis of 3D seismic data, an experimental study was undertaken to understand and forecast the Bazhenov-Abalak, a system fractured-cavernous reservoir development zones at Palyanovskaya field. As part of the study, the fractured reservoir zones were mapped. Through specialized processing of 3D field seismic data, and based on structural deformation analysis, a fractured-block model for the research area was created. The fracture zones were categorized based on activation and intensity of dynamic parameters within the target interval of Bazhen-Abalak system. Production parameters were analyzed, as was the history of the historical wells. From this, recommendations www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL Полученные результаты позволили выделить в пределах зоны, изученной 3D сейсморазведкой, трещинно-блоковую структуру Пальяновской площади, образованную двумя системами разрывов, представляющих единую генерацию и образующих устойчивые тектонопары. Первая система разрывов имеет субмеридиональное простирание, вторая субширотное. Размеры образованных субширотной и субмеридиональной системами блоков составляют в среднем около 750 метров. Для обеих систем разрывов характерна приуроченность их к приосевым участкам положительных структур, что является индивидуальной особенностью строения месторождений в этой части Красноленинского свода. К разломным узлам в пределах поднятий приурочены локальные максимумы амплитуд поднятий. Опытно-промышленные работы на площади начались осенью 2012 года, когда было расконсервировано пять ранее пробуренных скважин. Затем компания приступила к бурению новой поисково-оценочной скважины № 153, из которой был отобран керн. Сопоставление полученных результатов с имеющимися данными по освоению пласта ЮК01 дает основание утверждать, что на Пальяновском лицензионном участке, так же как и на ранее изученных месторождениях ХМАО, главным фактором, определяющим продуктивность скважин, является трещинно-блоковая структура. Наибольшие начальные дебиты характерны для скважин, расположенных на расстоянии менее 100 метров от осевых зон трещиноватости и разломных узлов. В частности, в скважине № 153 был получен приток нефти, превышающий 80 т/сут. В результате выполненной типизации разреза по керновому материалу в баженовской свите по шести скважинам выявлено низкое содержание радиоляритов. Сумма прослоев радиоляритов составляет порядка 0,4 м от всего отобранного кернового материала по баженовской свите по скважине № 153, а по скважине № 601 – еще меньше. Поэтому связывать прослои радиоляритов и карбонатизированные прослои, которые могут являться потенциальными нефтесодержащими коллекторами, с нефтенасыщенным объемом нет оснований. В качестве объема остается рассматривать трещинную составляющую. Всего в отложениях баженовской свиты (нижней подсвиты) было выделено семь основных литотипов (рис.2). В пределах северо-восточной части Пальяновской площади пласт ЮК0-ЮК01 залегает в интервале абсолютных отметок 2216–2414 м. Пласт www.rogtecmagazine.com

were given for field development in terms of well workover in existing wells, and where production wells should be drilled. The fractured-block structure of the Palyanovskaya field was formed by two fault systems and form stable tectonic pairs. This was identified based on 3D seismic results for the area. The first fault system is submeridianal, the second is sublatitudinal. The size of blocks formed with submeridianal and sublatitudinal systems average about 750 meters. Both fault systems are confined to axial zones, which is an individual characteristic of field structures in this part of the Krasnoleninskiy arch. Local maximum elevation amplitudes are confined to fault centers within elevations. Pilot production at the field started in the fall of 2012, when 5 already drilled wells were reentered. Following this, the company then commenced drilling at appraisal well № 153 and sampled its core. When comparing the results obtained from the core sample with the data for the YuK01 reservoir, the data gives grounds to the claim that the fractured block structure is the determining factor for production capacity of wells at Palyanovskaya field, as well as other earlier explored KMAO fields. The largest production rates are seen in wells located less than 100 from axial fracture zones and fault centers. For example, well № 153 demonstrated oil flow exceeding 80 t/day. Categorization of the core samples in the Bazhenov suite demonstrated low radiolarite content for six wells. The total thickness of radiolarite interlayers was about 0,4 m from all core samples at Bazhenov suite for well № 153, and was even less for well № 601. On this basis, we have no grounds to relate radiolarite, and potentially oil-bearing carbonatized interlayers to the volume of potential oil production. Bearing this in mind, we can consider that the fracture component is the source of potential oil production. A total of seven main lithotypes were identified for Bazhenov suite (lower subsuite) in deposits (fig.2) of the YuK0-YuK01 reservoirs in the north-eastern part of Palyanovskaya field, and are found between 2216 & 2414 m below sea level. The formation represents a compartmentalized reservoir consisting primarily of secondary interstices. Lithologically, the YuK0-YuK01 reservoir primarily consists of argillites with carbonate interlayers. The overall thickness of YuK0-YuK01 reservoir averages 25,7 m; with a maximum thickness of 28,5 m which was recorded for well № 23 in the south-western part of the field. The minimum reservoir thickness is 21 m and is found in well №12338 in the western part of the field. There is a certain pattern to the reservoir thickness which depends on the structural plan.

ROGTEC 43


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Principal Lithotypes for Well № 153 Black argillite finely elutriated, thin layered schistose mudstone with silky fracture Brownish-grey, unlimed, thin-layered “radiolarite” (siliceous rock*)

Black sheeted argillite

Black to dark grey argillite, finely elutriated, thin layered with brownish-grey interlayering radiolarites (5 to 20 cm)

Brownish-black argillite with layered pyritization Layered radiolarite Argillite brownish, thick layered with velvety fracture. Strong laminated pyritization

Kerogen-carbonaceousclay solid. The principal carbonaceous-clay mass (reacts to acid), lenticular carbonate-composed masses, formed by colonial organisms are found.

Key:

Thin layered argillite with layered “radiolarites” Siliceous-clay rock with lenticular inclusions of limestone (along “radiolarite”) Kerogen-carbonaceous-clay rock Siliceous argillite with scattered interlayers of shell detritus

Siderite-siliceous-clay rock Silty argillite

Contact with PZ

Siliceous-clay dark brown rock with large lenticular masses of limestone are found (along “radiolarite”)

Black thick layered argillite, siliceous (?) with scattered interlayers of shelly detritus. Pyrite is founf here. Quartz-biotite shale, white with fibrous-maculose texture, emphasized by brownish-black color. The rock is hard, strong, heavily pyritizied along fractures

Clay-silty rock with glauconite Basement rock – quartz-biotite shale Siderite-siliceous-clayish rock. Sideritization is both scattered and localized as inclusions and interlayers; sideritization is less towards the bottom of the layer. Siderite interlayers are a few cm thick

Figure 2: Lithological column and lithotype characteristic for well № 153 at the Palyanovskaya field представлен расчлененным коллектором, состоящим преимущественно из вторичных пустот. В литологическом отношении пласт ЮК0-ЮК01 имеет преимущественно аргилитовый состав с прослойками карбонатов. Общая толщина пласта ЮК0-ЮК01 в среднем составляет 25,7 м, максимальная толщина равна 28,5 м, зафиксирована в скв. №23Р в юго-западной части участка. Минимальная толщина пласта составляет 21м, отмечена в скв. № 12338 в западной части месторождения. Наблюдается определенная закономерность в изменении толщины пласта в зависимости от структурного плана. По результатам комплексной интерпретации данных геоинформационной системы, эффективная толщина пласта ЮК0-ЮК01 изменяется в пределах от 0,6 м (скв. №463Р) до 9,8 м (скв. №42Р), уменьшаясь в центральной части и увеличиваясь в направлении периферии. Средневзвешенная по площади эффективная толщина пласта ЮК0-ЮК01 составляет 5,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина имеет те же характеристики, что и эффективная. На сегодняшний день для Пальяновской площади применима только одна гипотеза

44 ROGTEC

Based on the results of GIS data interpretation, the net thickness of reservoir YuK0-YuK01 varies from 0,6 m (well № 463P) to 9,8 m (well № 42Р), and decreases in its central part, and increases towards the margins. Then average reservoir thickness is 5.8m, and the net oil pay thickness has the same characteristics as the net reservoir thickness. As of today, only one hypothesis related to distribution of pay zones is applicable, and that is to target clusters of “corridor” fractures. In the model created for Palyanovskoye field (fig.3), the main fluid-bearing fault zones from the pre-Jurassic complex to the Frolov suite run parallel to distribution of sub-Urals force line system. When analyzing the oil follows and production data this concept is confirmed. The next steps in developing this project will include further drilling at the field. We are looking to drill a well in the near future to uncap the center of the intersection between the submeridianal and sublatitudinal striking fracture zones. The well will be located in direct proximity to the north-east striking fracture zone, which based on the data, is promising in terms of potential production. We are planning a second well to uncap the fracture zone intersection, but at lower hypsometric levels, and a third well will be drilled at the intersection of the north east fracture zone, similar to well № 153. www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL

фроловская свита

тутлеймская свита

абалакская свита

тюменская свита

Условные обозначения отложения мелового возраста

нефтенасыщенные отложения

отложения юрского возраста нерасчлененные отложения фундамента доюрского возраста

отложения, представленные темно-серыми глинами аргиллитоподобными, в разной степени битуминозными, иногда углистыми (радомская пачка) зоны разломов, совпадающие с региональными субмеридианальными зонами разгрузки

образования коры выветривания отложения, представленные аргиллитами, в разной степени битуминозные отложения, представленные чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей

тектонические нарушения, выделенные по сейсмическим данным направление миграции УВ

Предположительно разрушенные залежи шеркалинской свиты

зона развития радомской пачки

«коридоры» разломов

зона выклинивания тюменской свиты

предполагаемые пути миграции нефти

Рисунок 3: Концептуальная модель Пальяновского месторождени распространения продуктивных зон – это формирующие кластеры «коридорных» трещин. В построенной концептуальной модели Пальяновского месторождения (рис.3) основные проводящие и флюидосодержащие разломные зоны от доюрского комплекса до фроловской свиты направлены параллельно распространению субуральского пакета силовых линий. Выполненный анализ стартовых дебитов и накопленная добыча подтверждает рассматриваемую концепцию. Следующим шагом в реализации проекта станет продолжение бурения скважин на участке ОПР. Одной скважиной предполагается вскрыть узел пересечения зон трещиноватости широтного и субмеридионального простирания. Скважина будет расположена в непосредственной близости от зоны трещиноватости северо-восточного простирания, с чем связаны предпосылки для ее высокой продуктивности. Другой скважиной предполагается вскрыть узел пересечения зон трещиноватости, но на менее высоких гипсометрических отметках. Третья скважина будет пробурена на узле пересечения зон трещиноватости северо-восточного простирания, как и скважина № 153. При этом участок бурения находится на более низких гипсометрических отметках и содержит среднеюрские отложения. Проведение необходимого комплекса www.rogtecmagazine.com

Drilling layers located at lower hypsometric levels contain pre-Jurassic deposits, and carrying out the relevant research in three new wells will provide data to evaluation reservoir properties and their production data. This will help provide the information needed to overcome challenges that include: » Lack of clear understanding about the reservoir, its lithology and capacity properties, and unknown reserves; » Lack of fracturing indicators as well as information on density and size of fractures; » Lack of reliable data on current operating wells and little understanding of the net pay thickness and filtration; » Steep declines in previously operated wells and therefore no reservoir models for comparison; » Unknown influence of withdrawals to the density of remaining reserves and formation pressures (consequence of points 1 and 2). The key objectives for the next stages of filed development are to drill higher elevations, sidetracking, testing horizontal drilling and multistage fracturing technologies as well as testing chemical and physical well stimulation methods. For some of the wells at the Frolov, Bazhenov and Abalak suites, we plan to carry out core sampling, geophysical research and dynamic well testing. In summary, it is safe to say that development of shale oil at Krasnoleninskoye field is moving in the right direction. Moving forward unconventional field development will help to extend the lifecycle of our conventional fields and indeed the experience we have gained at the Palyanovskaya field will be useful for new projects.

ROGTEC 45


НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Frolov suite

Tutleim suite

Abalak suite

Tyumen suite

Key Cretaceous deposits

Oil-saturated deposits

Jurassic deposits

Deposits represented by dark-grey argillite-like clays, bituminous to various degrees, sometime carbonaceous (Radom unit) Fault zones coinciding with regional submeridianal discharge zones

Unbroken pre-Jurassic basement deposits Weathering crust formations Deposits represented by argillites, bituminous to various degrees Deposits represented by alternations of sandstone, silts, argillites and carbons

Tectonic faulting detected by seismic data HC migration trends

Presumably broken deposits of Sherkalin suite

Radom unit development zone

Fault “corridors”

Tyumen suite pinch-out zone

Proposed oil migration paths

Figure 3 : Palyanovskoye deposit Conceptual model

исследований в трех новых скважинах позволит получить данные для оценки фильтрационноемкостных свойств пласта, а опыт их эксплуатации поможет уточнить информацию по нескольким важным аспектам, таким как:

» отсутствие четкого представления о коллекторе,

его литологии и емкостных свойствах, как следствие – о неопределенности объема запасов;

» отсутствие определений трещиноватости,

информации о плотности и размере трещин;

» низкое число достоверных исследований

работающих скважин, отсутствие информации об эффективной мощности пластов и фильтрационных свойствах;

» резкое падение дебита эксплуатировавшихся

скважин, и как следствие – неприменимость в расчетах модели неограниченного пласта;

углублений скважин с вышележащих горизонтов, зарезка боковых стволов, апробация технологий горизонтального бурения и многостадийного ГРП, а также технологий ОПР по интенсификации работы пласта химическими и физическими методами. На некоторых скважинах планируется проведение расширенного комплекса исследований (отбор керна, ГИС, ГДИС) по группе пластов фроловской, баженовской и абалакской свит. Подводя итоги проделанной работы можно сказать, что проект разработки залежей сланцевой нефти на Красноленинском месторождении развивается в правильном направлении. В будущем эффективная разработка нетрадиционных запасов углеводородов позволит существенно продлить срок эксплуатации традиционных месторождений компании, а полученный на Пальяновской площади опыт будет востребован в рамках новых проектов.

» неизвестная степень влияния отборов на

плотность остаточных запасов и пластовое давление (следствие пунктов 1 и 2). Задачей следующих этапов развития проекта станет оценка возможности проведения

46 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


UNCONVENTIONAL

Marine ingenuity

Get more info with

Offshore Oil & Gas In just two words, marine ingenuity, we express that we are passionate

Dredging

Offshore Wind Projects

dredging and marine contractors with a worldwide innovative approach to meet your challenges. Our people - who manage a versatile fleet - specialise in dredging, marine engineering and offshore projects (oil, gas and wind).

www.vanoord.com

www.rogtecmagazine.com Dredging and Marine Contractors

ROGTEC 47


MWD

Технология за круглым столом: MWD Technology Roundtable: MWD

Виталий Чубриков Baker Hughes Vitaly Chubrikov Baker Hughes

Станислав Тер-Сааков Halliburton Stanislav Ter-Saakov Halliburton

48 ROGTEC

Николай Куценко GE Oil&Gas Nikolay Kutsenko GE Oil&Gas

Очир Джамбинов Phoenix Technology Services Ochir Dzhambinov Phoenix Technology Services

Роман Доронин Halliburton Roman Doronin Halliburton

Рик Бартон Weatherford Rick Barton Weatherford

www.rogtecmagazine.com


MWD Как телеметрические системы для проведения скважинных измерений в процессе бурения (системы MWD) позволяют улучшить эффективность бурения и изученность коллектора? Baker Hughes: Вначале, позвольте вернуться к принятой в отрасли классификации телеметрических систем (MWD) и систем каротажа в процессе бурения (LWD): телеметрические системы обеспечивают данными по инклинометрии (траектории ствола скважины), забойной температуре, давлению, динамическим параметрам бурения и, в некоторых случаях, гамма-каротажу; системы же каротажа в процессе бурения LWD обеспечивают данными по свойствам горных пород и пластовых флюидов, таких как вода, нефть, газ, технически позволяя отказаться от традиционного комплекса ГИС в открытом стволе. При этом системы каротажа в процессе бурения LWD всегда используются в едином комплексе с телеметрической системой MWD для фактического рассчета траектории буримой скважины. Таким образом, телеметрические системы MWD, как отдельный сервис, имеют очень ограниченные возможности для изучения коллектора: гамма каротаж служит для измерения естественной радиоактивности горных пород, позволяя только качественно определять геологию буримого разреза (сланцы-песчанники-карбонаты) и проводить корреляцию с соседними скважинами для уточнения глубин залегания пластов. С точки зрения эффективности бурения, системы MWD обладают гораздо большими возможностями. Развитие технологии идет по четырем основным направлениям: » совершенствование навигационных датчиков и обрабатывающего программного обеспечения для повышения точности проводки ствола скважины » увеличение скорости передачи данных для сокращения времени на измерения при бурении » расширение комплекса регистрируемых и передаваемых данных измерениями динамических параметров бурения и давления внутри- и затрубного пространства для выбора оптимальных режимов бурения, промывки скважин и плотности бурового раствора, сокращая время строительства скважины и снижая риски, связанные с дифференциальными прихватами и гидроразрывами. » повышение надежности скважинного оборудования MWD и сокращение непроизводительного времени, связанного с отказами оборудования. GE Oil&Gas: Телеметрические системы позволяют улучшить эффективность бурения, обеспечивая точное размещение скважин и предоставляя информацию о динамике бурения в реальном времени www.rogtecmagazine.com

How does a MWD system improving drilling efficiencies and formation understanding? Baker Hughes: First of all, let’s go back to industry adopted classification of telemetry systems - MWD (measuring while drilling) and LWD (logging while drilling) systems: MWD systems provide directional survey data (well path), bottom hole temperature, pressure, drilling dynamic parameters and, in some cases, gamma logging; while LWD systems provide data on formation and formation fluids properties such as water, oil and gas – thus technically giving an opportunity to replace traditional openhole geophysical well logging. With that, LWD systems are always used in combination with MWD system for actual well path monitoring of the well drilled. Thus, MWD systems as a separate service have limited capabilities for formations characterization and understanding: gamma logging serves to measure natural radioactivity of the rock, only allowing for qualitative determination of the geology of the drilled section (shales-sandstone-carbonates) and the correlation with offset wells. In terms of the drilling efficiency, MWD systems have much greater capabilities. The technology is developing in four major trends: » improving survey sensor and processing software for increased precise well path placement » increasing data transfer rates to minimize measurement time to shorten survey measurement and transmitting time while drilling » amplification of measured and real-time transmitted data with drilling dynamics parameters and inner tube and annular pressures, for drilling parameters optimization, well cleanout and mud density, minimizing well construction time, decreasing the differential stuck and hydrofracturing risks. » Improving reliability of downhole MWD tools to minimize equipment failures related NPT. GE Oil&Gas: An MWD system can improve the drilling efficiencies by ensuring accurate real-time well placement and providing real-time drilling dynamics information to optimize the drilling parameters and improve ROP or longevity in hole. Real-time formation evaluation from Gamma, resistivity and other LWD measurements allow the operator to adjust the wellpath in real-time to ensure the well remains in the sweet spot in the reservoir. Halliburton: Measurement-while-Drilling (MWD) surveying technology can be used to determine the well path and its position in three-dimensional space as well as to establish true vertical depth, bottom-hole location and orientation of directional drilling systems. A range of measurements of the drillstring, BHA and wellbore properties are available to ensure the drilling is occurring according to plan and to identify conditions that could lead to equipment damage or other non-productive

ROGTEC 49


MWD для оптимизации параметров бурения и улучшения скорости проходки и долговечности скважины. Оперативная информация о состоянии пласта, полученная с помощью замеров гамма-излучения, сопротивления и других телеметрических измерений позволяют оператору регулировать траекторию скважины в реальном времени, чтобы обеспечить размещение скважины в наиболее продуктивной части пласта. Halliburton: Технология измерений во время бурения (MWD) может использоваться для определения траектории скважины в трехмерном пространстве, а также установления истинной глубины по вертикали, расположения забоя и ориентации направляемых буровых систем. Системы позволяют измерять ряд параметров для буровой колонны, КНБК и ствола скважины, что обеспечивает бурение согласно плану и позволяет выявлять обстоятельства, которые могут привести к повреждению оборудования или другие чреватые простоями условия. Измерения в процессе бурения дают возможность своевременных действий по сохранению проектной траектории ствола скважины. Указанные измерения позволяют получать информацию о: » Силах, воздействующих на буровую колонну и КНБК, включая динамические характеристики и вибрацию » Статическое и динамическое давление внутри буровой колонны и в затрубном пространстве » Размеры и форму самого ствола скважины Каротаж во время бурения (LWD), включающий широкий спектр датчиков (система с точным контролем давления PCD, датчик гамма-излучения (PCG, DGR), датчики сопротивления (EWR™, ADR™, AFR™), плотности (ALD™), нейтронные (CTN™), ультразвуковые датчики (XBAT™), позволяют в реальном времени получать данные для направленного бурения горизонтальных скважин и скважин с большими отходами, что обеспечивает эффективное использование дорогостоящего

50 ROGTEC

time events. By delivering these measurements while drilling, action can be taken to ensure proper wellbore positioning is maintained. These measurements provide information on: » The forces acting on the drillstring and BHA including dynamic behavior and vibration » The static and dynamic pressures internally within the drillstring and the annulus » The size and shape of the wellbore itself Logging-while-Drilling (LWD), meaning the wide logging set (PCD, Gamma Ray (PCG, DGR), Resistivity (EWR™, ADR™, AFR™), density (ALD™), neutron (CTN™), sonic (XBAT™) sensors), allows the acquisition of data in real time to help direct high-angle and horizontal drilling and to help ensure efficient use of expensive rig time. Running a downhole tool enables to perform logging in horizontal wells which is not possible with wireline. Logging in realtime also enables to steer the wellbore in the sweet spot of the reservoir. Phoenix Technology Services Russia: First a few words about what an MWD system is. The main aim of a MWD system is to determine directional survey data (zenith angle and magnetic azimuth values) in real time during drilling and transfer this data to the surface with the purpose of identifying the spatial location of the well path. With that, directional survey data is often supplemented with drilling parameters, BH temperature and gamma logging data. Gamma logging enables operators to measure the natural radioactivity of rock, separating the geological section into clay and non-clay constituents, which works especially well for the terrigenous sections of Western Siberia as well as in other conditions. When various LWD systems are used for more detailed reservoir research, MWD systems, amongst other things, acts as a connecting link by sending data to the surface. Today, the use of MWD systems has become an integral part of drilling deviated and horizontal wells. It is nearly impossible to meet the objectives the geologists set to the drilling crews – following the designed well path and hitting geological targets www.rogtecmagazine.com


MWD

Превратите интервалы осложнений в продуктивные зоны.

© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 38128 07/2013

Сервис бурения управляемым хвостовиком SureTrak позволяет пробурить, оценить пласты и установить хвостовик за один рейс. Сокращает время простоя, риски и высокие затраты на бурение и заканчивание сложных скважин с одновременным набором угла и разворотом по азимуту путем установки хвостовика в процессе бурения. Сочетая роторную управляемую систему компании «Бейкер Хьюз» AutoTrak™ c модульными технологиями ГИС в процессе бурения и забойной телеметрии, сервис SureTrak™ дает возможность получить данные, необходимые для принятия решений, имеющих критическое значение, в режиме реального времени, в процессе разбуривания сланцевых или истощенных коллекторов.

глубина

По сравнению с традиционными методами сервис SureTrak сокращает НПВ в процессе бурения и заканчивания в интервалах осложнений.

время традиционные методыl

SureTrak

www.bakerhughes.com/suretrak

Сервис компании «Бейкер Хьюз» SureTrak™ дает возможность бурить, оценивать и устанавливать хвостовик на проектной глубине забоя за один рейс, превращая ваши интервалы осложнений в продуктивные зоны. Advancing Reservoir Performance

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 51


MWD времени работы буровой. Использование забойной КНБК позволяет проводить каротаж в горизонтальных скважинах, что не возможно при использовании кабеля. А каротаж в режиме реально времени, в свою очередь позволяет давать своевременные корректировки для расположения ствола скважины в пласте с оптимальными ФЭС. Phoenix Technology Services Russia: Что такое телеметрическая система для проведения скважинных измерений в процессе бурения – система MWD. Основное предназначение телеметрической системы MWD заключается в определении и передаче в режиме реального времени во время бурения на поверхность данных инклинометрии (зенитного угла и магнитного азимута) для определения пространственного положения (траектории) скважины. При этом данные инклинометрии очень часто дополняются информацией о параметрах бурения, температуре на забое и гамма-каротажом. Гамма-каротаж позволяет измерять естественную радиоактивность горной породы, разделяя геологический разрез на глинистую и не-глинистую составляющие, что хорошо работает особенно в условиях терригенного разреза Западной Сибири и не только. В случае применения, для более детального изучения свойств коллектора, различных систем каротажа во время бурения LWD телеметрическая система MWD, кроме прочего, выполняет роль связующего звена – передает данные на поверхность. На сегодняшний день телеметрические системы MWD стали абсолютной неотъемлемой частью при бурении наклонных и горизонтальных скважин. Без применения телеметрических систем практически невозможно решать задачи, которые перед буровиками ставят геологи – выполнение необходимых траекторий скважин и попадание в геологические цели. С точки зрения применения телеметрических систем MWD для повышения эффективности бурения, то цель здесь проста – бурение скважины без отклонений от плановой траектории и без непроизводительного времени из-за отказов оборудования. Для компании Phoenix Technology Services это является главной целью. Основной и единственный бизнес для Phoenix Technology Services – это телеметрическое и инженерное сопровождение наклонно-направленного бурения. Weatherford: В качестве примера приведу передовые датчики вибрации TVM2 компании Weatherford, которые позволяют осуществлять мониторинг движения буровой колонны для предотвращения вибраций, завихрений и скачков долота на забое. А применение системы Comanche позволяет осуществлять оперативный анализ крутящего момента, контролировать нагрузку на долото

52 ROGTEC

without using MWD systems. As for using MWD to increase drilling efficiency, the purpose here is simple: drilling a well without deviations from the planned well path and without NPTs due to equipment failures. And for Phoenix Technology Services, this is the main goal. The main and only business for Phoenix Technology Services is telemetry and engineering support for directional drilling. Weatherford: Using Weatherford’s Industry leading TVM2 vibration sensors enables real time monitoring of drill string vibration, enabling mitigation of harmful vibration, whirl and bit bounce. Use of the Comanche system provides real time analysis of torque, WOB and RPM parameters along with the survey information to update models of torque and drag and BHA behaviour analysis enabling optimum drilling parameters to be set which will increase the reliability of all downhole components. New levels of formation understanding are found using Weatherford’s latest suite of LWD technology. Tools such as the ShockWaveTM sonic, PressureWaveTM formation pressure tester and SineWaveTM microresistivity imager give unparalleled levels of information to the end user including direct pore pressure measurement, detection of fractures and thin laminations, indications of rock strength and formation brittleness along with porosity measurements. As Russia increases the amount of horizontal wells drilled, is there an increased use of MWD utilization across the region, www.rogtecmagazine.com


MWD и частоту вращения, получать информацию для моделирования скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну и контролировать поведение КНБК – все это позволяет задать оптимальные параметры бурения для повышения надежности работы всей забойной компоновки и каждого из ее компонентов. Новые высококачественные данные о пласте можно получить, используя передовой комплекс каротажных приборов LWD компании Weatherford. Такие инструменты, как прибор акустического каротажа ShockWaveTM, испытатель пластов PressureWaveTM и имиджер микрокаротажа SineWaveTM предоставляют заказчику разноплановую информацию: данные о поровом давлении, информацию о выявленных трещинах и наслоениях, показатели прочности породы и пористости пласта, а также проницаемость. Все больше горизонтальных скважин бурится в России: наблюдается ли рост использования систем MWD в регионе и каким вам видится рост этого сектора отрасли в ближайшие годы? Baker Hughes: Полностью согласен с вашим утверждением – объемы горизонтального бурения в России неуклонно возрастают год от года. При этом горизонтальное бурение используется как инструмент поддержания добычи как на зрелых месторождениях,

and how do you see growth in this sector over the coming years? Baker Hughes: I completely agree with your statement: horizontal drilling activities are steadily growing year on year in Russia. Interesting fact is that horizontal drilling technology is utilized for both brownfields to maintain production, and for greenfields development. The reason is obvious: operational expenditures to drill a horizontal well are not that much different from drilling a vertical or directional well, but the horizontal well provides much greater drainage area and thus, higher flow rates. Moreover, horizontal drilling is used extensively for offshore fields’ development, allowing wider drilling area coverage from just one or few offshore platforms. Given the benefits of horizontal drilling, we believe that horizontal drilling activities and MWD application, combined with LWD systems, will continue to grow in the years to come. GE Oil&Gas: As operators increase the amount of horizontal wells being drilled so does the dependence on a highly efficient and accurate MWD systems to accurately place these wells with minimal NPT. The steep production decline curves associated with many unconventional developments require a continuous drilling program to replace production. Halliburton: The increase in horizontal well activity has

GE Oil & Gas

Extreme Conditions. Expert Navigation Required. More options and lower risks with GE’s MWD and LWD Systems. When you run GE’s MWD/LWD Systems, your company not only bids on more profitable jobs, but also minimizes operational risks. GE’s MWD and LWD Systems are designed to withstand extreme environments while providing accurate, reliable measurements. They also feature multiple options to address a wide variety of drilling conditions. Add our purchase business model and GE’s commitment to R&D, and your profit picture gets even brighter. To find out how GE Oil & Gas can help you offer innovative oilfield services today, please visit our website at www.ge-energy.com/oilfield.

Innovation Now: You and GE Oil & Gas.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53


MWD так и при разработке новых. Причина очевидна – при сравнительно близких удельных затратах на бурение вертикальной или наклонно-направленной скважины, горизонтальная скважина обеспечивает гораздо большую зону дренирования и, соответственно, большие дебиты. Кроме того, горизонтальное бурение широко применяется при разработке морских месторождений, позволяя разбуривание большей площади с одной или всего нескольких морских платформ. Исходя из преимуществ горизонтального бурения, мы считаем, что в ближайшие годы объемы горизонтального бурения с применением телеметрических систем MWD в комплексе с системами каротажа LWD будут только расти. GE Oil&Gas: С увеличением строительства операторами горизонтальных скважин, все большую значимость получают точные и высокоэффективные телеметрические системы, позволяющие размещать такие скважины с минимальными простоями. Наблюдаемый на многих нетрадиционных месторождениях резкий спад производства говорит о необходимости применения постоянной программы бурения для восстановления добычи.

Phoenix Technology Services Russia: As I already mentioned, using MWD systems is a necessary condition for drilling horizontal wells. Accordingly, as the number of such wells increases, the corresponding growth in MWD systems usage is inevitable.

Weatherford: Growth in the sector will likely be consistent over the coming years but the utilization of LWD services will Сборка КНБК с Мультипольным аккустическим increase at a greater rate than датчиком XBAT MWD as more extended reach Pick UP BHA on the rotary table (XBAT Azimuthal production wells will be drilled Ultrasonic Service) along with an increase in the Фото предоставлено компанией Halliburton proportion of exploration wells Photo courtesy of Halliburton in more remote locations. This will mean that more real time information while drilling is required due to the complexities and added cost of running wireline in these situations. This tied in with the potential growth of unconventional developments will increase the demand for more LWD systems in the region.

Halliburton: Рост активности в сфере бурения горизонтальных скважин стал причиной растущего спроса на услуги каротажа в реальном времени. По мере того, как объектами бурения становятся пласты все меньшей мощности, возникает необходимость более точного расположения ствола для обеспечения максимальной продуктивности скважин. Кроме того, сложности проведения каротажа c применением кабеля на горизонтальных окончаниях скважин, нежелание местных операторов использовать методы каротажа на трубах и возможность осуществления геонавигации, так же приведет к росту использования M\LWD систем. Phoenix Technology Services Russia: Как я уже сказал, использование телеметрических систем MWD обязательное условие при бурении горизонтальных скважин. Соответственно, при увеличении объема бурения таких скважин неизбежен аналогичный рост применения телеметрических систем MWD.

54 ROGTEC

resulted in a corresponding increase in demand for real-time logging. The targeting of thinner reservoirs drives the need for more precise wellbore placement to ensure maximum reservoir exposure. Additionally, the challenges of wireline logging in horizontal sections and the reluctance of local operators to use pipe-conveyed logging methods will increase the utilization of MWD.

When should an operator look to deploy an MWD tool? Baker Hughes: The principal objective of MWD systems is to drill a well path along with the planned trajectory to hit predetermined geological targets. In order to achieve this objective, operator shall select fit-for-purpose tools, based on equipment specifications, and then application within operational specifications and limitations. GE Oil&Gas: An operator should consider the deploying of an MWD tool when the need to deviate away of vertical or when the deviation exceeds five degrees from vertical. Also, when the need to use gamma ray measurements to assist in the geological search for the formations being drilled is required. Certain areas have regulatory demands that operators provide gamma ray logs to the governing body. Halliburton: MWD offers advantages in highly deviated wells where wireline logging is difficult and timewww.rogtecmagazine.com


MWD Weatherford: В последнее время мы наблюдаем устойчивый рост в этом направлении, однако значительно чаще наши заказчики применяют услуги каротажа в процессе бурения LWD, а не проведение измерений MWD. Это обусловлено ростом количества пробуренных наклонно-направленных скважин относительно числа разведочных скважин в отдаленных регионах. А это, в свою очередь, означает, что все более востребованной становится информация, получаемая непосредственно в процессе бурения, из-за сложности доставки и дополнительных расходов на осуществление спуска каротажных приборов на кабеле. Кроме того, интерес к разработке месторождений с нетрадиционными ресурсами, несомненно, позитивно повлияет на увеличение регионального спроса на каротажные системы LWD. Когда оператору стоит воспользоваться телеметрическим MWD инструментом? Baker Hughes: Основная задача телеметрических систем – проводка ствола скважины по заданной траектории и попадание в обусловленные геологические цели. Для выполнения данных задач требуется правильный выбор оборудования, исходя из его спецификаций, и строгое соблюдение условий эксплуатации.

www.rogtecmagazine.com

consuming; or in high-cost environments (such as deep water), where the use of MWD/LWD can save considerable time and cost, relative to running wireline. Phoenix Technology Services Russia: MWD systems are a must for drilling any deviated or horizontal wells. The type of MWD system to be used has to be selected at the stage of planning the drilling operations dependant on performance specifications and equipment limitations, geological section and the objectives at hand. Weatherford: When the Wellplan necessitates deviation in a particular direction to target or avoid particular formations or stay within a lease boundary. It is also necessary to include MWD when there is a high risk of unintentional sidetracking in unconsolidated formations. With a large range of MWD tools available, how does an operator ensure they are selecting the correct tool? Baker Hughes: In most cases Key Performance Indicators and statistical data are recorded and analyzed during drilling operations, so the operators clearly understand distinguishing features, advantages and disadvantages of equipment provided by different service companies. Ultimately, apart from design and specifications of the MWD system itself, the operations efficiency of greatly depends on qualification of service

ROGTEC 55


MWD GE Oil&Gas: Оператору следует рассмотреть использование телеметрического MWD инструмента при необходимости отхода от вертикали, либо при отклонении скважины от вертикали более чем на 5 градусов. Также телеметрические системы используются, когда для уточнения геологических параметров в процессе поиска продуктивных пластов необходимо использовать гамма-каротаж. В некоторых регионах, предоставления оператором гамма-каротажных диаграмм требуют регулирующие органы. Halliburton: Системы MWD дают преимущества в скважинах с большими отходами, где каротаж на кабеле затруднен и отнимает много времени, а также при работе в дорогостоящих средах (таких как глубоководные скважины), где использование MWD/ LWD позволяет экономить значительное время и средства по сравнению с операциями на кабеле. Phoenix Technology Services Russia: Телеметрические системы MWD обязательны при бурении любых наклонных и горизонтальных скважин. Тип телеметрической системы MWD необходимо выбирать уже на стадии планирования бурения, в зависимости от эксплуатационных характеристик и ограничений оборудования, геологического разреза и поставленных задач. Weatherford: MWD будет востребован, если план строительства скважины требует отклонения в определенном направлении с целью достижения проектной глубины или для того, чтобы предотвратить проходку через специфические пласты/пропластки, а также в случае необходимости остаться в границах лицензионного участка. Кроме того, MWD инструменты востребованы там, где высок риск бурения незапланированных боковых стволов в рыхлых пластах. При широком спектре доступных на рынке MWD систем, как оператору не ошибиться с выбором? Baker Hughes: В процессе работы, ведется сбор

56 ROGTEC

company’s field personnel and the level of service in repair and maintenance centers; thus I would recommend that selecting MWD system, the operators should also assess the qualification of the service company personnel, budget spend on personnel training and development, repair and maintenance bases capabilities, availability of Quality Control Systems in place and rigorous following policies and procedures. GE Oil&Gas: When an operator is making the decision to purchase MWD tools a number of factors and operational requirements should be considered. The operator will need to understand the expected operating conditions where the equipment will be deployed and ensure equipment is specified to meet those requirements.

Фото предоставлено компанией Baker Hughes Photo courtesy of Baker Hughes

Critical parameters that impact the choice of MWD equipment include: Maximum temperature & pressure; Drilling fluid properties; Planned well trajectories & hole sizes; Drilling hazards such as loss circulation zones; H2S concentration and geological resistivity profile. These questions will aide in making the correct decision between Mud Pulse MWD and Electromagnetic MWD telemetry and to determine whether a retrievable or fixed mount MWD system is best suited to the application. Compatibility with other BHA components such as Rotary Steerable Systems and capability to expand the MWD platform to provide additional LWD measurements should also be considered before selecting an MWD system. Halliburton: Approximately one third of the hard-to-recover reserves are in the carbonate reservoirs. Sonic tools like Halliburton’s new XBAT Azimuthal Sonic and Ultrasonic www.rogtecmagazine.com


MWD и анализ статистических данных по ключевым параметрам эффективности, так что операторы имеют очень четкое представление об отличиях, преимуществах и недостатках оборудования различных сервисных компаний. В конечном итоге, кроме конструкции и спецификаций самой системы MWD, на эффективность работы в огромной степени влияет квалификация линейного персонала сервисной компании и уровень обслуживания оборудования в ремонтных и сервисных центрах – так что, я бы рекомендовал операторам при выборе телеметрической системы так же оценивать профессиональную подготовленность персонала, затраты на обучение и повышение квалификации сотрудников, оснащение ремонтной базы, наличие системы контроля качества обслуживания, строгое следование процедурам и политикам сервисной компании. GE Oil&Gas: Принимая решение о покупке телеметрических MWD систем, оператору необходимо учитывать ряд факторов и эксплуатационных требований. Оператору необходимо понимать ожидаемые условия эксплуатации и выбирать оборудование, отвечающее соответствующим требованиям.

services and the AFR (Azimuthal Focused Resistivity Sensor) are recommended. Formations with complex geology and high lateral and vertical variability can benefit from the use of near-bit gamma inclination (GABI™) sensors. It is critical that the engineer work closely with the customer to ensure the correct sensors are selected to deliver the most efficient and effective solution. Phoenix Technology Services Russia: First of all, it should be a reliable system that allows the operator to meet the established objectives: precise measurements and reliable data transfer to surface. Such as, for example, Phoenix Technology Services’ P-360 MWD system – simple and reliable, with a guaranteed run time of at least 350 hours. At the same time, apart from downhole equipment properties, level and quality of services for directional drilling provided by one or another company, have to be assessed. The level and quality of service is largely determined by the company’s approach to business organization and production on the whole. This includes personnel qualifications, quality equipment maintenance, resource base availability and many other things.

Критические параметры, которые имеют значение при выборе телеметрического оборудования: максимальная температура и давление; характеристики бурового раствора; планируемые траектории скважин и их размеры; возможные осложнения при бурении, такие как зоны поглощения промывочной жидкости; концентрация H2S и геологический профиль удельных сопротивлений. Рассмотрение этих факторов позволит выбрать правильный для конкретной области применения тип телеметрического оборудования – с гидроимпульсным или электромагнитным каналом связи, фиксированной установки или извлекаемого типа. При выборе телеметрической системы также следует рассмотреть ее совместимость с прочими компонентами КНБК, такими как Роторные Управляемые Системы и возможность компоновки забойной части телеметрической системы дополнительным КВБ оборудованием.

Weatherford: Open discussion with service providers about the project will enable those providers to select the optimum suite of tools. After this, a decision needs to be made on what quantity of information is required and whether the addition of more LWD is necessary and cost effective. What sensors do you need to stay in the formation you want and avoid those you do not? What sensors will give you the information you need to complete the well and meet/exceed the objectives? What is the potential gain from extra information? What is the potential risk if you do not take a pressure measurement in the overburden? These are all questions which must be asked and answered by the operator with the technical assistance offered by the service company.

Halliburton: Примерно треть трудноизвлекаемых запасов относятся к карбонатным коллекторам. Рекомендуется использовать приборы акустического каротажа, такие как новая услуга XBAT по проведению азимутального акустического и ультразвукового каротажа и азимутальные датчики для фокусированного измерения сопротивления AFR.

Baker Hughes: Certainly there are limitations: any equipment has its specifications, operational application restrictions and specific requirements for drilling rig equipment. The drilling conditions for most Russian oil and gas fields are rather adequate for standard MWD equipment, however there are fields featuring high temperatures and high pressures, and aggressive environments: such conditions require application of special MWD equipment. Besides, in recent years we see increase in ERD (Extended Reach Drilling) wells

Для сложных в геологическом отношении пластов с сильной латеральной и вертикальной изменчивостью www.rogtecmagazine.com

Some of the most demanding oilfields on earth are found in Russia – are there any limitations to deploying MWD and to the environments in which they are able to operate?

ROGTEC 57


MWD будет полезно использовать прибор для гаммакаротажа около долота и инклинометр (GABI™). Очень важно, чтобы сервисный инженер тесно работал с заказчиком для обеспечения правильного выбора сенсоров, что поможет принять самое действенное и эффективное решение. Phoenix Technology Services Russia: Прежде всего, это должна быть проверенная система, обеспечивающая качественное решение поставленных задач: точные измерения и надежную передачу данных на поверхность. Например, как телесистема MWD “P-360” компании Phoenix Technology Services – простая и надежная, с гарантированным ресурсом не менее 350 часов. В тоже время, кроме характеристик забойного оборудования, необходимо учитывать уровень и качество сервиса по наклонно-направленному бурению предоставляемого той или иной компанией. Уровень и качество сервиса во многом определяется подходом компании к организации бизнеса и производства в целом. Это и квалификация персонала, и качественное обслуживание оборудования, и наличие ресурсной базы, и многое другое. Weatherford: Прямое и открытое обсуждение проекта с сервисными компаниями позволит оператору подобрать наиболее оптимальный комплекс приборов. Затем необходимо решить, каким должен быть объем требуемой информации, следует ли воспользоваться дополнительными инструментами, и будет ли это рентабельно и эффективно. Какие датчики необходимы для того, чтобы оставаться в нужном пласте и избежать лишних метров проходки? Какие приборы понадобятся для получения необходимой информации для заканчивания скважины и достижения всех поставленных целей? Каким может быть результат в случае получения дополнительной информации? Каковы потенциальные риски в случае отсутствия замеров давления при репрессии на пласт? Вот те важнейшие вопросы, которые должны быть обязательно заданы и на которые необходимо получить ответы оператора при технической поддержке и сопровождении операций сервисной компанией. В России наибольшее количество самых сложных нефтяных месторождений на планете – существуют ли ограничения по условиям эксплуатации MWD систем? Baker Hughes: Естественно, существуют. Любое оборудование имеет свои спецификации, ограничения по условиям применения и предъявляет определенные требования к

58 ROGTEC

drilling activities: these applications are also setting higher requirements for MWD equipment used. GE Oil&Gas: One area of concern is the high level of H2S that is common in Russia. With this high level of H2S tool components will require more frequent replacement in order to maintain the high MTBF. Other known environmental concerns pose no problem to the GE tool suite as long as routine maintenance is performed.

Фото предоставлено компанией Baker Hughes Photo courtesy of Baker Hughes

Halliburton: Harsh environments, such as high temperature downhole conditions can be challenging for some M/LWD tools. Halliburton is able to offer several MWD services that can operate in environments up to 175C such as gamma ray, EWR-Phase 4™ Resistivity, PWD and BAT™/ QBAT™ sonic tools. Additionally, Halliburton offers directional, gamma ray, PWD and DDSr™ sensors that can operate in environments up to 200C, opening up areas that were previously undrillable or had to be drilled “blind”. On the other end of the spectrum, in Russia, we also have to contend with low ambient temperatures that can impede tool initialization during BHA pick up on the rotary table. Additionally, wells with high sand content, over 2%, can also create challenges for MWD systems. www.rogtecmagazine.com


MWD оснащению буровой установки. Условия бурения на большей части месторождений в России вполне соответсвуют стандартному оборудованию MWD, однако, есть и месторождения, отличающиеся высокими забойными температурами, повышенными давлениями, агрессивной коррозионной средой – данные условия требуют применения специального оборудования MWD. Кроме того, в последние годы растет число пробуренных скважин ERD (сверхглубоких), строительство которых, в свою очередь, предъявляет повышенные требования к оборудованию MWD. GE Oil&Gas: Один из вызывающих озабоченность вопросов – часто встречающийся в России высокий уровень H2S. Из-за высокого содержания H2S, оборудование требует частой замены запчастей для поддержания высокого значения средней наработки на отказ. При проведении регулярного техобслуживания, другие известные факторы окружающей среды не представляют проблем для линейки инструментов GE. Halliburton: Для некоторых MWD/LWD систем агрессивные скважинные условия (такие как высокие температуры) могут представлять сложность. Halliburton предлагает несколько систем MWD оснащенных для работы при температурах до 175°С, включая гамма-каротажные приборы, измерители сопротивления EWR-Phase 4™, акустические приборы прибор измерения давления и BAT™/QBAT™. Кроме того, Halliburton предлагает датчики для наклонного бурения, приборы гамма-каротажа, датчики PWD и DDSr™, которые могут работать при температурах до 200°С, позволяя бурить там, где раньше это было невозможно, или приходилось бурить “вслепую”. С другой стороны, в России нам также приходится сталкиваться с низкими температурами окружающей среды, что может затруднять инициализацию прибора во время подъема КНБК над роторным столом. Скважины с высоким (более 2%) содержанием песка также могут представлять сложности для MWD систем. Phoenix Technology Services Russia: По большому счету нет ограничений связанных со сложностью месторождения. Разумеется, существуют лишь ограничения связанные с техническими возможностями оборудования. Необходимо подбирать телеметрическую систему MWD под тип геологического разреза и сложность решаемой задачи. Если где-то можно использовать телеметрическую систему MWD с электромагнитным каналом связи, то в других случаях единственным решением может быть только телеметрическая www.rogtecmagazine.com

Phoenix Technology Services Russia: Generally, there are no limitations related to the complexity of the field. Naturally, there are limitations related to the capabilities of the technical equipment. The MWD system has to be selected to match the type of geological section and the complexity of the task at hand. So in some cases, MWD systems with electromagnetic data transfer can be used, and in other cases mud pulse MWD system may be the only solution. When working with high BT temperatures or other aggressive environments, specialized downhole equipment has to be used. Weatherford: Weatherford has successfully run equipment at temperatures >190°C in the North Sea and Thailand and GOM. Operations have been completed in several record TVD wells in the GOM operating at pressures >28,000 psi. Weatherford is considered by its clients to be the market leader for HPHT MLWD operations. Weatherford’s Rotary Steerable Tool (RSS) provides a means to drill in demanding environments. The tool is purely battery powered and requires no mud flow to operate which makes it ideally suited to underbalanced drilling operations or when low flow rates are required due to an overbalanced mud system. How does your MWD tool transmit the data to the surface and how do you ensure the quality of the data? Baker Hughes: These days there are only four data transfer (telemetry) technologies utilized in the industry: » cable (outdated technology), » electromagnetic telemetry, » mud pulse data telemetry, » a relatively new “wired pipe” technology, where the data is transmitted through special drilling pipe, equipped with electronic connections and cabling. Each of the listed above methods has its advantages and disadvantages, as well as applications areas. Actually, the Quality Assurance of obtained and transmitted data is a whole separate field. Briefly, the data quality begins with quality and precision of magnetometers and accelerometers installed in MWD systems, along with the quality of electronic boards and components, tools manufacturing and assembling quality, level of repair and maintenance, including sensors calibrations and verifications in special nonmagnetic rooms, and installing required number of nonmagnetic drill pipes in BHA. Then, all necessary adjustments for wells geographic location and magnetic fields strengths are calculated and entered into the surface system’s acquisition computer. In addition, during the drilling operations, the real time directional survey data is software processed for data quality verifications or rejection; the down hole tool also runs self-diagnostic tests and transmits it to surface at given time intervals.

ROGTEC 59


MWD система MWD с гидравлическим каналом. В случаях, например, с высокими забойными температурами или агрессивной средой необходимо выбирать забойное оборудование в специальном исполнении.

GE Oil&Gas: Data is transmitted from the tool to surface by mud pulse telemetry using a robust, lost circulation material tolerant bottom mounted pulser. Mud pulse telemetry remains the most common industry standard for transmission of data from downhole. GE continually review the options for improving data transmission methods and data rate, such as data compression and electromagnetic (EM) telemetry. GE also uses Electromagnetic Telemetry in our EM-MWD tool. From power and efficiency to reliability, every element of the Electro-Trac EM system is optimized to minimize non-productive time and improve noise immunity. The Electro-Trac EM-MWD tool uses patented

Weatherford: Компания Weatherford успешно использует собственное оборудование при температурах >190°C при выполнении работ в Северном море, Тайланде и в Мексиканском заливе. Уже закончены работы в нескольких скважинах в Мексиканском заливе, характеризующихся рекордной вертикальной глубиной стволов. При этом наши приборы работали при давлении >28 000 фунт/кв. Фото предоставлено компанией Weatherford дюйм. По мнению заказчиков, Photo courtesy of Weatherford компания Weatherford является мировым лидером по проведению операций каротажа и измерений в процессе бурения при высоком давлении и/или температурах. Система роторного бурения РУС представляет собой инструмент бурения в сложных внутрискважинных условиях. Система работает на аккумуляторных батареях и для работы ей не требуется буровой раствор, поэтому она просто идеально подходит для бурения на депрессии или на репрессии, когда требуется низкий расход бурового раствора. Каким образом организуется передача данных между поверхностным и скважинным приборами и как обеспечивается качество данных? Baker Hughes: Существует всего четыре способа передачи данных (телеметрия): » по кабелю (устаревшая технология), » по электро-магнитному каналу, » передача данных по столбу промывочной жидкости » относительно новая технология wired pipe, где предача данных осуществляется по специальным буровым трубам, оснащенным электронными соединениями и проводкой. Каждый из перечисленных способов имеет свои преимущества и недостатки, а так же области применения. Обеспечение качества передаваемых данных – целая отдельная область. Вкратце, качество данных начинается с качества и точности установленных в системах MWD магнитометрах и акселерометрах, качества электронных плат и компенентов, качества сборки оборудования на заводе, уровня своевременного текущего обслуживания оборудования, включая калибровку и

60 ROGTEC

Data Fusion Technology for a revolutionary approach to underground wireless telemetry. Halliburton: In Halliburton Sperry Drilling there are two types of data transmission from MWD tools to the surface: electromagnetic and mud pulse. The mud pulse method is the most popular as it is able to operate at greater depths and is not affected by the surrounding formation properties. The quality of the data received from MWD tools is constantly analyzed in real time and the analysis of the read data is then analyzed by LQC Department. Tools are calibrated and verified before and after each job to help ensure that they are operating within specified limits, and the data they produce is checked thoroughly, both in real time and post-run, to ensure that it conforms to predetermined standards. The standards vary from tool to tool and are published in a log reference guide, which is available to field engineers, log analysts and customers. Phoenix Technology Services Russia: Phoenix Technology Services offers MWD systems with mud pulse and electromagnetic data transfer. The Russian division uses mainly P-360 telemetric systems with positive pulse data transfer technology which we produce ourselves in Canada and which has a proven track record. www.rogtecmagazine.com


MWD тарирование приборов в специальных “немагнитных” помещениях, установки необходимого количества димагнитных труб в компановку низа буровой колонны. Далее, расчет всех необходимых поправок на географическое положение устья скважины и величины магнитного поля и введение поправочных данных в сопровождающий компьютер. И, в дополнение, непосредственно в процессе бурения, получаемые в реальном времени данные инклинометрии обрабатываются программным обеспечением для подтверждения качества или отбраковки, так же скважинный прибор передает в заданных промежутках времени диагностические данные по своему текущему состоянию и функционированию элементов. GE Oil&Gas: Для передачи данных на поверхность используется установленный снизу пульсатор, устойчивый к материалам для борьбы с поглощением. Использование гидроимпульсного канала связи для телеметрических систем остается основным отраслевым стандартом для передачи скважинных данных. Компания GE постоянно рассматривает возможности улучшения методов и скорости передачи данных, таких как сжатие данных и электромагнитная телеметрия. GE также использует телеметрию с электромагнитным каналом связи в предлагаемом нами приборе EMMWD. Все компоненты мощных, эффективных и надежных систем Electro-Trac EM оптимизированы для минимизации простоев и повышенной помехоустойчивости. Телеметрический инструмент Electro-Trac EM использует патентованную технологию Data Fusion, обеспечивающую революционный подход к подземной беспроводной телеметрии. Halliburton: Halliburton Sperry Drilling использует два метода передачи данных с прибора MWD на устье: электромагнитный и гидроимпульсный. Последний пользуется большей популярностью, поскольку он может использоваться на большей глубине и не подвержен влиянию пластовых условий. Качество данных, получаемых с MWD приборов постоянно анализируется в реальном времени, а анализ считываемых данных впоследствии контролируется отделом LQC. Приборы калибруются и поверяются до и после каждого рейса, чтобы обеспечить их работу в заданных пределах, а производимые этими приборами данные тщательно проверяются, как в реальном времени, так и после рейсов, чтобы обеспечить их соответствие заданным стандартам. Значения конкретных стандартов зависят от конкретных приборов и публикуются в справочных руководствах, которыми могут воспользоваться www.rogtecmagazine.com

The principle of the operation is simple. Electromagnetic MWD system use electric current and conductive properties of rock. MWD systems with mud pulse data transfer use drilling mud to transfer data to surface: the pulser generates a momentary limitation in drilling mud feed thus creating a series of pulsing pressure sequences on the surface. These pulses are registered with surface meters and are converted into useful signals. The data from MWD system (every measurement made) goes through an automated check, which is additionally controlled and re-checked by a MWD engineer. The measurements from gravimeters and magnetic meters of the MWD system are then compared against actual available local Earth’s gravity and magnetic field data. Weatherford: There are 3 methods of data transmission. EM Telemetry, Positive Pulse and Intelligent wired drill pipe. EM transmission is particularly useful in underbalanced drilling applications where positive pulse telemetry is compromised due to the compressibility of the mud system. Positive pulse telemetry provides a high speed cost effective system of transferring data from downhole to surface with speeds up to 11 bits/sec. Weatherford LWD is also compatible with NOV’s Intellipipe services via the WIS sub and can provide extreme data rates that enable large amounts of data to be transmitted to surface. This enables the end user to view memory quality Density, Caliper, PE, Gamma, Resistivity, Microresistivity and Semblance images all in real time. This is in addition to all other drilling curves such as vibration, pressures, temperatures and instant surveys at the touch of a button. If or when Russia starts to develop its unconventional plays, how would MWD aid in the in developing these challenging fields? Baker Hughes: The traditional technology for development of uncongenial reserves is drilling horizontal wells with subsequent hydrofracturing. So MWD technology, in combination with LWD tools, will serve as the key element in unconventional fields’ development. GE Oil&Gas: The Electro-Trac EM-MWD tool would greatly assist in developing the unconventional plays in the region. With no moving parts and a high tolerance to LCM equipment reliability is significantly increased, Operational efficiency can be improved by transmitting off-line surveys in less than 30 seconds and finally the operating range is extended due to the ability to detect less than 1 µV signals at great depth. The Electro-Trac tool can be used in variety of hole sizes ranging from 4” to 9 ½”. Halliburton: The main challenge in unconventional shale reservoirs is to determine the organic carbon content and mechanical properties of the rock. Rocks with high organic carbon content are likely to contain producible

ROGTEC 61


MWD полевые инженеры, аналитики каротажных данных и заказчики. Phoenix Technology Services Russia: Компания Phoenix Technology Services обладает телеметрическими системами MWD с гидравлическим и электромагнитным каналами связи. Российское подразделение в основном использует отлично зарекомендовавшие себя телеметрические системы MWD “Р-360” с гидравлическим каналом (positive pulse), которые мы производим сами в Канаде. Принцип работы прост. Телеметрические системы с электромагнитным каналом связи используют электрический ток и проводящие свойства породы. Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи используют буровой раствор для передачи данных на поверхность, при этом на пульсаторе создается моментальное ограничение подачи бурового раствора, создавая серию пульсаций-скачков давления на поверхности. Эти пульсации улавливаются поверхностной системой датчиков и преобразовываются в полезный сигнал. Данные получаемые с телеметрической системы (каждый полученный замер) проходят автоматическую проверку, которую дополнительно контролирует и перепроверяет инженер по телеметрии. Измерения полученные с гравитометров и магнитометров телеметрической системы сравниваются с фактическими имеющимися локальными данными гравитационного и магнитного поля Земли. Weatherford: Существует три способа передачи данных: телеметрия с электромагнитным каналом, гидравлический канал с позитивными импульсами и буровые трубы со встроенным интеллектуальным кабелем. Передача данных при помощи электромагнитного канала особенно востребована при бурении на депрессии, а позитивные импульсы – наиболее компромиссный вариант за счет сжимаемости системы циркуляции бурового раствора. Телеметрия на позитивных импульсах представляет собой высокоскоростную и экономически эффективную систему передачи данных с забоя на поверхность на скорости до 11 бит/с. Приборы каротажа LWD компании Weatherford могут быть совместимы с интеллектуальными трубами компании NOV через канал WIS и гарантировать беспрепятственный поток данных, что позволяет передавать на поверхность большой объем информации. Все это способствует тому, что конечный пользователь получает сохраненные в памяти прибора и высококачественные имиджи плотностного каротажа, кавернометрии, профилеметрии, гамма-каротажа, каротажа

62 ROGTEC

Фото предоставлено компанией Halliburton Photo courtesy of Halliburton

Азимутальный прибор глубокого измерения удельного сопротивления InSite ADR InSite ADR Azimuthal Deep Resistivity Sensor

reserves, while rocks which are brittle will fracture more readily during the completion phase of the well. Typically, the carbon-rick zones can be identified using gamma ray or spectral gamma ray tools, and sometimes resistivity measurements. Rock mechanical properties can be determined primarily using sonic measurements. All of these measurements are available on an M/LWD platform, allowing the well to be geosteered based on both the content and mechanical properties of the surrounding rock. Phoenix Technology Services Russia: Without any doubt, when Russia begins developing unconventional hydrocarbon reserves such as shale gas/oil, MWD systems will be an integral part of this process. The technology of developing such reservoirs itself envisages extensive horizontal drilling, which is physically impossible without MWD systems. By the way, today Phoenix Technology Services is taking an active part in such extensive drilling on shale oil and gas developments in North America. Weatherford: Weatherford Drilling Services is ideally placed to provide the optimum technical solutions for shale gas/shale oil drilling. The use of the LWD Spectral Azimuthal Gamma Ray (SpectralWaveTM) tool provides realtime 16 bin images along with Total Gamma, K, Ur and Th curves. The Uranium response can be directly associated with TOC in shales and enables geosteering in the sweet spot of these reservoirs. The addition of the CrossWaveTM sonic tool provides 16 bin sonic images with ratio of shear anisotropy. www.rogtecmagazine.com


MWD сопротивлений и микрокаротажа, а также когерентности в режиме реального времени. И все это в качестве важного дополнения к прочим буровым данным по вибрации, давлениям, температурам, а также мгновенным исследованиям получают просто нажатием кнопки. Если Россия начнет разработку нетрадиционных Месторождений, как системы MWD помогут в развитии таких месторождений? Baker Hughes: Лично я предпочитаю термин “трудноизвлекаемые запасы”. Традиционная технология разработки трудноизвлекаемых запасов – стрительство горизонтальных скважин с последующим гидроразрывом. Естественно, системы MWD в сочетании с системами каротажа в процессе бурения LWD будут одним из ключевых элементов разработки таких месторождений. GE Oil&Gas: Телеметрический инструмент ElectroTrac EM может оказаться очень полезным в разработке нетрадиционных месторождений региона. Благодаря отсутствию движущихся деталей и высокой устойчивости к экранирующему наполнителю, надежность оборудования значительно выше. Эксплуатационная эффективность может быть улучшена за счет передачи автономных измерений менее чем за 30 секунд, а диапазон эксплуатации расширен за счет возможности измерения сигналов слабее чем 1 µV на большой глубине. Инструмент Electro-Trac может быть использован в скважинах различного размера, от 4 до 9 ½ дюймов.

What specific benefits can your tool offer the client over other MWD tools in the market? What regional success stories can you tell us about? Baker Hughes: This question certainly opens vast opportunities for advertisement and marketing of Baker Hughes equipment and services, which doesn’t really suit the format of this article and also wouldn’t be quite ethical from my point of view, so I’ll try not to take the advantage of this opportunity and won’t refer to tools trademarks, well numbers, fields’ names and customers. I hope that Baker Hughes’ rapid MWD and LWD business growth in the Region, that outruns the annular market rate growth, speaks for itself. I should emphasize that the company’s R&D centers and manufacturing facilities are located in Europe and USA what ensures equipment manufacturing in accordance with the highest industry standards. The Region repair and maintenance centers are equipped with state-of-the art equipment; all technical, field and engineering personnel are subject to mandatory and individual training programs, to qualifications assessments and advanced training in both Russia and abroad. The compliance all technical, technological and business processes with company’s

Halliburton: Основная сложность при работе с нетрадиционными сланцевыми коллекторами – определение содержание органического углерода и механических свойств пород. Породы с высоким содержанием ОУ с большей вероятностью окажутся продуктивными, в то время как хрупкие породы с большей легкостью поддаются разрыву на этапе заканчивания. Обычно богатые углеродом зоны определяются по результатам приборов гаммакаротажа или приборов спектрального гаммакаротажа, и иногда – по результатам измерений сопротивления. Все эти измерения доступны на платформах M\LWD, что позволяет осуществлять геонавигацию ствола скважины как на основе фильтрационно-емкостных, так и механических свойств окружающих пород. Phoenix Technology Services Russia: Вне всякого сомнения, когда в России начнется разработка нетрадиционных залежей углеводородов, таких как сланцевый газ/нефть, телеметрические системы www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 63


MWD MWD будут неотъемлемой частью этого процесса. Сама технология разработки подобных залежей подразумевает массовое бурение горизонтальных скважин, что физически не возможно без применения телеметрических систем MWD. К слову сказать, сегодня Phoenix Technology Services является активнейшим участником такого массового бурения при разработке сланцевого газа и нефти в Северной Америке. Weatherford: Локации подразделения по наклоннонаправленному бурению компании Weatherford очень удачно расположены географически, поэтому мы можем предоставить операторам оптимальные технологические разработки для бурения и последующей добычи нефти и газа.

procedures and policies are ensured by implementation of Global BHOS system (Baker Hughes Operating System). The company’s reputation of one of industry leaders have allowed us to participate in drilling of some of the most difficult wells in the region, including multilaterals, Extended Reach ultra-deep wells, placing horizontal wells path within a meter corridor, HT/HP wells. GE Oil&Gas: GE has supported the Russian market with Geolink MWD product line for many years and following the recent obsolescence of that product line GE has

При использовании спектрального азимутального гамма-датчика SpectralWave TM можно получить в режиме реального времени имидж ствола скважины по 16 секторам вместе с кривыми данных по калию, урану и торию (K, U и Th). Результаты по урану можно напрямую увязать с общим содержанием органического углерода (TOC) в породе, что облегчит процесс осуществления геонавигации в таких пластах. Датчик CrossWave TM также позволяет получить не только имидж по 16 секторам, но и показатели анизотропии поперечных волн. Какими конкретными преимуществами для заказчика обладают ваши системы по сравнению с другими MWD системами на рынке? Расскажите нам о примерах успешного использования систем в регионе? Baker Hughes: Данный вопрос открывает огромные возможности для открытой рекламы и маркетинга оборудования и услуг Baker Hughes, что не совсем соответствует формату данной статьи, более того, не совсем этично, с моей точки зрения. Поэтому я постараюсь не использовать данную возможность и не упоминать торговые марки оборудования, скважины, месторождения и заказчиков. Надеюсь, что рост бизнеса компании Baker Hughes в сегменте телеметрии и каротажа в процессе бурения в регионе, опережающий темпы роста рынка, говорит сам за себя. Следует отметить, что научно-исследовательские центры и сборочные предприятия компании находятся в Европе и США, обеспечивая качество сборки в соответствии с самыми высокими стандартами. Сервисные центры в регионе оснащены наиболее современным оборудованием, технический, полевой и инженерный персонал проходит обязательное индивидуальное обучение,

64 ROGTEC

recently entered into a number of contracts to introduce the retrievable Tensor Centerfire resistivity LWD platform into the Russian Market. We believe the GE Tensor MWD system will continue to grow in utilization in Russia as the Tensor MWD system is the preferred MWD system for many operators developing the unconventional resources in N America and as unconventional plays expand in Russia so will the need for a cost effective, easy to maintain reliable MWD platform such as Tensor MWD. www.rogtecmagazine.com


MWD аттестации и курсы повышения квалификации как на территории России, так и зарубежом. Соответсвие всех технических, технологических и бизнес процессов процедурам и политикам компании обеспечивается внедрением и использованием глобальной системы BHOS (Baker Hughes Operating System). Репутация компании, как одного из лидеров отрасли, позволила нам участвовать в строительстве наиболее сложных скважин на территории региона – многоствольных, рекордных сверхглубоких, скважин с горизонтальными окончаниями,

The success of the Electro-Trac EM-MWD tool in N America, where the expanded operating range to greater than 4000m TVD has enabled operators to improve drilling efficiency be reducing NPT and survey time will also bring benefits of EMMWD technology to deeper developments in Russia. Halliburton: Halliburton is experienced in providing measurements in challenging high-pressure and high temperature environments, and can deliver directional and formation evaluation in wells too hot for our competitors to run in. Our MWD and LWD services support our drilling optimization (ADT) team in ensuring well control and accurate well placement, and our reservoir solutions (Geosteering) team in helping customers understand and realize maximum value from their reservoirs. Recently, while drilling in the challenging environments of the Vikulovskaya suite in Nyagan project, where the thickness of the target reservoir is from 1 to 2 meters and is complicated by low-amplitude faults (from 2 to 3 meters by TVD), the Halliburton real-time logging set with state-ofthe-art azimuthal induction and lithodensity logging tools allowed us to achieve 85% of the efficient hole length in 1000m horizontal. Phoenix Technology Services Russia: Highly reliable and precise Phoenix Technology Services MWD systems ensure quality drilling for any complex section wells, which enables us to offer our customers world class services for telemetric and engineering support of the drilling operations. As for the success stories, our operational track record speaks for itself. Initially a Canadian company, we drilled our first well in Russia in December 2011 and since then the amount of wells drilled with our participation in Russia exceeds three hundred. In this relatively short time, less than two years, the Russian division of Phoenix Technology Services has earned recognition and trust among its customers. Unlike of many companies, we specialize only in telemetric and engineering support of deviated drilling operations. Being an obvious leader for deviated drilling in Canada, Phoenix Technology Services in Russia also earned a reputation as a reliable partner who provides high quality service able to compete successfully with the world’s leading oilfield service companies.

проводкой горизонтальных участков в коридоре около одного метра, бурение высокотемпературных скважин и скважин с повышенными давлениями. GE Oil&Gas: Компания GE много лет осуществляла поддержку телеметрических инструментов Geolink, а после прекращения выпуска этой продуктовой линейки, недавно GE заключила несколько договоров на поставку на российский рынок извлекаемых систем КВБ Tensor Centerfire. Мы думаем, что использование телеметрической www.rogtecmagazine.com

Weatherford: All Weatherford LWD tools are built to a minimum specification of 150°C and 30,000 psi. The engineering of the electronics for HPHT applications provides exponential increases in reliability at the lower temperatures. The HEL suite of tools are all battery powered and do not need flow in order to operate enabling pumps off measurements to be made such as annular pressure for static mud density. Weatherford’s unique MotarySteerableTM system offers an economic alternative to rotary steerable systems that are currently available for rotary well-trajectory work. It provides full 3D directional control while rotating thus reducing drilling time and mitigating lost in hole risk in troublesome formations.

ROGTEC 65


MWD системы GE Tensor в России будет расти, поскольку такая система остается предпочтительной для многих операторов, разрабатывающих нетрадиционные запасы в Северной Америке, и, по мере роста разработки нетрадиционных месторождений в России, будет расти спрос на экономически эффективные, легкие в обслуживании надежные телеметрические инструменты, такие как телеметрические системы Tensor. Успех системы Electro-Trac EM в Северной Америке, где увеличенный до конечной глубины свыше 4000м рабочий диапазон позволил операторам улучшить эффективность бурения, сократить простои и время измерений, гарантирует преимущества использования технологии электромагнитной телеметрии на глубоких месторождениях России. Halliburton: Halliburton располагает опытом сопровождения горизонтальных скважин в сложных геологических условиях, проводя оценку коллекторских свойств в скважинах при высоких показаниях давления и температур. Наши услуги по MWD и LWD совместно с командами Оптимизации бурения (ADT) и Геонавигации (Geosteering), помогают нашим заказчикам в изучении и максимально эффективном использовании коллектора. При разбуривании трудноизвлекаемых запасов Викуловской свиты на Няганском проекте, где мощность целевого пласта-коллектора составляет от 1 до 2 метров и осложнена малоамплитудными разломами (от 2 до 3 метров по вертикали) благодаря применению отделом Геонавигации компании Халлибуртон Инт. Инк. широкого комплекса ГИС в режиме реального времени с использованием передовых приборов азимутального индукционного и литоплотностного каротажа , позволило достичь более 85% коллектора с хорошими ФЕС на горизонтальном участке 1000 м. Phoenix Technology Services Russia: Высоконадежные и точные телесистемы Phoenix Technology Services обеспечивают высококлассную проводку профилей скважин любой сложности, что позволяет нам предоставлять заказчикам сервис по телеметрическому и инженерному сопровождению бурения лучшего мирового уровня. Если же говорить о «историях успеха», то я считаю, что в данном случае лучше всего о Phoenix Technology Services говорят результаты работы. Являясь изначально канадской компанией, первую скважину в России Phoenix Technology

66 ROGTEC

Services пробурила в декабре 2011 года, и с тех пор счет пробуренных с нашим участием скважин на российской земле перевалил за три сотни. За этот достаточно короткий промежуток времени, менее чем за два года, российское подразделение компании Phoenix Technology Services сумело заработать признание и доверие среди заказчиков. В отличие от многих компаний, мы специализируемся только на телеметрическом и инженерном сопровождении наклоннонаправленного бурения. Являясь безусловным лидером по ННБ в Канаде и одним из лидеров в США, Phoenix Technology Services в России также приобрела репутацию надежного партнера, предоставляющего высококлассный сервис, который способен успешно конкурировать с ведущими мировыми нефтесервисными компаниями. Weatherford: Высоконадежные и точные телесистемы Phoenix Technology Services обеспечивают высококлассную проводку профилей скважин любой сложности, что позволяет нам предоставлять заказчикам сервис по телеметрическому и инженерному сопровождению бурения лучшего мирового уровня. Если же говорить о «историях успеха», то я считаю, что в данном случае лучше всего о Phoenix Technology Services говорят результаты работы. Являясь изначально канадской компанией, первую скважину в России Phoenix Technology Services пробурила в декабре 2011 года, и с тех пор счет пробуренных с нашим участием скважин на российской земле перевалил за три сотни. За этот достаточно короткий промежуток времени, менее чем за два года, российское подразделение компании Phoenix Technology Services сумело заработать признание и доверие среди заказчиков. В отличие от многих компаний, мы специализируемся только на телеметрическом и инженерном сопровождении наклоннонаправленного бурения. Являясь безусловным лидером по ННБ в Канаде и одним из лидеров в США, Phoenix Technology Services в России также приобрела репутацию надежного партнера, предоставляющего высококлассный сервис, который способен успешно конкурировать с ведущими мировыми нефтесервисными компаниями.

www.rogtecmagazine.com


MWD

Виталий Чубриков - Vitaly Chubrikov Baker Hughes Виталий Чубриков закончил Губкинский университет нефти и газа в Москве в 1995 году и был принят на работу в компанию «Baker Hughes» вскоре после этого в качестве промыслового инженера. На протяжении этих лет он занимал различные должности на промыслах и в административных структурах, как в отечественных, так и в международных проектах. Vitaly Chubrikov graduated from Gubkinsky Oil & Gas University in Moscow in 1995 and joined Baker Hughes soon after, as a field engineer. Over the years he has held various field and office positions in both domestic and international assignments.

Николай Куценко - Nikolay Kutsenko GE Oil&Gas Николай Куценко, Региональный Менеджер подразделения Downhole Technology компании GE Oil&Gas Николай Куценко пришел в GE Oil&Gas два года назад и возглавил подразделение Downhole Technology. До прихода в GE Oil&Gas он занимал должность Регионального Менеджера компании Seismic Micro-Technology по России и странам СНГ. Он организовал открытие Московского офиса компании, включающего как службу продаж, так и отделение технической поддержки по региону. До прихода в SMT, г-н Куценко работал старшим менеджером по работе с клиентами в компании Halliburton/ Landmark. . Г-н Куценко окончил МГУ им. М.В. Ломоносова и имеет степень кандидата математических наук. Он также является соавтором трех запатентованных решений в области геофизики. Nikolay Kutsenko joined GE Oil&Gas two years ago as a Region Manager for Downhole Technology business. Before he joined GE he was Country Manager of Seismic Micro-Technology of Russia and the CIS region. He opened the Moscow office to cover both sales and technical support operations for the region. Prior to SMT, Mr. Kutsenko worked for Halliburton/Landmark as a senior account manager. Mr. Kutsenko graduated from Moscow State University and has a PhD in mathematics. He is also one of the co-authors of three geophysical patents.

Роман Доронин - Roman Doronin Halliburton Роман Доронин окончил Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. Губкина в Москве, по специализации “инженернефтяник”, после чего продолжил свое образование в том же университете, недавно защитив степень кандидата геологоминералогических наук. Свою профессиональную карьеру Роман начал в 2007 году как инженер-каротажник, после чего он работал инженером по сейсморазведочным работам. Затем, в 2010 году, Роман перешел на работу с MWD и LWD в Halliburton Sperry, где вскоре стал ведущим инженером по MWD/LWD. После дополнительного обучения в области петрофизики, он был переведен специалистом по геонавигации в подразделение Formation Reservior Solutions, где занимался работой по различным российским проектам, включая такие, как Лукойл Усинск и ТНК Нягань. Roman Doronin graduated from Gubkin’s Russian State Petroleum University in Moscow as a Petroleum Engineer and lately continued his studies at the same University where he recently acquired a PHD in Geological Science. Roman’s professional career started in 2007 as a Production Logging Engineer and from there he progressed to Seismic Engineer. He then moved into the field of M/LWD with Halliburton Sperry in 2010 where he quickly progressed to being a senior M/LWD engineer. After further petrophysical training, he was transferred to the Formation Reservior Solutions group as a Geosteering Specialist working on various projects within Russia including Lukoil Usinsk and TNK Nyagan.

www.rogtecmagazine.com

Станислав Тер-Сааков - Stanislav Ter-Saakov

Halliburton Станислав Тер-Сааков работает в отделе Геонавигации Halliburton в России с 2011 года. Ранее он был инженером-каротажником и работал с приборами плотностного, нейтронного и каротажа сопротивлений. Станислав пришел в Halliburton в 2008 году, окончив Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет. Stanislav has been part of the Halliburton Geosteering team in Russia since 2011. Previously, he worked as a logging engineer working with density, neutron and resistivity tools. Stanislav joined Halliburton in 2008 after graduating from The Tyumen State Oil & Gas University.

Очир Джамбинов - Ochir Dzhambinov Phoenix Technology Services Russia Очир Владимирович Джамбинов - директор по развитию бизнеса компании Phoenix Technology Services Россия. Он с отличием окончил геологический ф-т МГУ им. М.В.Ломоносова, по специальности геолог-нефтяник в 2002 г. В 2005 г., после работы в ОАО «ЮКОС» старшим специалистом Центра Анализа и Прогнозирования в Москве он пришел полевым инженером подразделения бурения и измерений в компанию Schlumberger, где он работал на проектах в Западной Сибири и в Катаре. В 2008 он стал стипендиатом Chevening, высоко конкурентоспособной и престижной премии Российского отделения Британского Совета Министерства иностранных дел и дел содружества СК, с полной оплатой обучения и проживания в Соединенном Королевстве. В 2009 г. господин Джамбинов получил степень MA в управлении от бизнес-школы университета Дархам, СК. В 2009-2013 гг Очир Владимирович работал менеджером по продажам и развитию бизнеса подразделения бурения и измерений компании Schlumberger в России, после чего занял свою нынешнюю должность в компании Phoenix Technology Services, Россия. Ochir Dzhambinov is Business Development Director for Phoenix Technology Services Russia. He graduated from the geology faculty of Lomonosov MSU in 2002, with honors, as an oil geologist. After working for YUKOS as a leading specialist in the Center of Analysis and Forecasting in Moscow, he moved to Schlumberger as a Drilling & Measurements field engineer in 2005. His role was based in both Western Siberia and Qatar. In 2008 he won the Chevening Scholarship, a highly competitive and prestigious scholarship awarded by the Russian Branch of the Foreign Commonwealth Office of the UK, which meant that 100% of his tuition and living fee in UK would be paid. In 2009 he duly achieved an MA in Management from the Durham Business School, University of Durham, UK. From 2009-2013 Ochir was Sales and Business Development manager, Drilling & Measurements, Schlumberger, Russia, before taking up his current position with Phoenix Technology Services in Russia.

Рик Бартон - Rick Barton Weatherford Россия Рик Бартон работает в департаменте Наклонно-направленное бурение компании Weatherford региональным менеджером по проведению каротажа/измерений в процессе бурения (LWD/MWD). Он осуществляет операционный контроль при выполнении каротажа в процессе бурения и проведения измерений, а также отвечает за техническое развитие этого сегмента в России. Ранее Рик работал руководителем отдела технических продаж, а до этого был координатором каротажных работ при бурении, выполняемых в Великобритании и по всей Европе. Rick Barton is currently working for Weatherford Drilling Services as the MLWD Manager for Russia. Rick’s present role involves operational support for the MLWD service line and technical business development. Rick was previously a Technical Sales Manager in the UK and prior to that an LWD Coordinator covering UK and European Operations.

ROGTEC 67


ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Денис Иванов Nabors Drilling International Limited The ROGTEC Interview: Denis Ivanov Nabors Drilling International Limited В Вашем прошлом интервью ROGTEC (выпуск 29, май 2012) вы упомянули, что Nabors планирует расширить парк бурового оборудования. Какого прогресса добилась ваша компания в этом вопросе? Вы и далее планируете расширять свой бизнес в России? Да, в начале этого года был запущен новый проект и мы начали сотрудничать с новым заказчиком, компанией “СлавнефтьКрасноярскнефтегаз” в Красноярском крае. При запуске проекта мы провели очень сложную мобилизацию буровой установки и быстро осуществили монтаж в сложнейших погодных условиях и при критическом состоянии зимников. Всего два месяца прошло с момента первой отгрузки до забуривания скважины.

68 ROGTEC

When ROGTEC last spoke to you in Issue 29 (May 2012) you mentioned Nabors was looking to increase its drilling fleet. What progress has been made on the expansions? Do you have further expansion plans for Russia? Yes, we started to work with a new client “SlavneftKrasnoyarskneftegaz” in the Krasnoyarsk region. This new project started at the beginning of this year. For its implementation we performed very difficult rig mobilization and fast rig up in severe climatic conditions and with the critical conditions of the winter roads. We managed to mobilize the rig in two months from the start of first shipment until the well spud was drilled. Nabors, as an international company with the largest land drilling fleet in the world, brings rigs from locations outside Russia and from our manufacturing facilities in www.rogtecmagazine.com


INTERVIEW Располагая самым крупным в мире парком наземных буровых машин, международная компания Nabors доставляет буровые установки в Россию из-за рубежа, в частности с нашей производственной базы в Хьюстоне, США. В настоящее время мы принимаем участие в нескольких тендерах на российском рынке, но до подписания контрактов я не хотел бы раскрывать названия озвучивать названия компаний.

Houston USA. We are currently participating in several tenders, in the Russian market, although I would not like to reveal the companies yet, until we have a signed contract.

Насколько изменился уровень деловой активности вашей компании в 2013 году по сравнению с предыдущим годом и какую активность рынка вы ожидаете в 2014 году?

Most clients are now asking for high technology and automation in a newer generation rigs to improve drilling efficiency and to reduce the employee’s exposure to accidents or hazards. Many Russian Drilling Contractors are facing the issue of having to upgrade their fleet, as the existing rigs are old and highly inefficient. We believe that just a few of them will invest heavily to upgrade their rigs. This creates an opportunity for companies like Nabors to gain some market share.

Сегодня большинство клиентов интересуют высокотехнологичные и автоматизированные буровые нового поколения, позволяющие увеличить эффективность бурения и безопасность работы для персонала. Для многих российских буровых подрядчиков остро стоит вопрос модернизации бурового парка в связи с низкой эффективностью старых машин. Мы полагаем, что лишь некоторые из них вложат большие средства в модернизацию парка бурового оборудования, что позволит таким компаниям, как Nabors увеличить свою долю рынка. Активность в 2013 году значительно возросла, сегодня нефтяные Компании предъявляют более высокие требования в сфере технологий и показателей безопасности безопасности. Оба эти фактора имеют высокий приоритет для Nabors. В 2014 году спрос на высокоэффективные услуги в области бурения будет расти, и Nabors, владея эффективнейшим парком бурового оборудования и персоналом высочайшего уровня квалификации, будет принимать самое активное участие в развитии рынка. Сегодня в России все чаще бурятся горизонтальные скважины и скважины с большим отходом от вертикали (ERD). Насколько активно работает ваша компания в этом направлении? Первая скважина, пробуренная буровой установкой Nabors в России имела горизонтальную часть 500 www.rogtecmagazine.com

What has your level of activity been like in 2013 compared to 2012, and what level of market activity do you see for 2014?

Our activity in 2013 has increased substantially, oil companies are demanding better technology and improved safety results. Both are a high priority at Nabors. In 2014 the demand for highly efficient drilling contractors will grow and we will aggressively participate with Nabors’ highly efficient fleet and highly trained work force. Extended Reach Drilling (ERD) and horizontal wells are being drilled more frequently in Russia. How active are you in this technical area? The first well drilled by a Nabors rig in Russia had a 500m horizontal section drilled with a mud motor system. Today all the wells we drill in Russia have horizontal displacement up to 1000m and inclination up to 90°. It should be noted that existing clients contract Nabors for complex wells with horizontal displacement. Our equipment copes with the most complex well profiles. Nabors rigs have a high equipment capability which allows us to perform drilling operations with greater horizontal displacement. All our drilling rigs are equipped with top drives, variable frequency drives - HSR systems, VFD, that allows performing the finest adjustments to drilling parameters and use state-ofthe-art technologies to improve the drilling process.

ROGTEC 69


ИНТЕРВЬЮ м и для ее строительства Использовался моторный отклонитель. Сегодня все скважины, которые мы бурим в России имеют горизонтальный отход до 1000 м и угол отклонения до 90°. Стоит отметить, что наши нынешние клиенты привлекают Nabors для строительства сложных скважин с горизонтальными отходами. Наше оборудование справляется с самыми сложными конструкциями скважин. Высокая техническая оснащенность буровых установок Nabors позволяет бурить скважины с большими отходами от вертикали. Наши буровые установки оснащены верхними приводами, частотно-регулируемыми приводами – HSR системами, Что позволяет более тонко регулировать параметры режима бурения передовые технологии для улучшения процесса бурения. Россия планирует начать добычу нетрадиционной нефти, но полноценной разработке все еще препятствуют некоторые вопросы налогообложения. Насколько активное участие принимает Nabors в разработке месторождений нетрадиционной нефти, и где бы вы хотели бы видеть свою компанию, когда начнется полномасштабное развитие этого сектора? Nabors будет принимать участие в сложных проектах: компания располагает достаточными ресурсами и технологиями, что позволяет нам выполнять самые сложные буровые проекты на месторождениях нетрадиционных углеводородов. Россия делает лишь первые шаги в освоении нетрадиционных запасов, однако российское правительство и Президент В.В. Путин понимают, что в этом будущее. Мы как компания Nabors, готовы принять участие в любом сложном проекте. Стоит упомянуть, что мы принимаем очень активное участие в тендерах на нетрадиционные проекты на рынке США и располагаем собственными разработками и знаниями, необходимыми для бурения такого рода скважин. Расскажите нашим читателям о проекте, недавно выполненным вашей компанией для Роснефти? До недавнего времени, нашим крупнейшим клиентом в России была компания TNK-BP, ныне Роснефть. В настоящее время мы ведем переговоры о будущем развитии и расширении нашей роли в реализации проектов Роснефти. Эффективность нашей работы с клиентами подтверждена многочисленными достижениями в отрасли, и это помогает нам в обсуждении будущих проектов с Роснефтью. Nabors, работая в России, уже несколько лет отмечает высокие достижения профессиональной

70 ROGTEC

Russia is looking to develop its unconventional oil plays but there are still some taxation barriers to a full scale development. How active is Nabors in drilling unconventional fields in Russia, and where would you like to position yourselves once full scale development is underway? Nabors is looking to participate in challenging projects, as we have enough resources and technologies that help us drill the most complex projects in unconventional fields. Russia is still young in developing unconventional fields, however the Russian government and President Putin V.V. realize that this is our future. We as Nabors are ready to participate in any complex project. It is good to mention that we are very active in all unconventional plays in the USA market, so we have a good in-house knowledge of how to drill these wells. Can you tell our readers about the recent job you have completed in Russia for Rosneft? Until not long ago our biggest client in the territory of Russia was TNK-BP, which is now owned by Rosneft. Currently we are negotiating our future development and expansion with Rosneft on their projects. We have a very positive record as a proof of our efficiency with our client and this helps us to discuss future projects with Rosneft. Nabors has several years of operations excellence working in Russia and this will help us to get more and more projects. We are sure that our cooperation in the future with Rosneft will continue to lead us to the even better results. Rosneft is one of the largest companies in the world and Nabors is proud to work for such a client as we can bring our international reputation and experience to Russia and Rosneft is always very interested in leading technologies. Can you describe the work you conducted for Total? Total is also a major client in Russia and abroad. We are working on a project in the Komi region with them. Total is a company with very high demands in safety and operational performance, and I am glad that Nabors fully complies with Totals requirements. Drilling efficiency is key for operators and contractors to minimize costs. What systems or practice do you use to maximize drilling efficiencies? Nabors sets very high safety and operational excellence standards. Such parameters as drilling speed, minimum NPT (Non Productive Time), Rig Move Times and our highly trained work force are fundamental to our success, as well as a strict adherence to industry safety standards. We have a proven record in Russia where the NPT of our drilling rigs is less than 1% of total operating time. We managed to improve our NPT in 2012 and achieved 0,94%. www.rogtecmagazine.com


INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71


ИНТЕРВЬЮ деятельности, и это помогает нам участвовать в развитии все большего количества проектов. Мы уверены, что наше сотрудничество с Роснефтью в будущем продолжит приносить все лучшие результаты. Роснефть – одна из крупнейших компаний в мире, и мы гордимся возможностью работать с таким клиентом, ведь Nabors предлагает в России свою международную репутацию и опыт, а компания Роснефть всегда интересуется высокими технологиями. Расскажите о вашем сотрудничестве с Total? Total также является крупным клиентом Nabors в России и за рубежом; мы выполняем проект для этой компании в республике Коми. Total предъявляет очень высокие требования в области безопасности и эффективности производства и я рад, что Nabors полностью соответствует высоким требованиям Total. Эффективность бурения – ключевой фактор сокращения затрат для операторов и подрядчиков. Какие системы или методы вы используете для максимально высокой эффективности буровых работ? Nabors устанавливает очень высокие стандарты в области безопасности и производственной эффективности. Такие параметры, как скорость бурения, минимальные простои, скорость транспортирования буровой, высококвалифицированные кадры имеют фундаментальную важность, так же, как и строгое соблюдение отраслевых стандартов в области безопасности. В России мы добились отличных показателей – непродуктивное время (NPT) для наших буровых составляет менее 1% от общей наработки. В 2012 мы смогли улучшить показатель NPT до 0,94%. На сложном по геологическому строению Верхнечонском месторождении наши буровые периодически ставят новые рекорды по скорости бурения. В прошлом году наша российская буровая установка 603 (ВЧНГ) получила награду за лучшие за год показатели для буровых установок среди всех буровых Nabors в мире. Мы очень гордимся этой наградой - это результат усердной работы наших полевых бригад и управленческой команды. Мы доказали, что даже в самых суровых условиях, наша копания достигает лучших результатов в области производства и безопасности. Как генеральный директор Nabors Россия, я очень доволен результатами работы моей команды – эта награда подтверждение тому, что все изменения, которые мы внедрили, оказали позитивное влияние на наше производство. Чтобы достигать таких результатов, мы делаем

72 ROGTEC

On the VCNG oilfield, which has a complex geology, our rigs periodically set new records in drilling speed. Last year, our Russian rig 603 (VCNG field) received the award of the best performing rig of the year in Nabors Worldwide. We are very proud of this award and this is a result of very hard work from our field crew and our management team. We proved that even in severe conditions we can achieve the best results in safety and operations. As a general director for Nabors Russia I am very pleased with the performance of my team and this is proof that all changes that we’ve met so far had a positive impact on our operations. How do we achieve such results: we always try to motivate every employee to increase the efficiency of our operations. We increased morale and team spirit among our crews. All our employees are paid bonuses for being ahead of schedule and for safe work. Our employees regularly undergo training www.rogtecmagazine.com


INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73


ИНТЕРВЬЮ все для мотивации каждого из наших сотрудников к повышению эффективности производства. Мы подняли моральный и командный дух среди наших бригад. Все наши сотрудники получают премии за опережение графика и за безопасную работу. Наши сотрудники проходят регулярное обучение как в России, так и в международном учебном центре Nabors в Дубае. Мы также активно работаем над поставками необходимых запчастей и заботимся о своевременном обновлении оборудования. Наши специалисты на буровых работают с передовыми электронными системами для техобслуживания бурового оборудования и отслеживания поставок запчастей через Систему Управления Качеством и Бурением. Я всегда буду гордиться высокими результатами нашей компании в области безопасности и мы продолжим стремиться к достижению высочайшего стандарта нашей компании, заданного нашим президентом Зигги Майсснер и главным исполнительным директором Тони Петрелло: Работа без происшествий в компании в глобальном масштабе. Какие новые технологии вы внедрили в России в последнее время? Nabors всегда следит за стремительным развитием новых продуктов для бурения, безопасности и бурового оборудования. Программное обеспечение нашего оборудования постоянно обновляется, наши специалисты, техники ведущих мировых производителей, регулярно обновляют наше оборудование. Среди недавних достижений Nabors в отрасли можно упомянуть: буровую установку последнего поколения PACE®-X; программные продукты, разработанные для улучшения эффективности бурения - ROCKIT®, REVIT™ и DRILLSMART™. Без сомнения, наше оборудование позволяет сервисным компаниям применять новейшие технологии на наших установках, когда это необходимо: в России мы используем такие технологии, как RSS (роторно-управляемая система), новые буровые жидкости, новейшую автоматизированную систему спуска буровой колонны (Suregrip), бурение с управляемым давлением, передачу данных в реальном времени и мониторинг данных буровой установки. Каких изменений в российском буровом секторе вы ожидаете в ближайшие несколько лет? Мы ожидаем, что замена старого парка российских

74 ROGTEC

both in Russia and in Nabors’ international training center in Dubai. Also we actively work on shipments of necessary spare parts, timely equipment refurbishing. Our specialists on the rigs work with state-of-the-art electronic systems for drilling equipment maintenance and tracking of spares shipments, all through a Quality and Rig Management System. I will always be proud of our safety results and we will continue to strive to our high standards – which were set by our president Siggi Meissner and our CEO Tony Petrello – aim to zero incidents globally. Have you implemented any new technologies in Russia recently? Nabors always follows the fast developments of new products in drilling, safety and rig equipment. The software of our equipment is constantly updated, our specialists, technicians of leading world manufacturers regularly upgrade our equipment. Among Nabors latest achievements in the industry we can mention: the latest generation of PACE®-X drilling rigs. Also, the software products designed to increase drilling efficiency: ROCKIT®, REVIT™ and DRILLSMART™. Undoubtedly our equipment allows service companies to apply their latest technologies in our rigs whenever needed. In Russia we work with RSS (Rotary Steerable Systems), new drilling fluids, the latest equipment for casing running (Suregrip), Managed Pressure Drilling, Real Time Data Transmission and Rig Data Monitoring. What changes can you see in the drilling sector in Russia over the next few years? We expect to see a continuation of the replacement of the old fleet of Russian drilling rigs. Russian operators significantly increased demand in safety standards for drilling contractors which is a positive sign for Nabors, as we already have and use the highest worldwide safety standards. Nabors will be actively and aggressively involved in all the challenging projects in Russia.

буровых установок продолжится. Российские операторы значительно повысили свои требования в области безопасности для буровых подрядчиков, и для Nabors это хороший знак: ведь мы уже имеем высочайшие во всем мире стандарты безопасности и успешно практикуем их. Nabors будет активно и агрессивно участвовать во всех сложных проектах в России. www.rogtecmagazine.com


INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 75


КЛЮЧЕВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТРАНЫ

Казахстан: рынок разведки и добычи Kazakhstan: Upstream Market Focus H

ефтегазовая отрасль Казахстана за последние 10 лет показала небывалые темпы роста. Так в период с 2001 по 2012 год добыча нефти выросла почти в 2 раза (с 39,9 до 79,2 млн. тонн), добыча газа – почти в 3,5 раза (с 11,6 до 40,1 млрд. куб. м). При этом к 2020 году объем добычи нефти ожидается на уровне 120 млн. тонн, газа – на уровне 100 млрд. куб. метров. Предполагаемый дальнейший рост рынка Казахстана подразумевает большие возможности для развития бизнеса в этом регионе

76 ROGTEC

T

he oil and gas industry of Kazakhstan has shown an unprecedented pace of growth over the last 10 years. Thus, in 2001-2012 oil production nearly doubled (from 39.3 to 79.2 million tons), while gas production increased by nearly 3.5-fold (from 11.6 to 40.1 bcm). By 2020 the country’s oil production is expected to reach 120 million tons and gas production should amount to 100 bcm. The assumed expansion of the country’s market implies great business development opportunities in this region for oilfield www.rogtecmagazine.com


KAZAKHSTAN FOCUS компаниями всего нефтесервисного профиля, начиная от бурения и заканчивая насосным сервисом.

График 1. Добыча нефти в республике Казахстан, 2001-2012, млн. тонн Figure 1. Oil production in Kazakhstan in 2001-2012, MMtpa

В 2011 году, по оценке RPI, емкость нефтесервисного рынка Казахстана составила 1890 млн. долларов США. При этом наиболее емким сегментом оказался рынок бурения и ремонтов скважин. Наименее емкими оказались сегменты Сейсмики и ГНКТ.

90 76.5

80 70 60 47.2

50

58.9

61.3

2004

2005

64.7

67.2

79.7

80.3

79.2

2010

2011

2012

70.6

51.3

39.9 40

Незначительные объемы сейсмики объясняются завершением сейсморазведочных работ по основным крупным проектам страны. В будущем авторы ожидают рост рынка сейсморазведочных работ, который будет связан с активами НК «КазМунайГаз». В 2012-2016 гг. компания планирует провести 12 тыс. кв. км. 3Д сейсмики.

30 20 10 0 2001

2002

2003

45 35.9

40.1

21.1

21.3

21.2

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

10.5

12

9.2 2.4

3.6

4.6

2001

2002

2003

Натуральный газ Natural Gas

16

14.8

14.1

16.6 13

11.6

10

14.1

Попутный газ Associated Gas

19.7

2004

26.4

17.5

13.6

16.3

10.9

15.4

9.1

11.6

16.2

18.9

25.0

20

0

29.6

22.1

25

5

39.3

18

30

15

37.4

32.9

35

ВСЕГО Total

Источник: Министерство нефти и газа Республики Казахстан, анализ RPI Source: Ministry of Oil and Gas of Kazakhstan, RPI research

Согласно оценке RPI в период 2012-2020 гг. объем рынка нефтесервисных услуг в Казахстане увеличится с 1890 млн. долл. до 2620 млн. долл. Рост составит в среднем 3,3% в год. Динамика роста будет меняться в зависимости от развития ситуации и размеров инвестиций. Основными сегментами, которые обеспечат рост рынка нефтесервисных услуг в 2012-2020 годах, будут: » Эксплуатационное и разведочное бурение обеспечит 34% прироста рынка в указанный период; » Рынок ТКРС – около 12% прироста; » Цементирование скважин – 10% прироста; » Буровые растворы – 9%. www.rogtecmagazine.com

2007

2008

2009

services companies ranging from drilling to pump services.

График 2. Добыча газа в республике Казахстан, 2001-2012, млрд. куб. м. Figure 2. Kazakhstan’s gas production, bcm 40

2006

Источник: Министерство нефти и газа Республики Казахстан, анализ RPI Source: Ministry of Oil and Gas of Kazakhstan

2012

In 2011, according to an RPI estimate, the oilfield services market of Kazakhstan was valued at $1.89bn USD. The two most lucrative segments were the market for drilling and well workovers. The least profitable segments were seismic surveys and coiled tubing operations. Insignificant volumes of seismic survey are due to the completion of seismic acquisition in the country’s main large-scale projects. The authors expect the seismic survey market to expand in connection with the assets of KazMunaiGas. In 2012-2016 the company intends to acquire 12,000 sq. km. of 3D seismic.

According to an RPI estimate in 2012-2020 the value of the oilfield services market in Kazakhstan increased from $1,890 to $2,620 million. The market will be growing by an average 3.3% per year. The growth trend will change depending on how the situation evolves and also the size of investments. The main segments that will be driving expansion of the oilfield services market in 2012-2030 are as follows: » Production and exploration drilling will account for 34% of market growth during the above period; » The market for well servicing and workovers will contribute about 12% of the growth; » Well cementing – 10%; » Drilling fluids – 9%.

ROGTEC 77


КЛЮЧЕВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТРАНЫ Table 1. The capacity of the oil field services market of Kazakhstan by segment, 2011

Таблица 1. Емкость нефтесервисного рынка Казахстана по основным сегментам Сегмент рынка

Market segment

Емкость рынка, млн. долл.

Market capacity, USD million

650

Drilling

650

ТКРС

220

Well servicing & workover

220

Цементирование

200

Cementing

200

Буровые растворы

175

Drilling muds

175

ГИС

155

Well survey

155

Долота

90

Drill bits

90

Перфорация

85

Perforation

85

ГРП

85

Hydraulic fracturing

85

ЗБС

60

Side-tracking

60

Сейсмика

25

Seismic survey

25

ГНКТ

20

Coil tubing

20

Прочее

125

Other

125

Всего

1890

Total

1890

Бурение

Source: RPI analysis

Источник: анализ RPI

График 3. Прогноз изменения рынка нефтесервисных услуг в Казахстане, 2011-2020 гг., млн. долл Figure 3. Forecasts of oil field services market dynamics in Kazakhstan, 2011-2020, USD million. 3000

Прочее / Other 2500

ГНКТ / Coiled tubing

млн. долл. / min USD

Сейсмика / Seismic Survey 2000

ГРП / Hydraulic fracturing Перфорация / Perforation

1500

Долота / Drill bits ГИС / Well survey

1000

Бур. растворы / Drilling muds Цементирование / Cementing

500

ТКРС / Well servicing & workover Бурение / Drilling 0 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Источник: анализ RPI - Source: RPI analysis

Основные показатели ТЭК Казахстана: » В период с 2001 по 2012 год ежегодная добыча нефти и газового конденсата в Республике Казахстан возросла с 39,9 млн. тонн до 79,2 млн. тонн или в среднем на 6% в год. Около 80 компаний вовлечены в добычу нефти в Казахстане, но львиная доля (более 90%) добывается 11 недропользователями, крупнейшие из них: o СП «Тенгизшевройл» (TШО) – 24,2 млн. т в 2012 году, или 30,5% от общей добычи в стране;

78 ROGTEC

Key performance indicators of the oil and gas industry of Kazakhstan: » From 2001 to 2012 annual production of oil and gas condensate in the Republic of Kazakhstan rose from 39.9 million tons to 79.2 million tons or an average 6% per year. About 80 companies are involved in oil production in Kazakhstan, but the lion’s share (about 90%) falls to 11 subsoil users, the largest of which are: o JV Tengizchevroil (TCO) – 24.2 million tons in 2012, or 30.5% of the country’s total output; www.rogtecmagazine.com


COUNTRY PROFILE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79


КЛЮЧЕВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТРАНЫ 7%

Прочее / Other

1%

ГНКТ / Coiled tubing Сейсмика / Seismic survey

2% 3%

ЗБС / Side-tracking ГРП / Hydraulic fracturing

4% 4%

Перфорация / Perforation Долота / Drill bits

5%

ГИС / Well survey

8%

Буровые растворы / Drilling muds

9%

Цементирование / Cementing

10%

ТКРС / Well servicing & workover

График 4. Прогноз вклада основных сегментов в прирост рынка нефтесервисных услуг в Казахстане, 2012-2020 гг., % Figure 4. Contributions by segments to the growth of the oil field services market in Kazakhstan, 20122020, %

12%

Бурение / Drilling

34% 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Источник: анализ RPI - Source: RPI analysis

o Karachaganak Petroleum Operating (KPO) – 12,05 млн. т (15,2%); o Национальная компания «КазМунайГаз» (НК КМГ) – 7,8 млн. т. (9,8%). Рост добычи за последние 10 лет был обеспечен в основном за счет СП «Тенгизшевройл» и Karachaganak Petroleum Operating (KPO). Остальные крупные месторождения Казахстана на суше по большей части находятся в поздней стадии эксплуатации и имеют падающую добычу. » Объемы эксплуатационного бурения в 2005-2012 годах росли в среднем на 13% и составили в 1,824 тыс. м. В тоже время разведочное бурение росло в среднем на 4% в год и в 2012 году составило 384 тыс. м. » По сравнению с 2009 годом рынок КРС (капитальный ремонт скважин) Казахстана вырос на 11,3% и в 2011 году составил 5,5 тыс. операций, при этом по отношению к 2010 году рост составил всего 0,1%. В тоже время рынок ТРС за данный период сократился на 2,2% и составил 33,5 тыс. операций (текущий ремонт скважин). На материке наибольшие объемы нефтесервисных услуг традиционно аккумулируются Мангистауской, Кызылординской, Атырауской и Актюбинской областями. В совокупности на три этих области приходится более 95% выполненных работ в нефтесервисе. В Мангистуской области сосредоточено 18% от всех разведанных запасов нефти и конденсата РК, это старейший на ряду с Атырау нефтедобывающий регион РК. В Мангистауской области открыто более 70 месторождений с извлекаемыми запасами равными 725 млн. тоннам нефти и 5,2 млн. тоннам конденсата. При этом на долю области приходится 13% от

80 ROGTEC

o Karachaganak Petroleum Operating (KPO) – 12.05 million tons (15.2%); o National company KazMunaiGas (KMG) – 7.8 million tons (9.8%). Higher production over the past 10 years was achieved mainly on the strength of JV Tengizchevroil and Karachaganak Petroleum Operating (KPO). The other large onshore wells in Kazakhstan are mostly brownfields where production is in decline. » The scope of production drilling rose by an average 13% in 2005-2012 and reached 1,824,000 meters. At the same time, exploration drilling grew by an average 4% per year and reached 384,000 in 2012. » Compared to 2009 the well workover market of Kazakhstan expanded by 11.3% and amounted to 5,500 operations in 2011, up 0.1% on 2010. By contrast, well servicing, shrank by 2.2% and amounted to 33,500 operations. The largest scope of onshore oilfield services are traditionally clustered in the Mangistau, Kyzylorda, Atyrau and Aktobe regions. Notably, three of these regions account for over 95% of oilfield services performed. The Mangistau region accounts for 18% of all proven oil and condensate reserves in Kazakhstan, as the country’s oldest oil producing regions alongside Atyrau. Over 70 wells with 725 tons of recoverable crude oil and 5.2 million tons of condensate have been discovered in the Mangistau region. The region accounts for 13% of nationwide oil and condensate output or 10.4 million tons of oil and condensate. Most of the large fields in this region are in the mature stage of production, such as the Ozen field, which is operated by KMG subsidiary Ozenmunaigas. A decline in the flow rate at wells is forcing O&G producers in the region to ramp up drilling volumes and the scope of enhanced oil recovery (EOR) operations, including acid treatment and www.rogtecmagazine.com


COUNTRY PROFILE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81


КЛЮЧЕВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТРАНЫ Таблица 2. Краткая характеристика добывающей и нефтесервисной отраслей Казахстана Table 2. Brief description of the mining and oil services industries in Kazakhstan • • • • • •

Доказанные запасы нефти – 3,9 млрд. тонн ; Доказанные запасы газа - 1,9 трлн. куб. м. ; Остро стоит проблема эксплуатации крупных старых месторождений Озень и Эмба на суше страны, составляющих основу активов государственной компании «КазМунайГаз». Proven oil reserves – 3.9 billion tons ; Proven gas reserves – 1.9 trillion cubic meters; Severe problem related to the maintenance of large onshore brownfields Ozen and Emba, which constitute the core assets of state-owned KazMunaiGas.

• • • • • • • •

С 2001 по 2012 год добыча нефти в Казахстане росла в среднем на 6% и составила 79,2 млн. тонн; С 2001 по 2012 год добыча газа, включая попутный нефтяной газ, росла на 12% в среднем в год и составила 40,1 млрд. куб. м; Эксплуатационное бурение, в 2001-2012 гг. росло на 13%; Разведочное бурение в 2001-2012 гг. росло на 4%. From 2001 to 2012 oil production in Kazakhstan increased by an average 6% and amounted to 79.2 million tons; From 2001 to 2012 gas production, including associated petroleum gas, rose by an average 12% per year and amounted to 40.1 bcm; Production drilling increased by 13% in 2001-2012; Exploration drilling grew by 4% in 2001-2012.

Прогнозируемые объемы добычи углеводородов Forecast scope of hydrocarbon production

• • • •

В 2013-2020 гг. добыча нефти в Казахстане будет расти на 4% в среднем в год и составит 120 млн. тонн. Основной прирост будет получен за счет запуска Кашаганского проекта. В 2013-2020 гг. добыча газа в Казахстане будет расти на 11% в среднем в год и в 2020 году составит 100 млрд. куб. м., при этом обратная закачка в пласт возрастет до 48 млрд. куб. м. In 2013-2020 oil production in Kazakhstan will increase by an average 4% per year and reach 120 million tons. The main growth will come from launching the Kashagan project. In 2013-2020 gas production in Kazakhstan will grow by an average 11% per year and will reach 100 bcm in 2020, while reinjection will rise to 48 bcm.

Наиболее перспективные сегменты рынка Most promising market segments

• • • • • • • • • •

Эксплуатационное бурение Разведочное бурение Испытание скважин Промысловая геофизика ТКРС, фонд скважин в количестве 16,5 тыс. ед. обеспечивает в среднем в год 39,1 тыс. ремонтов ТКРС. Охват ремонтами достаточно большой и составляет 236% от эксплуатационного фонда скважин. Production drilling Exploration drilling Well testing Oilfield geophysics Well servicing and workover, well inventory equal to 16,500 units will ensure an average annual 39,100 cases involving well servicing and workover. Well coverage is quite extensive and stands at 236% of the operating well stock.

Наиболее перспективные проекты Most promising projects

• • • • • • • • • • • • • •

NCOC – Кашаганский проект «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» – Карачаганкское месторождение «Тенгизшевройл» - месторождения Тенгиз и Королевское «Бузачи Оперейтинг б.в.», Северные Бузачи «CNPC-Актобемунайгаз», Кенкияк, Жанажол «CNPC-Айдан-мунай», Арысское, блок Карабулак, Сарыбулак «Тургай-Петролеум», месторождение Кумколь NCOC – Kashagan project Karachaganak Petroleum Operating B.V. – Karachaganak field Tengizchevroil – Tengiz and Korolevskoye fields Buzachi Operating b.v., North Buzachi CNPC-Aktobemunaigas, Kenkiyak, Zhanazhol CNPC-Aidan-munai, Arysskoye, the Karabulak block, Sarybulak Turgai-Petroleum, the Kumkol field

• • • •

В отличие от России методы ЗБС, ГРП и прочие виды ПНП показывают меньшую эффективность, чем в России, что объясняется геологическими особенностями региона и неразвитостью данного вида сервиса. В перспективе переход на подсолевые залежи нефти потребует более тяжелых станков в эксплуатационном и разведочном бурении. As opposed to Russia, sidetracking, hydraulic fracturing and other types of enhanced oil recovery are less effective than in Russia due to geologic particularities of the region and underdevelopment of this type of service. The prospect of transitioning to subsalt oil deposits will require use of heavier machinery in production and exploration drilling.

Состояние ресурсной базы Status of resource base

Текущие объемы добычи углеводородов и бурения Current scope of hydrocarbon production and drilling

Комментарии Comments

Источник: анализ RPI - Source: RPI analysis

82 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


KAZAKHSTAN FOCUS совокупной добычи нефти и конденсата в РК или 10,4 млн. тонн нефти и конденсата. Большинство крупных меторождений данного региона находятся на поздней стадии эксплуатации, например месторождение Озень, принадлежащие дочерней компании КМГ Озенмунайгаз. Падение дебитов на скважинах заставляет добывающие компании в этом регионе наращивать объемы бурения и объемы работ по ПНП (повышение нефтеотдачи пластов), в том числе СКО (соляно-кислотная обработка) и ГРП (гидроразрыв пласта), а также применять ЗБС (зарезка бокового ствола) на старом фонде скважин. В Кызылординской области сосредоточено 4,7% балансовых запасов углеводородов Казахстана. Основой ресурсной базы региона является Кумкольская группа месторождений. За последние пять лет в регионе подсчитаны и приняты на государственный баланс запасы нефти и газа месторождений Южное Арысское, Северное Приозерное, Сарыбулак, Тузколь, Северо-Западный Кызылкия, Северный Нуралы, Дощан, Южный Карабулак. Из них подготовлены к промышленной разработке Северо-Западный Кызылкия, Северный Нуралы. Остальные месторождения находятся на стадии пробной эксплуатации. Кроме того, в

hydraulic fracturing as well as sidetracking at an oil well stock. The Kyzylorda region accounts for 4.7% of the commercial hydrocarbon reserves of Kazakhstan. The main resource base is the Kumkol group of fields. Over the past five years, oil and gas reserves from the South Arysskoye, North Priozernoye, Sarybulak, Tuzkol, North West Kyzylikiya, North Nuraly, Doshchan, and South Karabulak have been added to the state balance of oil and gas reserves. Of the above fields, the North-West Kyzylikiya and North Nuraly have been prepared for commercial production. Other fields are at the stage of test production. Furthermore, exploration work has shown an increase in the recoverable reserves of the Kyzylikiya (up nearly two-fold) and South Kumkol fields. The fields in the region are being developed mainly by the method of maintaining reservoir pressure by gas injection. The Kyzylorda region accounts for about 30% of the entire scope of water injection wells in the whole country. The Atyrau region accounts for 23% of all proven oil and condensate reserves of Kazakhstan, as the country’s oldest oil producing regions alongside the Mangistau oil-producing region. Over 80 fields with 930 million tons of recoverable


КЛЮЧЕВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТРАНЫ результате проведенных геологоразведочных работ доказан прирост извлекаемых запасов месторождений Кызылкия (почти в два раза) и Южный Кумколь. Месторождения региона разрабатываются преимущественно методом поддержания пластового давления закачкой воды. На Кызылординскую область приходится около 30% от всего объема закачиваемой в пласт воды по всему Казахстану. В Атырауской области сосредоточено 23% от всех разведанных запасов нефти и конденсата РК, это старейший наряду с Мангистауским нефтедобывающий регион РК. В Атырауской области открыто более 80 месторождений с извлекаемыми запасами равными 930 млн. тоннам нефти и конденсата. При этом на долю области приходится 38,2% от совокупной добычи нефти и конденсата в РК или 30,6 млн. тонн нефти и конденсата. При этом основные объемы приходятся на Тенгизшевройл (25,8 млн. тонн) и «Эмбамунайгаз», входящую в структуру Казмунайгаза (2,8 млн. тонн). В отличае от Тенгизского, месторождение Эмба, принадлежащее Казмунайгазу находится на поздней стадии эксплуатации. Падение дебитов на скважинах заставляет Казмунайгаз наращивать объемы бурения и объемы работ по ПНП, в основном СКО (в 2011 году было проведено 683 операции по воздействию на призабойную зону). В Актюбинскоц области открыто 25 месторождений углеводородов. Наиболее значимой является Жанажольская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 170 млн. тонн. Здесь добывают нефть «CNPC-Актобемунайгаз», разрабатывающее месторождения Жанажол и Кенкияк, «Казахойл Актобе», а также 11 «малых» предприятий. На долю «CNPC-Актобемунайгаз» приходится 90,5% областной добычи. В 2011 году на территории области было добыто 6,86 млн тонн нефти, или 7,8% общенационального показателя. Основными потребителями нефтесервисных услуг на шельфе Казахстана являются следующие проекты: » Жемчужины; » Хвалынское; » Блок Н; » Жамбыл; » Сатпаев; » Исатай; » Махамбет и Бобек. Все эти проекты находятся на стадии геологоразведки, поэтому основной спрос на сервисные услуги по ним приходится на сейсморазведочные работы, разведочное бурение и испытание скважин.

84 ROGTEC

oil and condensate reserves have been discovered in the Atyrau region. In addition, the region accounts for 38.2% of total oil and condensate production in Kazakhstan, or 30.6 million tons of oil and condensate. The bulk of output falls to Tengizchevroil (25.8 million tons) and Embamunaigas, which is part of KazMunaiGas (2.8 million tons). Unlike the Tengiz field, the Emba field, owned by KazMunaiGas, is in the mature stage of production. A decline in the flow rate at wells is forcing KazMunaiGas to ramp up the scope of drilling and EOR operations mainly via acid treatment (in 2011, 683 bottom-hole zone treatment operations were carried out). All in all, 25 hydrocarbon fields have been discovered in the Aktobe region. The most significant is the Zhanazhol group of fields with about 170 million tons of recoverable oil and condensate reserves. Here, oil is produced by CNPC-Aktobemunaigas, which is developing the Zhanazhol and Kenkiyak fields, Kazakhoil Aktobe and 11 small oil companies. CNPCAktobemunaigas’s share accounts for 90.5% of the region’s total output. In 2011, 6.86 million tons of oil was produced or 7.8% of the nationwide total. The main users of oilfield services in Kazakhstan-based offshore projects are as follows: » Zhemchuzhiny; » Khvalinskoye; » Block N; » Zhambyl; » Satpaev; » Isatai; » Makhambet and Bobek. All of these projects are in the exploration stage, so the main demand for oilfield services falls to seismic operations, exploration drilling and well testing. Production drilling on these projects will get under way no earlier than 20172018, which means that demand for the relevant service (cementing, drilling fluids, bits, hydraulic fracturing, MWD/ LWD, and pumping service) will not materialize until that time. Under a positive train of events the second phase of the Kashagan project would get under way in 2019-2020 and this would require 52 production wells to be drilled. This, in turn, would create sizeable demand for oilfield services in the country’s offshore projects. As a result, the main growth in the oilfield services market can be expected to involve the onshore segment in Kazakhstan. While western companies such as Saipem, Nabors and others dominate the offshore segment, the onshore segment of the oilfield services market is divided up between Chinese, Russian and Kazakhstani service companies. For example, in 2012 Chinese companies accounted for www.rogtecmagazine.com


KAZAKHSTAN FOCUS Эксплуатационное бурение по этим проектам начнется не ранее 2017-2018 гг., а соответственно спрос на сопутствующий сервис (цементирование, буровые растворы, долота, ГИС, MWD/LWD, насосный сервис) не будет значительным до этого времени. При положительном стечении обстоятельств в 2019-2020 гг. стартует 2-я фаза Кашаганского проекта, которая подразумевает бурение 52 эксплуатационных скважин. Что также, в свою очередь, обеспечит значительный спрос на сервисные услуги на шельфе Казахстана. Таким образом, основной прирост нефтесервисного рынка будет обеспечен за счет материковой части Казахстана. Если на шельфе доминируют западные компании, такие как Saipem, Nabors и пр., то на суше нефтесервисный рынок поделен между китайскими, российскими и казахстанскими сервисными компаниями. Например, в 2012 году на китайские компании пришлось 27% всех объемов бурения, в том числе, XiBu – 13%, Great Wall – 8%. Западные компании на суше в основном представлены в следующих сегментах: ГРП, цементирование скважин, ГНКТ (колтюбинг), испытание скважин. В данных сегментах иностранные компании концентрируют свой бизнес на наиболее дорогих и технологичных операциях, делая ставку не на загрузку своих флотов/установок, а на единичные дорогие операции. В целом нефтесервисный рынок Казахстана можно определить как динамично развивающийся, способный предложить значительные объемы работ сервисным компаниям как в бурении, так и в ремонтах скважин. Как и любой региональный рынок, нетесервисный рынок Казахстана имеет ряд достоинств и недостатков. К достоинствам можно отнести следующие факторы: » Значительные объемы эксплуататционнго и разведочного бурения – более 2000 тыс. м. в год. » Значительные объемы по операциям КРС и ТРС – более 5 тыс. операций, более 35 тыс. » Значительный спрос на услуги ПНП (повышения нефтеотдачи пластов) на старых месторождениях НК «КазМунайГаз» - Озень и Эмба. » Активное развитие малых и средних добывающих проектов с иностранным участием (Condor Petroleum, Emir Oil, Sagiz Petroleum Co, Max Petroleum PLC), которые имеют наиболее открытую тендерную систему распределения сервисных работ. Недостатками нефтесервисного рынка Казахстана являются следующие факторы: » Рост добывающих компаний с китайским участием; » Отсутствие новых крупных проектов на суше, рост рынка здесь будет в основном определятся расширением текущих крупных проектов (Тенгиз, Карачаганак) и поддержанием уровня добычи на зрелых месторождениях (Озень, Эмба). www.rogtecmagazine.com

27% of the total number of meters drilled, including XiBu – 13%, and Great Wall – 8%. Western companies operate mainly in the following segments: hydraulic fracturing, coiled tubing operations, and well testing. In these segments, foreign companies concentrate their business on the most expensive and technologically demanding operations, with a view to using their fleets/rigs instead of one-time costintensive operations. On the whole, the oilfield services market of Kazakhstan may be said to be rapidly expanding and capable of offering a sizeable scope of work to service companies both when it comes to drilling and well workovers. As is the case in any regional market, the oilfield services market of Kazakhstan has a number of advantages and disadvantages. The advantages are as follows: » Large volumes of production and exploration drilling – over 2,000,000 meters per year; » Large volumes of well workover and well servicing operations – over 5,000 and 35,000 operations, respectively; » Strong demand for enhance oil recovery (EOR) at KazMunaiGas brownfields – Ozen and Emba; » Active development of small and mid-sized production projects with foreign participation (Condor Petroleum, Emir Oil, Sagiz Petroleum Co, Max Petroleum PLC), which have the most open tender system for the distribution of service contracts. The disadvantages of the oilfield services market of Kazakhstan are as follows: » A growing number of production companies with Chinese participation; » Lack of new large onshore projects, which means that market growth depends mainly on the expansion of the current large projects (Tengiz, Karachaganak) and maintenance of production levels at brownfields (Ozen, Emba). For more information please contact Daria Ivantsova: +7 (495) 502 5433 / 778 4597 or e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-research.com За дополнительной информацией свяжитесь с Иванцовой Дарьей по тел: +7 (495) 502 5433 / 778 4597 или по электронной почте: daria@rpi-inc.ru www.rpi-research.com

ROGTEC 85


РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

КОНЦЕПЦИИ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА CONCEPTS FOR ARCTIC SHELF FIELD DEVELOPMENT М.Н. Мансуров, (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

M.N. Mansurov, (Gazprom VNIIGAZ, LLC)

O

D

своение нефтегазовых ресурсов арктического шельфа основывается на результатах большого объема научных исследований как фундаментального, так и прикладного характера, на использовании новых, эффективных технико-технологических решений, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов, снижение капитальных вложений, выполнение требований безопасности и охраны окружающей среды. Направления научно-технического обеспечения морских нефтегазовых проектов, в основном, определяются конкретными условиями природно-географического, геолого-геофизического, метеоклиматического и инженерно-океанологического расположения месторождений, развитием промышленности, создающей новые технологии и технические средства для обустройства промыслов, добычи и транспорта продукции скважин. При освоении арктических месторождений исследования должны быть направлены на разработку принципиально новых схем и методов обустройства, включая эффективную систему безопасности для объектов, удаленных на значительное расстояние от берега. Разработка новых технологий и технических средств обустройства месторождений, добычи и транспорта углеводородной продукции связывается с

86 ROGTEC

evelopment of oil and gas resources in the Arctic is based on a lot of research and the use of new technology that ensures both efficient exporation and production, decreases capital costs and complies with all relevant safety and environmental norms. Scientific and technical support for offshore oil and gas projects is made up by specific geographic, geological, geophysical, meteorological and climatic conditions, as well as engineering and the locations of the resources Other issue such as new technology and equipment for offshore facilitiy construction, production and transport of oil and gas are also key factors. When looking at developing artcils deposits, research should be aimed specifically at new ways to construct production facilities, including efficient safety systems for for installations located far offshore. New technology advances are focussed on the need to create subsea, underice oil and gas facilities and mobile equipment for all-year drilling in frozen seas. Because of the strict environmental requirements, harsh natural conditions and indeed the social and economic situation in the Arctic region, decisions regarding these factors are key. Ten unique diversity of the ecosystem offshore and the coastline place serious restrictions on possible levels of production and require special care in their execution. www.rogtecmagazine.com


ARCTIC DEVELOPMENT созданием подводно-подледных нефтегазопромыслов и мобильных технических средств для круглогодичного бурения в замерзающих морях. Жесткие экологические требования, суровые природные условия и социально-экономические особенности районов Арктики определяют повышенные требования к принимаемым техническим, природоохранным и технологическим решениям, к используемой технике и материалам, срокам проведения работ и т.д. Уникальность экосистем морских акваторий и их побережий накладывают серьезные ограничения на возможные уровни воздействия работ на природную среду и требуют особой тщательности при их проведении.

With this in mind, the purpose of this article is to analyse the current regulatory framework in Russia, and the high levels of industrial and environmental safety in place when the developing Arctic resource, as well as the evaluation of existing and prospective technological methods required for project execution. 1. Legal Regulatory Requirements to Ensure Environmental Safety The current regulatory framework in Russia dictates that the following principles should be adhered to when exploring and producing oil and gas deposits in the Arctic:

» Obligatory Environmental Impact Assessment (EIA); » Coordination of environmental conditions and limitations; » Development a system of environmental protection measures;

В этой связи, целью настоящей статьи является анализ состояния нормативно-правовой базы РФ в части приемлемого обеспечения высокого уровня промышленной и экологической безопасности освоения арктических месторождений, а также наличия современных и перспективных техникотехнологических методов, необходимых для реализации проектных решений по их обустройству. 1. Нормативно-правовые требования по обеспечению экологической безопасности Анализ российской законодательно-правовой базы и практики нормативного регулирования режимов охраны окружающей среды при осуществлении хозяйственной деятельности показал, что при реализации проектов разведки и разработки арктических нефтегазовых месторождений должны соблюдаться следующие основные принципы: » Обязательность проведения оценки воздействий на окружающую среду (ОВОС); » Согласование экологических условий и ограничений; » Разработка системы мероприятий по охране окружающей среды; » Создание системы управления охраной окружающей среды; » Учет эколого-экономических аспектов проекта. Юридический статус оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) определен российским законодательством, однако содержание и методология ОВОС для морских нефтегазовых работ до настоящего времени не получили окончательного оформления в нормативно-технических и методических документах. Соответствующие требования вырабатываются эмпирически по мере реализации проектов, выполняемых и намеченных к разработке на континентальном шельфе России. Учитывая, что развитие российской морской нефтегазовой отрасли характеризуется многосторонним иностранным участием, достаточно www.rogtecmagazine.com

» Creating a system of environmental protection management;

» Control of the project’s economic-ecological aspects. The legal status of the Environmental Impact Assessment (EIA) is determined by the Russian legislation, however the contents and methodology of EIA for offshore hydrocarbon operations has not been finalized in any technical documentation, but the requirments are being updated as different projects are executed and targeted for development on Russia’s continental shelf. Considering that the Russian offshore oil and gas industry has multiple international participants, foreign and international requirements are quite often applied, including the following: » World Bank Policies on Environmental Assessment; » Environmental guidelines of the International Finance Corporation; » Guidelines of the Economic Commission for Europe; » Instructions and recommendations of E&P Forum and a number of other documents. These documents both have their own significance and also influence the creation of Russian regulatory framework through the execution of a number of international environmental protection projects. Environmental conditions for the undertaking of individual projects are formed in stages, from the license agreements to an expert review of the “Declarations of Intentions” and the design documentation. This is done by regulatory authorities, usually as comments and suggestions to ecological (environmental) sections of the submitted documents. Upon an initiative of the project operator (investor), the regulatory authorities may issue special directives and instructions for specific projects, which in practice is found as preparation of so called “special technical conditions for design and/or construction”, which set environmental conditions in advance, thus facilitating further interaction with the regulatory organs based on this framework.

ROGTEC 87


РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ распространенным оказалось применение зарубежных и международных требований, к числу которых можно отнести: » Директивы Всемирного Банка по экологической оценке проектов; » Экологические процедуры Международной финансовой корпорации; » Руководства Европейской экономической комиссии; » Руководства и рекомендации E&P Forum и ряд других документов. Указанные документы имеют как самостоятельное значение, так и оказывают влияние на формирование российской нормативно-методической базы через реализацию ряда международных проектов по вопросам охраны окружающей среды. Экологические условия реализации конкретных проектов формируются поэтапно, начиная с условий лицензионных соглашений, экспертизы деклараций о намерениях и проектной документации. Это осуществляется регулирующими органами обычно в форме предложений и замечаний к экологическим (природоохранным) разделам представляемых документов. По инициативе оператора проекта (инвестора) регулирующие органы могут издавать специальные распоряжения и указания по конкретным проектам, что получает развитие в практике подготовки так называемых «специальных технических условий на проектирование и/или строительство», в которых заранее оговариваются экологические условия и, тем самым, упрощается дальнейшее взаимодействие с регулирующими органами на этой основе.

The Russian term “system of environmental protection measures” is equivalent to the western concept of an “Environment Management Plan” and relates to all organizational and technical measures, equipment, control systems, management and reporting created with the purpose of ensuring environmental protection by decreasing technogenic impact and influence to environmental components. On the air pollution control front, the issue of applicability of Russian requirements to the projects being developed in the Exclusive Economic Zone causes special concerns. There is a certain controversy about permissibility of discharging into the sea such normal offshore operation products as drilling mud and formation waters. Some serious problems arise in broadening legal coastal water protection norms to the Exclusive Economic Zone on the whole. The following conditions determine the relationship of a projects’ economical and environmental aspects: » legally established payment arrangements for natural resource usage, including discharges, emissions and emplacement of pollutants in the environment; » presence of compensation payments related to the influence of offshore petroleum development to the interests of other subsoil users, such as fishery; » ecologic-economical evaluation of the efficiency of environmental protection activities. Currently, compensation payments are only calculated as a direct correlation to damages inflicted upon the fishing industry. They calculate on the decreased production of marine aquatic areas, however do not comply with civil legislation.

Российский термин «система мероприятий по охране окружающей среды» аналогичен западному понятию ”Environment Management Plan” и относится ко всем организационно-техническим мерам, оборудованию, системам контроля, управления и отчетности, создаваемых в целях обеспечения охраны окружающей среды путем снижения техногенных воздействий и нагрузок на компоненты окружающей среды.

Evaluating the efficiency of environmental protection measures is a very specific procedure based “preventing environmental damage”, which is calculated as savings on payments for environmental pollution as a result of environmental protection measures and a decreased usage of natural resources. This method is used for internal purposes, and in the execution of environmental protection measures.

С точки зрения охраны воздушной среды особую озабоченность вызывает вопрос о применимости российских требований к проектам, реализуемым в исключительной экономической зоне. Имеется определенная противоречивость и в отношении допустимости сброса в море таких продуктов нормальной эксплуатации объектов морской нефтегазодобычи как буровые шламы и пластовые воды. Существенные проблемы возникают в распространении законодательных актов режима охраны прибрежных вод на исключительную экономическую зону в целом.

2. Legislative Framework for Industrial Safety and Labor Protection The foundational principles of the Russian Federation Civil Code form grounds for industrial safety provisions are as follows: » “damage... must be reimbursed in full by the person who caused it”; » “if the damage caused as a result... of industrial activity that continues to cause it or may cause new damage, the court is entitled … to stop or suspend the corresponding activity”; » “legal entities..., whose activity is associated with

88 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


ARCTIC DEVELOPMENT

Оптимизация процессов Повышение производительности

МАКСИМАЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ На всех этапах эксплуатации месторождения

Компания FMC Technologies предоставляет полный спектр услуг, позволяющих оптимизировать процесс добычи на подводных месторождениях на всех этапах эксплуатации. Наши технологии поддержания пластового давления и мониторинга повышают добычу, а высокотехнологичные системы подводной комплексной подготовки добываемого продукта и сервисные услуги при проведении внутрискважинных работ увеличивают коэффициент извлечения на подводных месторождениях даже с самым сложным геологическим строением. Где бы ни располагалось месторождение, какой бы сложной ни была задача, мы всегда будем рядом на протяжении всего жизненного цикла месторождения.

Авторское право © FMC Technologies, Inc. Все права защищены.

www.fmctechnologies.com

С нами Вы—лидер! Всегда и во всем. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 89


РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ Взаимосвязь экономических и экологических аспектов проектов определяется следующими условиями: » законодательно установленной платностью природопользования, включая сбросы, выбросы и размещение загрязняющих веществ в окружающей среде; » наличием компенсационных выплат, связанных с влиянием морской нефтегазовой деятельности на интересы других природопользователей, в частности, рыбного хозяйства и рыболовства; » эколого-экономическая оценка эффективности природоохранных мероприятий.

heightened danger to others, … must reimburse the damage caused by the source of such heightened danger”. Regulation of industrial safety consists of two interrelated concepts: » the industrial safety itself, which is aimed at maintaining a system of organizational and technical measures carried out in hazardous industrial facilities; » protection of the population and territories which includes measures aimed at the prevention of hazards that may occur outside the boundaries of the hazardous facility.

Компенсационные выплаты в настоящее время предусмотрены только в отношении ущерба, наносимого рыбному хозяйству и рыболовству. Действующие методики предусматривают определение такого ущерба расчетом утраты кормовой базы и снижения рыбопродуктивности морских акваторий, но они не соответствуют действующему гражданскому законодательству. Оценка эффективности природоохранных мероприятий является весьма специфической процедурой, основанной на концепции так называемого «предотвращенного экологического ущерба», который исчисляется как экономия на платежах за загрязнение природной среды за счет применяемых мер по снижению использования природных ресурсов и охране окружающей среды. В настоящее время используется в основном для внутренних целей при сопоставлениях и оценке различных вариантов размещения объектов и осуществления природоохранных мероприятий. 2. Нормативно-правовое обеспечение промышленной безопасности и охраны труда персонала В основу обеспечения промышленной безопасности положены фундаментальные принципы Гражданского Кодекса Российской Федерации: » «вред ... подлежит возмещению в полном объеме лицом, причинившим вред»; » «если причиненный вред является последствием ... производственной деятельности, которая продолжает причинять вред или угрожает новым вредом, суд вправе ... прекратить или приостановить соответствующую деятельность»; » «юридические лица ..., деятельность которых связана с повышенной опасностью для окружающих, ... обязаны возместить вред, причиненный источником повышенной опасности». Нормирование промышленной безопасности разделяется на два взаимосвязанных направления: » собственно промышленная безопасность, предметом которой является система организационных и технических мер,

90 ROGTEC

The nature of design, construction and operational activities for hazardous industrial facilities, which include offshore production installations, is manifested in the licensing, equipment certification and attestation of personnel which are all regulated by corresponding norms of the supervisory authorities. The main legal instrument that regulates the safety of the population and territories is the Federal law entitled “Concerning the Protection of the Population and Areas Against Natural and Man-Made Emergencies” (68-FZ dated 24.12.94), which sets legal principles for the prevention of possible damages based on the levels of the actual hazard in question. www.rogtecmagazine.com


ARCTIC DEVELOPMENT осуществляемых на опасных производственных объектах; » защита населения и территорий, понимаемая как меры, направленные на предупреждение опасностей, способных реализоваться за пределами опасного объекта. Разрешительный характер деятельности по проектированию, строительству и эксплуатации опасных производственных объектов, к которым относятся объекты морской нефтегазодобычи, находит

3. Analyzing the Current State of Knowledge for the Arctic Environment The analysis of available data on the environmental conditions of the Arctic shelf water bodies related to: phyto-, zoo- and ichtyoplankton, benthos, fish, sea and other water fowl, mammals, seawater contamination levels (radionuclides, chloro-organics, microelements and petroleum hydrocarbons and etc.), shows that: 1. The background conditions of the ecosystems in the Barents sea and parts of Kara sea during the summer periods has been studied to a sufficient extent and allows EIA projects for exploration and prospecting works to be carried without special additional research. 2. The understanding of ecosystems in the winter periods is much less than that during the summer, and therefore an entire complex of research has to be carried out to meet the EIA objectives for offshore deposits. 3. For EIA purposes, it is also necessary to carry out risk analysis and plan emergency response measures for a number of specific areas, study the sensitivity of the coastline and detect important bioproductive areas. In review of currently accepted scientific approaches to EIA procedures in Arctic shelf development, it is important to emphasize that two types of understanding based on existing knowledge and new research are needed: » understanding characteristics of the environment and the dynamics of its processes in view of proposed anthropogenic activity; » improvement of EIA procedures with the purpose of increasing their efficiently not just in administrative and legal regard, but ensuring compliance to the principles of environmentally safe, sustainable development.

свое выражение в необходимости лицензирования, сертификации оборудования и аттестации персонала, которые регулируются соответствующими нормативами надзорных организаций. Основным правовым актом, регулирующим вопросы безопасности населения и территорий, является Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» (68-ФЗ от 24.12.94), в котором законодательно закреплены принципы превентивного снижения возможного размера ущербов, исходя из степени реальной опасности, необходимой www.rogtecmagazine.com

The experience of environmental expert reviews shows that most EIA difficulties are a lot more related to the problems of understanding of the second type, i.e. due to inadequate knowledge and ideas about the nature and problems of the EIA process itself in the context of environmentally safe sustainable development accepted by the UN, and not so much to limited understanding of the environmental situation. Some of the main difficulties are: » insufficient data for forecasting dynamics of bioproductivity and the status of bioresources; » absence of methodology for social and economic evaluation of the after-effects of undertaking large projects; » determining the boundaries of transition hazards for ecosystems from stable to unstable. One should agree with the opinion of Russian and foreign experts, which say that presently there are no unified EIA methods, because impact assessment procedures are so hard tp predict. 4. Ensuring industrial safety and labor protection during development of Arctic hydrocarbon deposits. The following criteria were used to analyze the peculiarities of production activities in the Arctic:

ROGTEC 91


РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ достаточности мероприятий при максимально возможном использовании имеющихся сил и средств. Анализ показывает, что эта область деятельности наиболее полно (по сравнению с другими задачами освоения морских нефтегазовых месторождений) обеспечена современной законодательной и нормативно-правовой базой. 3. Анализ изученности экологического состояния арктического шельфа Анализ имеющихся сведений по экологическому состоянию акваторий арктического шельфа, сведенная к стандартным представлениям и формам: фито-, зоо- и ихтиопланктон, бентос, рыбы, морские и другие водоплавающие птицы, млекопитающие, уровни загрязнения морских вод (радионуклиды, хлороорганика, микроэлементы и нефтяные углеводороды и др.), показывает, что: 1. Фоновое состояние экосистем Баренцева и части Карского моря для летнего периода изучено достаточно полно и позволяет выполнять ОВОС проектов поисково-разведочных работ без специальных дополнительных исследований. 2. Изученность экосистем в зимний период гораздо хуже, чем в летний, и для решения задач ОВОС обустройства морских месторождений необходимо выполнять весь комплекс исследований. 3. Необходимо, также, проведение для целей ОВОС анализа риска и планирования мер по чрезвычайным ситуациям для ряда конкретных площадей, исследования чувствительности побережья, выявления важных биопродуктивных площадей. Рассматривая принятые научно-методические подходы к процедурам ОВОС в проектах освоения месторождений арктического шельфа, представляется важным отметить, что для процедур ОВОС необходимы два типа понимания, основанные на имеющихся знаниях и новых исследованиях: » характеристик природной среды и динамики изменений, происходящих в ней процессов, под воздействием намечаемой антропогенной деятельности; » совершенствование процедур ОВОС с целью повышения ее эффективности не только в административном и юридическом смысле, но и соответствия принципам экологически безопасного устойчивого развития. Из опыта экологических экспертиз следует, что наибольшие сложности ОВОС связаны именно с проблемами понимания второго типа, т.е. с неадекватными знаниями и представлениями о природе и проблемах самого процесса ОВОС, в контексте принятой ООН экологически безопасного устойчивого развития, а не столько с ограниченными

92 ROGTEC

» Preparedness of the platform’s personnel to

emergencies and evacuation (presence of special evacuation equipment) » Rational planning and location of production and accommodation facilities; » Requirements for conceptual design (built-in safety design) » Requirements for production and auxiliary facilities (high reliability of power supply, heating and ventilation systems) » Ensuring the safety of production zones and communications, related to hydrocarbon production in enclosed areas

» Anti-fire and anti-explosion production which allows the

mitigation of explosion loads in harsh weather conditions.

When analyzing the results, they show that industrial safety concepts for offshore platforms should be based on the following principles. » The priority principle in platform construction is safe design, because implementing such compensating safety measures as reconstruction, for example, are much longer and more expensive in the Arctic than in the North Sea. www.rogtecmagazine.com


ARCTIC DEVELOPMENT знаниями экологического состояния. К основным сложностям можно отнести: » недостаточность сведений для прогноза динамики биопродуктивности и состояния биоресурсов; » отсутствие методологии социально-экономических оценок последствий реализации крупных проектов; » определение границ опасных переходов экосистем из устойчивых состояний в неустойчивое. Следует согласиться с мнением зарубежных и отечественных экспертов в том, что в настоящее время отсутствуют унифицированные методы ОВОС,

» Evacuation and rescue operations are one of the

greatest safety challenges in Arctic development. In some cases, evacuation presents a higher risk than staying on the platform. This is why the most adequate safety concept is the one based on the utilization of Temporary Refuge.

Emergency preparedness is one other requirement for operations in the Arctic shelf. The main condition of overall emergency preparedness is obligatory presence of a duty ship (icebreaker). Enclosed operating areas on arctic platforms explain greater attention to explosion protection than on platforms in the North Sea, because enclosed modules create more destructive blast pressures. Active usage of light switchgear panels to decrease blast hazards may be a good compensating measure. Special factors for operating conditions and labor protection in the Arctic are: » extreamely cold climate, polar night; » isolation/detachment from onshore infrastructure; » limited communication in work and off-hours environments. The labor conditions in the Arctic North are exemplified by increased acclimatization times. The adaptation processes become more tense as the contrast of climate conditions increases when workers move from their homes to the job site. This is why the issues of optimal labor process organization become especially critical in conditions when a person is exposed to a nummber of unfavorable conditions. Rotational or shift work, which is normally applied fot offshore operations, involves being far from home, with the absence of rest and nutrition regimens and also includes shift schedules with long night shifts. This is why the effect of shift work should be studied further inorder to negate issues such as occupational illness and trauma. The long term accumulated experience of petroleum companies in Western Siberia should be studied

поскольку процедуры оценки воздействия трудно поддаются унификации. 4. Концепция обеспечения промышленной безопасности и охраны труда при обустройстве углеводородных месторождений в Арктике. Особенности производственной деятельности в арктических условиях проанализированы на основе следующих критериев: » Подготовленность персонала платформы к чрезвычайным ситуациям и эвакуации (наличие www.rogtecmagazine.com

This is why rotational method should undergo further study for development of hygienic, health and rehabilitation measures aimed at prevention of occupational illnesses and professional traumatism based on large accumulated experience of petroleum companies in the Western Siberia. 5. Emergency and Oil Spill Response The main reason for interest in forcasting the behaviour of oil spills in the arctic is due the very limited knowledge The main reason for great interest to forecasting the behavior and influence of oil pollution to the dynamics of arctic basins is limited knowledge about the mechanisms of distribution, transformation and utilization of NU in cold sea environments, which leads to great differences in opinions

ROGTEC 93


РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ специальных технических средств эвакуации)

» Рациональная компоновка и расположение

and researchers’ views on the environmental consequences related to the behavior of arctic oil spills.

производственных и жилых помещений;

» Требования к концептуальному проектированию

(проектирование с врожденной безопасностью) » Требования к производственным и вспомогательным сооружениям (высокая надежность систем энергообеспечения, отопления и вентиляции) » Осуществление безопасности производственных зон и коммуникаций, связанные с осуществлением работ по добыче углеводородов на закрытых площадках » Противопожарная и противовзрывная защита, позволяющая уменьшить взрывные воздействия в суровых погодных условиях. Результаты анализа показывают, концепция промышленной безопасности морских платформ должна основываться на следующих принципах. Приоритетным принципом создания платформ является концепции безопасного проектирования, поскольку введение компенсирующих мер безопасности, например, путем реконструкции, является в Арктике более трудным и дорогим, чем в Северном море. Эвакуация и спасательные работы являются одной из самых сложных проблем безопасности при работе на арктическом шельфе. В некоторых случаях эвакуация представляет больший риск, чем присутствие на платформе. Поэтому наиболее приемлема концепция безопасности, основанная на применении Временного Убежища. Подготовленность к чрезвычайным ситуациям представляет еще одно основное требование при работе на арктическом шельфе. Основным условием общей подготовленности к чрезвычайным ситуациям является обязательное наличие дежурного судна (ледокола). Закрытость рабочих зон на платформах арктического шельфа требует большего внимания при защите от взрывов, чем на платформах в Северном море, поскольку закрытые модули создают более разрушительные взрывные давления. Компенсирующей мерой может быть активное применение легких распределительных щитов для снижения опасности взрыва. Особыми факторами условий работы и охраны труда на арктическом шельфе являются: » чрезвычайно холодный климат, полярная ночь; » изоляция/оторванность от береговых инфраструктур; » ограниченность общения в рабочей и нерабочей обстановках.

94 ROGTEC

The analysis of Russian and foreign literature revealed an absence of direct observations of oil in Arctic sea oil spills, an insufficient understanding of interrelated hydrological, chemical, atmospheric and other processes in the multicomponent and balanced open system of the Arctic Ocean. However, to some extent the accumulated knowledge allows us to develop evolution models and to forecast the environmental consequences of pollution in the Arctic basin as well as developing technical means for oil spill response in the Arctic. As we know, no oil spill response methods offers a complete solution when it comes to icy waters. Moreover, the most successful strategy will combine two or more methods, adapting according to the time and location of the oil spill. The limiting factors that decrease the efficiency of all methods are: light conditions, harsh weather, possible ice conditions and distance from shore/base. Efficient planning and oil spill response operations require the development of methods to evaluate the sensitivity of the natrual coastline environment to oil pollution. Zoning the coastline sensitivity will allow the operators to provide necessary measures and equipment to prevent or mitigate possible damages and to give environmental information for oil spill response operations. Main Conclusions and Recommendations 1. Resolving environmental challenges at the design stage of arctic deposit development requires: » conducting complex environmental research during the fall and winter periods, » risk analysis and planning of emergency measures, » studying sensitivity of the coast to hydrocarbon spills, » Methods to analyse both Russian and foreign data. 2. Industrial safety for development facilities is ensured by safe design concept, using Temporary Refuge at the platform, emergency preparedness of the personnel and the obligatory presence of a duty ship (icebreaker). 3. The influence and effect of the environment on the personnel in Extreme North conditions, in combination with hard and hazardous labor conditions, must become the subject of in depth study. The development of rehabilitation measures for the prevention of occupational illnesses and professional traumatism is also key. 4. Efficient planning and oil spill response operations require methods of evaluating to be developed reference the sensitivity of natrual coastline environments to oil pollution as well as the optimization of material and technical resources for the prevention and mitigation of possible damages, and indeed response to any possible accidents that may occur. www.rogtecmagazine.com


ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 95


РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ Условия труда персонала на арктическом Севере характеризуются повышенными акклиматизационными нагрузками. При перемещении работающих лиц из места проживания к месту работы с увеличением контрастности природных условий возрастает напряженность адаптационных процессов. Поэтому вопросы оптимальной организации трудового процесса в условиях воздействия на человека комплекса неблагоприятных факторов приобретают особую актуальность. Экспедиционно-вахтовый метод организации труда, который будет применяться на морских промыслах, сопряжен с удаленностью работы от места жительства, отсутствием нормального режима труда и отдыха и питания, сменным режимом работы с длительными ночными сменами. Поэтому он должен стать предметом дальнейшего изучения для обоснования гигиенических, лечебно-оздоровительных и реабилитационных мероприятий по профилактике формирования профессиональных заболеваний и производственного травматизма на основе большого опыта нефтегазовых компаний, накопленного на месторождениях Западной Сибири. 5. Аварийное реагирование и ликвидация разливов нефти Основной причиной большого интереса к прогнозированию поведения и влияния нефтяного загрязнения на режим и динамику полярных бассейнов является слабая изученность механизмов распространения, трансформации и утилизации НУ в холодных морских средах, которая приводит к большим различиям взглядов и оценок исследователей на экологические последствия, связанные с поведением нефтяного загрязнения. Анализ отечественной и зарубежной литературы показал отсутствие прямых наблюдений за выбросами нефти в арктических морях после аварий, недостаточную изученность взаимообусловленных гидрологических, химических, атмосферных и других процессов в многокомпонентной и сбалансированной открытой системе Северного Ледовитого Океана. Однако, накопленные знания позволяют в какой-то мере разработать модели эволюции и прогнозирования экологических последствий нефтяного загрязнения арктического бассейна, а также производить разработку технических средств борьбы с нефтяными разливами в арктических условиях. Как известно, ни один из методов по борьбе с нефтяными разливами не является панацеей при ликвидации нефтяных разливов в водах со льдом. Более того, вероятно наиболее успешной будет стратегия, которая представляет собой комбинацию двух или более методов, адаптированных по времени и месту действия аварийного разлива нефти.

96 ROGTEC

Ограничивающими факторами, снижающими эффективность применения всех методов являются: световой режим, суровые погодные условия, возможный ледовый режим и расстояния от земли/ базы. Эффективное планирование и проведение операций по ликвидации последствий аварий с разливами нефти требует разработки методов оценки чувствительности естественной среды прибрежной полосы к нефтяным загрязнениям. Районирование зон чувствительности прибрежной полосы позволит компаниям-операторам предусмотреть необходимые меры и материальные средства для предупреждения или сведения к минимуму возможного ущерба, обеспечить экологической информацией проведение операций по ликвидации последствий возможных аварий. Основные выводы и рекомендации 1. Для решения природоохранных задач на проектных стадиях обустройства арктических месторождений необходимы: » проведение комплексных экологических исследований в осенне-зимний период, » анализ риска и планирование мер по чрезвычайным ситуациям, » исследования чувствительности побережья к разливам углеводородов, » гармонизация методических подходов к анализу российских и зарубежных данных. 2. Промышленная безопасность объектов обустройства обеспечиваются концепцией безопасного проектирования, применением на платформе Временного Убежища, подготовленностью персонала к чрезвычайным ситуациям и обязательным наличием дежурного судна (ледокола). 3. Комплексное воздействие на работающий персонал в условиях Крайнего Севера факторов окружающей производственной среды в сочетании с тяжелыми и вредными условиями труда и быта должно стать предметом научного обоснования вахтовой организации труда, разработки гигиенических, лечебно-оздоровительных и реабилитационных мероприятий по профилактике формирования профессиональных заболеваний и производственного травматизма. 4. Эффективное планирование и проведение операций по ликвидации последствий аварий с разливами нефти требует разработки методов оценки чувствительности естественной среды прибрежной полосы к нефтяным загрязнениям, а также оптимизации состава необходимых материально технических средства для предупреждения, сведения к минимуму возможного ущерба и ликвидации последствий возможных аварий. www.rogtecmagazine.com


ARCTIC DEVELOPMENT

Геонауки — инвестиции в будущее

Окончание приёма тезисов докладов 1 октября 2013 г.

6-я международная геолого-геофизическая конференция и выставка www.eage.org www.eage.ru

www.rogtecmagazine.com

7-10 апреля 2014 г. г. Санкт-Петербург, Россия

ROGTEC 97


СИЗ

Рынок средств индивидуальной защиты в России Personal Protective Equipment Market in Russia Апарна Баласубраманиан Аналитик по НИР - химикаты, материалы и продовольственные продукты, Frost & Sullivan

Aparna Balasubramanian Research Analyst - Chemicals, Materials and Food Frost & Sullivan

У

W

читывая рост важности охраны и безопасности труда во всем мире, работодатели в различных промышленных отраслях обращают огромное внимание на безопасность труда сотрудников на рабочих местах, обеспечивая их соответствующими средствами индивидуальной защиты (СИЗ). СИЗ включают в себя различные виды защитных средств, которые обеспечивают защиту сотрудников от источников опасности на рабочих местах и классифицируются по типам обеспечиваемой защиты. На рост рынка СИЗ сильно влияет рост числа персонала, что, в свою очередь, зависит от развития в промышленной, добывающей, строительной, ЖКХ и нефтегазовой отраслях. В 2012 году доля России составляла 5,3% от общего мирового рынка СИЗ. Для развитых регионов, таких как Северная Америка и Западная Европа прогнозируется умеренный рост рынка. Однако, учитывая огромные инвестиции в промышленность, растущую осведомленность об использовании СИЗ и соблюдение требований безопасности конечными потребителями, ожидается, что Россия станет одним из наиболее быстрорастущих игроков на рынке СИЗ . Благодаря высокому потенциалу роста, Россия привлекает внимание глобальных производителей средств индивидуальной защиты.

98 ROGTEC

ith increasing importance of occupational health and safety across the world, employers of diverse industrial businesses lay huge emphasis on ensuring the safety of employees in workplaces, by providing appropriate Personal Protective Equipment (PPE). PPE comprises various types of safety equipment that protect workers from health hazards at workplaces and can be classified into different types based on the type of protection offered. The growth of the PPE market relies heavily on employment growth, which is dependent on activities in industries such as manufacturing, mining, construction, utilities and oil and gas. The Russian market accounted for a share of 5.3% of the global PPE market in 2012. Developed regions such as North America and Western Europe are expected to experience moderate growth. However, due to huge industrial investments, increasing awareness and end-user compliance for PPE usage, Russia is expected to drive growth in the global PPE market. Due to the country’s high growth potential, it is largely attracting attention from global PPE manufacturers. Russian Oil and Gas Industry – An Overview Russia is the largest producer of natural gas and one of the two largest oil producers in the world. The western Siberian region accounts for major oil production in Russia www.rogtecmagazine.com


PPE

CИЗ области выше шеи Газовые детекторы

Защита от падений

Above the Neck Protection Gas Detectors

СЗ органов дыхания

СИЗ Защитная обувь

Защитные перчатки

Protective Footwear

Protective Clothing

Рынок СИЗ: возможности роста по регионам глобальные, 2012-2017 PPE Market: Growth Opportunity by Region Global, 2012-2017 9.0%

СГТР (2012- 2017) CAGR (2012-2017)

Остальной мир / Rest of the World 94.7%

Protective Gloves

and fields in this region are operated by Russian oil firms. The two largest oil fields in West Siberia were Samotlor Bothof, in production since 1969, and North Priobskoye, in production since 2000. Other oil fields in the eastern region and in the Russian Arctic region hold huge untapped potential and are actively being explored by leading international oil companies.

Глобальный рынок СИЗ:% доля России, 2012 Global PPE Market: Per Cent Share of Russia, 2012 Россия / Russia 5.3%

PPE

Fall Protection

Защитная одежда

Обзор российской нефтегазовой отрасли Россия – крупнейший в мире производитель природного газа и один из двух крупнейших нефтедобывающих государств в мире. Основная добыча нефти в России приходится на Западную Сибирь, где ведут эксплуатацию российские нефтяные компании. Два крупнейших месторождения Западной Сибири –

Respiratory Protection

Россия / Russia

8.0%

Латинская Америка Latin America

7.0% Китай China

6.0% 5.0% 4.0% 3.0%

АТР Asia Pacific

Северная Америка North America Остальной мир Rest of World

2.0%

Западная Европа Western Europe

1.0% 0.0% 0.0

5.0

10.0

15.0

Объем рынка ($ млрд.), 2012 Market Size ($ Billion), 2012 Самотлорское, разрабатываемое с 1969 г., и СевероПриобское, работающее с 2000 г. Другие нефтяные месторождения в восточном регионе и в российской Арктике имеют огромный скрытый потенциал и ведущие международные нефтяные компании в настоящее время ведут там активную разведку. Россия также занимает высокие позиции в сегменте сланцевых и других трудноизвлекаемых нефтяных запасов, но таким углеводородам уделяется мало www.rogtecmagazine.com

Russia also ranks high in shale and other tight oil resources, but they remain largely unaddressed, as high taxes decrease profitability. Oil giants are now increasingly showing interests in capitalising on these new market opportunities. PPE Regulatory Structure Prior to separation of Russia from other Former Soviet Union (FSU) states, worker safety was formalised by GOST (Gosudarstvennyy Standart). These standards maintained

ROGTEC 99


СИЗ внимания, поскольку высокие налоги сокращают прибыльность подобных проектов. Нефтяные гиганты сегодня демонстрируют рост интереса к капитализации этих новых рыночных возможностей. Нормативная база по СИЗ До выхода России из состава бывшего Советского Союза (БСС), безопасность труда контролировалась нормами ГОСТ (Государственным Стандартом). Эти стандарты утверждались Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (МГС). Стандарты ГОСТ являются межгосударственными для всех стран СНГ, а особые российские стандарты обозначаются аббревиатурой ГОСТ-Р. Учитывая растущую глобализацию нефтегазовой отрасли, потребителями СИЗ для данной промышленности в значительной степени являются международные нефтяные гиганты. Разница между европейским регулированием и стандартами ГОСТ в большинстве случаев остается неочевидной для поставщиков и потребителей СИЗ. В последние годы наблюдается тенденция к гармонизации европейских стандартов EN и российских ГОСТов, и этот шаг будет

by Euro-Asian Council for Standardisation (EACS). GOST standards are common for all CIS states and Russian specific standards are indicated by GOST-R. With increasing globalisation of the oil and gas industry, the PPE customers in the industry are in many cases, international oil giants. The differences between the EN regulations and GOST standards remain unclear to PPE suppliers and customers in most cases. There has been a movement towards harmonisation of EN standards with the Russian GOST ones, a step that will favour both oil and gas customers and PPE manufacturers. However, it is a cumbersome process and the timeframe for such an effort to materialise cannot be determined. This harmonisation would certainly widen global trade channels for PPE in Russia, offering opportunities for global PPE producers. Opportunities for PPE Market Oil and gas industry is among the most safety-conscious end-user industries of PPE. Due to the high safety concerns involved in upstream as well as downstream activities, this industry, globally, remains a large end user of PPE. The needs for different types of PPE in the oil and gas industry are summarized in the table below.

Операция на месторождении Oil Field Operation

Опасность Hazard

Основное решение СИЗ Main PPE Solution

Строительство трубопроводов Wire line operation

Риск ожогов и опасность для органов дыхания в связи с возгоранием Exposure to burns and respiratory hazards due to a fire

Защитная одежда, СИЗ органов дыхания Protective Clothing, Respiratory Protection

Крепление скважин Cementing

Риск возможного возгорания и опасность для органов дыхания Exposure to potential ignition and respiratory hazards

СЗ органов дыхания Respiratory Protection

Работы по перекачке Pumping

Риск химического воздействия, высокий уровень шума, скользкая поверхность и угроза падения Exposure to chemical hazards, high noise levels, slips, trips and falls

Защитная одежда, защитные перчатки, СИЗ органов слуха, спец обувь, защита от падения Protective Clothing, Protective Gloves, Hearing Protection, Protective Footwear, Fall Protection

Демонтаж буровой Rig Down

Опасность возможного возгорания и опасность для органов дыхания Exposure to potential ignition and respiratory hazards

СИЗ органов дыхания Respiratory Protection

Использование метода интенсификации при добычи нефти Stimulation

Скользкая поверхность, угроза падения и опасность возгорания Slips, falls and exposure to ignition

Защитная обувь, защита от падения, СЗ органов дыхания Protective footwear, Fall protection, Respiratory protection

100 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


PPE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 101


СИЗ благоприятным как для производителей СИЗ, так и для их потребителей в нефтегазовой отрасли. Однако это трудоемкий процесс и сроки реализации такой инициативы нельзя точно определить. Безусловно, эта гармонизация расширит торговый оборот СИЗ на территории России, что обеспечит дополнительные возможности для глобальных производителей такой продукции. Возможности на рынке СИЗ Нефтегазовая отрасль отличается наибольшей осведомленностью в отношении безопасности среди отраслей-конечных пользователей СИЗ. В связи с высокими факторами опасности, сопряженными как с разведкой и добычей, так и с последующей переработкой нефтепродуктов, нефтегазовая отрасль в глобальном масштабе остается крупнейшим конечным потребителем СИЗ. Потребности в различных типах СИЗ для нефтегазовой отрасли приведены в таблице ниже. В связи с многочисленными опасностями, сопряженными с проведением работ в нефтегазовой отрасли, сотрудники подвержены высокому риску травм и аварий. В случае аварии, судебные издержки и затраты на компенсации сотрудникам особенно высоки в нефтегазовой отрасли. Кроме того, потеря производительности, связанная с потерями рабочего времени может сильно повлиять на общий уровень производства компании. Поэтому соблюдение требований безопасности и выдача соответствующих СИЗ работникам в нефтегазовой отрасли считается обоснованным вложением, что приводит к широкому использованию СИЗ.

Средства защит от падений и средства персональной защиты

Стоимость обязательств в связи с компенсациям

Потеря производительности с учетом больничных дней

В отличие от других отраслей промышленности, работники нефтегазовой отрасли подвержены

102 ROGTEC

Due to the high risks associated with oil and gas operations, workers are at high risks of injuries and accidents. In the event of an accident, costs associated with litigation and employee compensation costs are especially high within this industry. Moreover, the loss of productivity resulting from lost working days, weighs heavily on overall company production. Thus, complying with safety regulations and issuing the appropriate PPE to the employees is considered a wise investment within the oil and gas industry, resulting in high usage of PPE.

Workplace accidents due to lack of usage of personal protection equipment

Liability cost incurred through compensations

Productivity loss in terms of sickleave

Unlike other industry verticals, oil and gas exposes the workers to several unique risks, driving the need for highquality specialized protective equipment. PPE products for oil and gas industry need to be highly durable and strong. Being waterproof and corrosion resistant is crucial to meet the needs of offshore environments, which is applicable to fall protection products, protective footwear, respiratory protection products, protective gloves, protective clothing, and gas detectors. Occupational threats such as exposure to hydrogen sulphide (H2S) gas determine product specializations for respiratory protection and gas detection equipment. Oil and gas industry is among the largest end users of PPE in Russia and accounts for 25.0 % of the total Russian PPE market. The upstream oil and gas sector (exploration, drilling, construction and production) generated the highest revenue for all PPE markets, due to extensive investment on oil and gas extraction in the region. Production was the biggest activity in 2012, generating 42.6% of the oil and gas PPE market revenue. Except for fall protection equipment, which finds high demand in the construction activity, production and drilling were identified to be the main source of revenues for most PPE markets. Oil extraction has been continuing for decades and most of the easily accessible oil fields have been exploited to run www.rogtecmagazine.com


PPE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 103


СИЗ некоторым специфическим рискам, что обуславливает near full capacities. The industry is continuing to explore in untapped regions such as the continental shelf in the необходимость высококачественных средств защиты. Arctic zone, remote regions in western and eastern Siberia СИЗ для нефтегазовой отрасли должны быть and the Black Sea. In view of accessing such difficult особенно прочными и стойкими. Для обеспечения oil fields, the industry is likely to expose workers to lifeбезопасности на морских проектах особенно threatening risks. Thus, such a trend necessitates the use важны такие параметры как водоустойчивость и of sophisticated PPE, thereby increasing market potential устойчивость к коррозии.Подобные характеристики in the oil and gas industry. Moreover, the scarcity of easily применимы для средств защиты от падения, accessible oil fuels innovations in developing newer drilling спец. обуви, СИЗ органов дыхания, защитных technologies which increases employment opportunities, перчаток, защитной одежды и газовых детекторов. thereby having a direct positive impact on the oil and gas Характеристики средств защиты органов дыхания и PPE market. газовых детекторов определяются специфическими отраслевыми источниками Общий рынок СИЗ: доли продаж в %, Россия, 2012 опасности, такими как, Total PPE Market: Percent Sales Breakdown, Russia, 2012 например, присутствие сероводорода (H2S). Добыча - Production

Одно из главных мест среди крупнейших Прочие конечных пользователей отрасли СИЗ в России занимает Нефть и газ Other нефтегазовая отрасль, на Oil & Gas Переработка Industries долю которой приходится 25% Refining 75% Строительство 25.0% всего российского Construction рынка СИЗ. Добывающий Разведка сектор нефтегазовой Exploration Бурение - Drilling отрасли (разведка, бурение, строительство и эксплуатация скважин) обеспечил наибольший уровень дохода на PPE Customer Base – Distribution Structure всех рынках СИЗ в связи с масштабными инвестициями The PPE customer base in the Russian oil and gas в добычу нефти и газа в регионе. Производство industry is a mix of direct company employees and СИЗ отличалось наибольшей активностью в contract employees. Contract employees are mainly from 2012 году, создав 42.6% объема рынка СИЗ для service-providing companies such as drilling contractors нефтегазовой отрасли. Помимо средств защиты от or are construction workers. падения, пользующихся наибольшим спросом при строительстве, бурение и эксплуатация скважин были With increasing globalization of the oil and gas industry, определены как основные потребительские сегменты the share of contract employment in the total industry рынка СИЗ. employment has been on a steady rise. In 2012, contract employment accounted roughly about 72.0 % and direct Добыча нефти ведется уже много десятилетий company employment accounted for about 28.0 % of и большая часть легкодоступных нефтяных the total oil and gas industry employment in Russia. месторождений эксплуатируются на пределе полной Distributors play a main role in the oil and gas PPE их мощности. В отрасли продолжаются исследования market and a broad distribution network is considered to неразведанных регионов, таких как арктический be a key competitive factor in the market. континентальный шельф и отдаленные районы западной и восточной Сибири, а также месторождения в районе Черного моря. Учитывая сложности организации доступа к таким труднодоступнымнефтяным месторождениям, весьма вероятно, что работники отрасли будут подвержены рискам для жизни. Таким образом, возникает необходимость использования современных СИЗ, что увеличивает рыночный потенциал СИЗ в сегменте нефтегазовой отрасли. Кроме того, небольшое количество нефти, добываемых из верхних пластов, стимулирует инновации в области новых буровых технологий, что, в свою очередь, обуславливает появление новых

104 ROGTEC

Market Structure – Current Scenario The PPE market in the FSU oil and gas industry was valued at $ 562.8 million in 2012 and Russia is estimated to account for approximately 72.0% share of the total market. Gas detectors, protective footwear and protective clothing are the largest PPE markets in Russian oil and gas industry. Gas detectors are one of the most crucial protective devices pertaining to the oil and gas industry, as constant monitoring of hydrocarbon and hydrogen www.rogtecmagazine.com


PPE Потребительская база СИЗ – структура распределения PPE Customer Base – Distribution Structure Нефтяные и газовые компании Oil & Gas Companies

Отраслевые дистрибьюторы СИЗ Industrial PPE Distributors

Производители СИЗ PPE Manufacturers

Специализированные дистрибьюторы СИЗ для нефтегазовой отрасли Specialist Oil & Gas PPE Distributors

Поставщики услуг по проектированию, снабжению и строительству (EPC) Engineering, Procurement & Construction (EPC) Service Providers

Прямые розничные продажи Direct Retail Продажи через интернет Online Sales

рабочих мест и имеет прямое благоприятное влияние на развитие рынка СИЗ для нефтегазовой отрасли. Клиентская база СИЗ для российской нефтегазовой отрасли включает как непосредственных сотрудников компаний, так и работников подряда. Работники подрядных компаний представляют собой сервисные компании, такие как буровые подрядчики или строительные организации. Учитывая растущую глобализацию в нефтегазовой отрасли, доля подрядных сотрудников в общем числе работников отрасли демонстрирует стабильный рост. В 2012 году подрядные кадры составляли около 72.0%, а штатные сотрудники компании - 28.0% от общего количества занятых в российской нефтегазовой отрасли кадров. На рынке СИЗ для нефтегазовой отрасли ключевую роль играют дистрибьюторские компании, а широкая дистрибьюторская сеть считается ключевым фактором конкурентоспособности на этом рынке. Структура рынка – текущее состояние Рынок СИЗ на территории бывшего Союза для нефтегазовой отрасли оценивался в 562.8 миллионов долларов в 2012 году, где на долю России пришлось порядка 72.0% от общего объема рынка. Для российской нефтегазовой отрасли наибольшая доля рынка СИЗ приходится на газовые детекторы, защитную обувь и одежду. Газовые детекторы являются одними из важнейших средств защиты для нефтегазовой отрасли, посколькуконтроль за выбросами углеводорода и сероводорода играет важную роль. Стационарные газовые детекторы обычно используются в конкретном месте установки либо подсоединены к системе, позволяющей осуществлять постоянные замеры определенного места в пределах более крупной площади. Портативные газовые детекторы www.rogtecmagazine.com

sulphide emissions is critical. Fixed gas detectors are generally used in a specific area or are connected to a system that allows continuous reading of a specific area or points within a larger area. Portable instruments are built to be transportable, rugged, and of the appropriate size to be taken into a limited workspace. They are typically used in confined space and for personal protection applications. Gas detectors market is by far the biggest PPE market in Russia due to high costs and good compliance. Рынок СИЗ для нефтегазовой отрасли: продажи в %, Россия, 2012 PPE for Oil and Gas Markets: Percent Sales Breakdown, Russia, 2012 СЗ выше шеи Above the Neck Protection

СЗ органов дыхания Respiratory Protection

Газовые детекторы Gas Detectors СЗ от падений Fall Protection

Защитные перчатки Protective Gloves

Защитная одежда Protective Clothing Защитная обувь Protective Footwear

Protective footwear is one of the most largely used PPE in the oil and gas industry and observes very high end user compliance, thereby making it the second largest PPE market within the industry. Ankle protection and hardened metallic toe caps are important features demanded by the oil and gas industry.

ROGTEC 105


СИЗ разрабатываются прочными, переносными и обладают размерами, подходящими для работы в ограниченном рабочем пространстве. Они обычно используются в ограниченных пространствах с целью персональной защиты. Рынок приборов обнаружения газов, пожалуй, является крупнейшим сегментом рынка СИЗ в связи с высокой стоимостью оборудования и уровнем соблюдения норм безопасности.

Body protection becomes very crucial in all sectors of the oil and gas industry and protective clothing that provides flame resistance, high-visibility and anti-static protection find demand in the industry. While the upstream sector uses non-disposable protective clothing, the downstream sector uses disposable garments made of Polyvinyl Chloride (PVC) and neoprene for particle protection applications.

Второе место на рынке СИЗ для отрасли занимает защитная обувь, поскольку она наиболее широко используется в нефтегазовой отрасли и отличается высокой востребованностью у конечных потребителей. Наибольшим спросом в нефтегазовой отрасли пользуется обувь, обеспечивающая защиту щиколоток и оснащенная стальным носком.

Respiratory protection is highly important in the oil and gas industry because even a small leak of hydrogen sulphide (H2S) can damage workers’ health and large leaks can often be fatal. Moreover, low oxygen levels in confined spaces can quickly lead to unconsciousness and death.

Защита тела также становится важнейшим фактором во всех секторах нефтегазовой отрасли, поэтому все большим спросом пользуется сигнальная защитная одежда, обладающая огнеупорными и антистатичными свойствами. В то время, как в секторе разведки и добычи используется защитная одежда многоразового использования, для сектора переработки используется одноразовая защитная одежда из поливинилхлорида (ПВХ) и неопрена для защиты от частиц. Средства защиты органов дыхания очень важны для нефтегазовой отрасли, поскольку даже малые утечки сероводорода (H2S) могут пагубно сказаться на здоровье работников, а большие утечки зачастую могут привести к смертельному исходу. Кроме того, низкое содержание кислорода в замкнутых пространствах может привести к потере сознания и к смерти. Средства для защиты головы включают СИЗ для головы, ушей и глаз. В сегменте средств для защиты головы наблюдается хорошее соблюдение использования СИЗ конечными потребителями, поскольку среди компаний обычной практикой является обязательная использование СЗ головы для любого работника, занятого на морском проекте. Защитные средства для головы также широко используются в секторе переработки нефтегазовой отрасли, т.к. на перерабатывающих заводах строго соблюдаются стандарты безопасности и компании поддерживают высокие показатели складирования подобных СИЗ для использования офисными работниками и временными посетителями заводов. Средства защиты для глаз используются в нефтегазовой отрасли при работе с химреагентами или с буровым оборудованием. К факторам наибольшей опасности для глаз относятся: газы, пары, жидкую пыль,

106 ROGTEC

Above the Neck protection includes head, hearing and eye protection. Head protection segment observes very high end user compliance in product usage, as it is a statutory policy among the companies to equip any worker on an offshore activity with head protection. Head protection is also one of the widely used PPE in the downstream oil and gas sector, as refineries have high compliance standards and maintain large stocks for use by office professionals and incoming visitors. Eye protection is used in oil and gas industry while working with chemicals or handling drilling equipment. Frequent eye hazards include exposure to gases, vapours, mist, particles, fumes, and ultraviolet rays. The oil and gas industry exposes the workers to high noise environments, especially in drilling activities which necessitates the use of appropriate hearing protection. Protective gloves and fall protection are relatively smaller PPE markets in the Russian oil and gas industry and offer good scope for growth. Although many specialized oil and gas products are available in the protective gloves market, the industry mostly uses regular industrial gloves that come at relatively lower prices. Production and drilling sectors exhibit reasonable market penetration of high-quality products, while adoption still remains low in other sectors. Fall protection equipment includes accessories worn by people working at a height, either to protect themselves from falling or to minimise the impact in the event of a fall. Construction workers engaged in upstream operations, pipe fitters, and other skilled workers in midstream transportation operations are exposed to personal injury from working at a height while on a site. Lower end-user compliance hinders market growth in the short term, but offers untapped market potential. Future of the Russian Oil and Gas PPE Market – The Way Forward The Russian oil and gas PPE market was estimated to be $405.3 million in 2012. Sakhalin Island, located off www.rogtecmagazine.com


8.0

600.0

Доход ($ млн.) Revenue ($ Million)

550.0

7.0

500.0 450.0

6.0

400.0

5.0

350.0 300.0

4.0

250.0

3.0

200.0

2.0

150.0 100.0 Доход Revenue

1.0 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

365.3

384.5

393.5

405.3

424.5

450.0

479.3

512.8

549.7

5.3

2.3

3.0

4.7

6.0

6.5

7.0

7.2

Темп роста Growth Rate

Темпы роста (%) Growth Rate (%)

PPE

Год - Year

частицы, дым и ультрафиолетовые лучи. Сотрудники нефтегазовой отрасли зачастую сталкиваются с сильным шумом, особенно при проведении буровых работ, что объясняет необходимость использования соответствующих СИЗ для защиты слуха. На защитные перчатки и СИЗ от падений приходится сравнительно небольшая доля рынка СИЗ в российской нефтегазовой отрасли, но такие СИЗ отличаются хорошими перспективами роста. Хотя на рынке предлагается

Russia’s eastern shore, has seen huge investments from ExxonMobil, Shell, and BP. Sakhalin-1 project, led by Exxonmobil, ranks as one of the largest single foreign direct investment projects in Russia and includes the Chayvo, Odoptu, and Arkutun-Dagi fields. Together they contain an estimated reserve of 2.3 billion barrels of oil. Production at the Odoptu field began in September 2010, which brought about huge employment opportunities, thereby driving oil and gas PPE market sales.

15 – 17 October 2013 All Russia Exhibition Center, Pavilion 75, Moscow, Russia

SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition c Over 1400 professionals from 26 countries* c Largest technical conference and exhibition dedicated to Arctic and Extreme Environments c Industry leaders offer insights into innovation and new technologies across 3 days on the exhibition floor c Featuring a Technology Incubator and Science Zone *Data from SPE Arctic and Extreme Environments 2011

Organised by:

Exhibiting and sponsorship opportunities Exhibition space is selling out fast. Contact us today to discuss how working with SPE Arctic and Extreme Environments can deliver powerful results to your business plans. Contact us today: Email: arctic@reedexpo.co.uk Phone: +44 (0)20 8439 8890

www.rogtecmagazine.com

www.arcticoilgas.com

Energy & Marine Sponsors:

ROGTEC 107


СИЗ множество специализированных защитных перчаток для нефтегазовой отрасли, обычно на промышленных предприятиях используются обычные промышленные защитные перчатки, отличающиеся невысокой ценой. В секторах производства и бурения наблюдается рост спроса на высококачественные средства защиты, однако для других секторов отрасли адаптация подобных продуктов остается на низком уровне. Средства для защиты от падений включают элементы одежды для персонала, занятого на высотных работах либо для защиты от падений, либо для смягчения удара вследствие возможного падения. Сотрудники, занятые на строительных работах в секторе разведки и добычи, трубоукладчики и другие рабочие, занятые на операциях транспортировки, подвержены риску персональных травм при работах на высоте на промышленных объектах. Несоблюдение требований безопасности конечными пользователями имеет негативное влияние на рынок в краткосрочном плане, но также свидетельствует о нераскрытом потенциале рынка подобных СИЗ. Будущее российского рынка СИЗ для нефтегазовой отрасли – движение вперед В 2012 году рынок СИЗ в российской нефтегазовой отрасли оценивался в 405.3 миллионов долларов. Остров Сахалин на восточных границах России стал объектом огромных инвестиций компаний ExxonMobil, Shell и BP. Управляемый компанией Exxonmobil проект Сахалин-1 занимает одну из ведущих позиций как проект с прямыми иностранными инвестициями в России и включает месторождения Чаево, Одопту и Аркутун-Даги. Общие разведанные запасы этих месторождений составляют 2.3 миллиарда баррелей нефти. Добыча на месторождении Одопту началась в сентябре 2010 года, что привело к резкому росту найма сотрудников и вызвало рост продаж на рынке СИЗ для нефтегазовой отрасли. С началом первой стадии разработки месторождения Аркутун-Даги, запланированной на 2014 год, прогнозируется бурный рост рынка СИЗ в краткосрочном и долгосрочном периодах. Компании Statoil и Роснефть заявили об организации совместного предприятия по разработке сланцевой нефти в Самарской области. В период с 2016 по 2021 год будет пробурено шесть разведочных скважин. Компания British Petroleum (BP) также заявила о своем интересе к разработке российских сланцевых запасов путем организации совместных проектов по разведке и добыче с компанией Роснефть. Вероятно, что эти тенденции позитивно скажутся на росте рынка СИЗ в России.

108 ROGTEC

The first developmental phase of Arkutun-Dagi field is planned to commence in 2014 and huge growth is expected in the short to long term of the forecast period. Statoil and Rosneft have announced a joint venture on exploring for shale oil in the Samara region. Six exploration wells are about to be drilled between 2016 and 2021. British Petroleum (BP) has also expressed interests on tapping some of Russia’s shale reserves through exploration or production ventures with Rosneft. These developments are likely to positively impact the PPE market in Russia. Safety awareness and end-user compliance for PPE usage is expected to constantly rise. Some major Russian companies have started to adopt OHSAS 18001, an international occupational health and safety management system specification. This is an indication of the companies’ commitment to improving health and safety conditions for its employees and is likely to boost the oil and gas PPE market. Although huge emphasis is laid globally, on moving to alternative renewable sources of energy such as wind energy and biofuels, the day-to-day dependency on oil is likely to continue for many more years. Rising public affordability of cars is also likely to drive the demand for oil. Russia, being the traditional work horse of global oil and gas industry, thus continues to hold tremendous growth opportunities for the PPE market.

Ожидается, что осведомленность в области ТБ и соблюдение требований безопасности конечными пользователями СИЗ будет постоянно расти. Некоторые крупнейшие российские компании уже начали адаптацию OHSAS 18001, международного стандарта в области охраны труда и управления вопросами безопасности. Это указывает на приверженность компаний улучшению условий безопасности и охраны труда для сотрудников и, вероятно, приведет к бурному росту рынка СИЗ для нефтегазовой отрасли. Хотя в мире и наблюдается огромный интерес к переходу на альтернативные возобновляемые источники энергии, такие как ветроэнергетика и биотопливо, повседневная зависимость от нефти будет продолжаться еще много лет. Все большая доступность автомобилей также вызовет рост спроса на нефтяные виды топлива. Таким образом, Россия, оставаясь ведущей нефтегазодобывающей державой, продолжает обладать огромным потенциалом роста рынка СИЗ.

www.rogtecmagazine.com


PPE

8th Mangystau Regional Oil, Gas & Infrastructure Exhibition

5–7

November 2013 Aktau • Kazakhstan

At the Heart of Kazakhstan’s Energy Transport and Oil & Gas Activity

Tel. +44 (0)20 7596 5082

Email: og@ite-events.com

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

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 109


РАЗВЕДКА

БУДУЩЕЕ МИРОВОЙ НАЗЕМНОЙ РАЗВЕДКИ FUTURE ONSHORE GLOBAL HOTSPOTS Дэвид Бэмфорд, Finding Petroleum

David Bamford, Finding Petroleum

C

I

егодня на мировой арене разведочных проектов модно выделять “горячие зоны”: глубоководные -особенно в Южной Атлантике, нетрадиционные – особенно в Северной Америке, и Арктические проекты – на побережьях Аляски, России, возможно, Гренландии. Наземная разведка остается непопулярной, во всяком случае если судить по количеству наземных скважин (взять, к примеру, недавний обзор от Richmond Energy Partners), и сравнительно небольшому объему публикаций на эту тему. Есть три причины полагать, что наземная разведка скоро переживет возрождение:

t is fashionable to identify deepwater – especially in the South Atlantic, unconventionals – especially in North America, and the Arctic – offshore Alaska, Russia, perhaps Greenland – as the ‘hot spots’ in the current global exploration scene. Onshore exploration remains unfashionable or it least so it seems from the number of wells being drilled there – see for example the recent review by Richmond Energy Partners – and the comparatively small amount of articles written on the subject. We have three reasons for believing that onshore exploration will soon see a resurgence: 1. Very large resources remain to be found.

1. Еще ненайденными остаются огромные запасы углеводородов. 2. Стоимость бурения в море становится чрезмерной. 3. Разработка глубоководных проектов требует много времени (от открытия месторождения до начала производства); кроме того, такие проекты знамениты вредной привычкой огромных перерасходов средств и смещения графиков…вот лишь один из примеров.

110 ROGTEC

2. The costs of drilling offshore are becoming prohibitive. 3. Deepwater development projects can take a long time to mature (to go from discovery to first production) and have the nasty habit of yielding major cost and schedule overruns…here is but one example. We suggest that these factors will persuade especially small-to-medium sized explorers to turn to the onshore. www.rogtecmagazine.com


EXPLORATION Мы полагаем, что эти факторы заставят разведочные компании, особенно мелкие и средние, обратиться к поискам на суше. КУДА ЖЕ ОНИ ПОЙДУТ? Не смотря на значительные предполагаемые запасы – Kimmeridge Energy преполагает ресурсы до 20 триллионов бнэ – дело ведь не только в глобальном поиске сланцевой нефти и газа. Да и не в поиске “интересной” геологии. На самом деле, мы заявляем, что без глубинного понимания геологии на глобальном и региональном уровне, а хорошим примером этого можно назвать NEFTEX, наземная разведка рискует привести лишь к поражениям, разочарованиям, и плохой прибыли на инвестиции. Кроме того, нам не стоит забывать, что наземная разведка на нефть и газ ведется уже почти 150 лет, и если уж мы решили приводить доводы в пользу чегото нового, ранее непризнанного и неиспытанного, то речь должна пойти об одном или нескольких из ниже перечисленных принципов:

» “Новая география” – если страна после долгого

“занавеса” открылась для независимых операторов: сегодня в пример можно привести Мексику, Мьянму, Ливан и Ливию. » “Новая технология” – когда мы можем видеть или делать то, что не могли раньше: современные примеры – ГРП, гравитационная градиентометрия, беспроводная сейсморазведка, микросейсмические исследования. Заметим, что для определения “лакомых кусков” сланцевых нефти и газа могут потребоваться новые технологии сейсморазведки. » “Аналоги” – “эта идея может и здесь сработает?”, например - рифогенные отложения, палеозойские автогеосинклинали, подсолевые отложения. ЮВ Азия Мьянма “Новая география”

WHERE THEN MIGHT THEY GO? Despite the very large numbers proposed – Kimmeridge Energy has suggested up to 20 trillion boe of resources – this is not simply about a global search for shale oil and shale gas. Nor is it about the pursuit of “interesting” geology. In fact we declare that without the profound understanding of geology on a global and regional scale, as exemplified by NEFTEX, onshore exploration will lead to disappointment, frustration and poor returns on investment. In addition, we should humbly remind ourselves that exploration for oil & gas onshore has been going on for around 150 years and that if we are going to make an argument in favour of something new, something previously unrecognised and untested, then we had better be able to talk about one or more of the following:

» “New Geography” = a country is opening up after being

closed to western IOCs for a long while; current examples would be Mexico, Myanmar, Lebanon, Libya. » “New Technology” = we can see or do things we couldn’t do before; current examples would be ‘fracking’, gravity gradiometry, wireless seismic, microseismic. Note* that new seismic technologies may be required to locate shale oil/gas “sweet spots”. » “Analogues” = ‘why shouldn’t that idea work here?’; current examples would be rift systems, intra-cratonic Palaeozoic basins, sub-salt. SE Asia Myanmar “New Geography”

“New Technology” Onshore exploration could be driven by gravity gradiometry and cable-less seismic. “Analogues”

Страна сегодня открывается для независимых западных операторов, для которых была закрыта в течение 50 лет. Критический вопрос в том, сможет ли Мьянма сделать это и быстро, и прозрачно

“Новая технология”

Движущими факторами наземной разведки могут стать гравитационная градиентометрия и беспроводная сейсморазведка.

“Аналоги”

В современности страна не разведывалась, поэтому все виды аналогов здесь имеют релевантность – рифогенные отложения, прибрежные бассейны и т.д.

www.rogtecmagazine.com

The country has been effectively closed to western IOCs for 50 years; it is now opening. A critical issue is whether it can do so both quickly and transparently.

The country is unexplored in the modern era so all sorts of analogues are relevant – rift systems, foreland basins etc.

India “New Geography”

India has been lightly explored, for example in Rajahstan and the Cambay Basin. Some 26 sedimentary basins, amounting to ~1.79 million sq kms remain unexplored onshore (and in the shallow offshore)

“New Technology” Onshore exploration could be driven by gravity gradiometry and cable-less seismic. “Analogues”

Many basins are unexplored in the modern era so all sorts of analogues are relevant – rift systems, foreland basins etc.

ROGTEC 111


РАЗВЕДКА Индия

Unconventionals

“Новая география”

В Индии разведка проводилась мало, например в Раджастхане и в Камбайском бассейне. Около 26 осадочных бассейнов, покрывающих площадь около 1.79 миллионов кв. км. остаются неразведанными на суше (и на мелководье).

“Новая технология”

Движущими факторами наземной разведки могут стать гравитационная градиентометрия и беспроводная сейсморазведка.

“Аналоги”

Многие бассейны в современности не разведывались, поэтому все виды аналогов здесь имеют релевантность – рифогенные отложения, прибрежные бассейны и т.д.

“New Geography”

Intense horizontal drilling and massive “New Technology” ‘fracking’. “Analogues”

“New Geography”

Китай, Индия, Индонезия и Австралия имеют большой потенциал (который исчисляется миллиардами бнэ) и входят в 20 крупнейших стран за границами США. Эти страны также числятся среди 12 стран, имеющих крупнейшие запасы угольного метана.

“Новая технология”

Интенсивно используется горизонтальное бурение и массивный ГРП.

“Аналоги”

Подобно крупнейшим плеям сланцевых углеводородов США, но гораздо меньше информации по скважинам и производству.

“Новая география”

“Новая технология”

“Аналоги”

112 ROGTEC

В принципе, страна вновь открывается после продолжительного времени, когда здесь работали лишь несколько западных независимых операторов. Критический вопрос в том, может ли страна одновременно изменить свое нефтяное законодательство и обеспечить безопасность. Методы повышения отдачи пластов могут применяться на существующих месторождениях; интенсивно используется горизонтальное бурение и массивный ГРП для высокопотенциальных сланцевых запасов. Глобальные месторождения, где коэффициент извлечения был увеличен с около 30% до свыше 50%. Силурские “горячие глины” – аналог богатых североамериканских сланцев*.

In principle, the country is re-opening after an extended period when only a few western IOCs worked there. The critical issue is whether the country can simultaneously transform its petroleum laws and offer security.

Enhanced Recovery techniques to be “New Technology” applied to existing fields; intense horizontal drilling and massive ‘fracking’ applied to high potential shales. “Analogues”

Global fields where the recovery factors have been lifted from ~30% to 50%+. The Silurian ‘hot shale’ as an analogue for prolific North American shales.

East Africa oil “New Geography”

Африка Ливия

Similar to major USA shale plays although with typically much less well and production data available.

Africa Libya

Нетрадиционные углеводороды “Новая география”

China, India, Indonesia and Australia offer large shale oil/gas potential (multi bn boe) and are in the ‘top 20’ countries outside the USA. They also figure in the ‘top 12’ countries by size of Coal Bed Methane resources.

Not really… this region is an existing ‘hotspot’.

“New Technology” Insights as to where to explore onshore for oil (not gas), namely in the rift systems and along the coast/shallow offshore. New geophysical technologies are key; gravity gradiometry and novel seismic acquisition techniques for the coastal and shallow offshore regions. “Analogues”

Rift system exploration extended northwards into Kenya and Ethiopia; and potentially southwards

Interior basins “New Geography”

Exploring ‘data poor’ interior basins for intracratonic Palaeozoic plays.

“New Technology” Satellite remote sensing, seep sampling, gravity gradiometry, cable-less seismic………… “Analogues”

Probably best examples are the interior basins of Brazil (see below) www.rogtecmagazine.com


EXPLORATION Нефть Восточной Африки “Новая география” “Новая технология”

“Аналоги”

Вообще-то, не новая... этот регион давно считается “активной зоной”. Наработки в отношении того, где на суше искать нефть (не газ), в частности в рифогенных системах и на мелководье и вдоль береговой линии. Новые технологии в области геофизики играют ключевую роль; гравитационная градиентометрия и новейшие технологии сейсмосъемки для прибрежных и мелководных районов. Разведка рифогенных систем продолжилась на север в Кению и Эфиопию; потенциально продолжится и в южном направлении

South America Peru “New Geography”

To a limited extent.

“New Technology” Less expensive 3D seismic. “Analogues”

Colombian fold belts and foreland basins.

Brazil “New Geography”

To a limited extent. Satellite remote sensing, seep sampling,

“New Technology” gravity gradiometry, cable-less seismic………… “Analogues”

They are creating them!

Argentina Внутренние бассейны “Новая география” “Новая технология”

“Аналоги”

“New Geography”

Разведка малоизведанных внутренних бассейнов на плеи палеозойских автогеосинклиналей. Спутниковое дистанционное зондирование, опробование зон просачивания, гравитационная градиентометрия, беспроводная сейсмосъемка… Вероятно, наилучшими примерами могут служить внутренние бассейны Бразилии (см. ниже)

“New Technology” Intense horizontal drilling and massive ‘fracking’. “Analogues”

Южная Америка Перу Новая в ограниченной степени.

“Новая технология”

Более дешевая 3D сейсморазведка.

“Аналоги”

Складчатые пояса и прибрежные бассейны Колумбии.

Similar to major USA shale plays although with typically much less well and production data available.

Mexico “New Geography”

“Новая география”

Only to a limited extent. One or two of the Argentinian shale plays are highly rated on a global scale. The critical issue is whether the Argentinian government encourages or discourages exploration.

In principle, the country is re-opening after an extended period when only a few western IOCs worked there. The critical issue is pace; whether the country can simultaneously transform its petroleum laws and satisfy its own political needs.

“New Technology”

Intense horizontal drilling and massive ‘fracking’.

“Analogues”

Similar to major USA shale plays although with typically much less well and production data available.

Europe UK Бразилия “Новая география”

Новая в ограниченной степени.

“Новая технология”

Спутниковое дистанционное зондирование, опробование зон просачивания, гравитационная градиентометрия, беспроводная сейсмосъемка…

“Аналоги”

Они создают аналоги!

www.rogtecmagazine.com

“New Geography”

Not really…but the critical issue is whether the UK government in general and DECC in particular is capable of getting its act together!

“New Technology” Intense horizontal drilling and massive ‘fracking’. “Analogues”

Some similarities to major USA shale plays although with typically much less well and production data available*.

ROGTEC 113


РАЗВЕДКА Аргентина

Russia (and the FSU)

“Новая география”

Новая только в ограниченной степени. Одно или два аргентинских сланцевых месторождения занимают высокие позиции в мировом масштабе. Критический вопрос в том, будет ли аргентинское правительство поощрять разведку или нет.

“Новая технология”

Интенсивное горизонтальное бурение и массивный ГРП.

“Аналоги”

Подобно крупнейшим плеям сланцевых углеводородов США, но гораздо меньше информации по скважинам и производству*.

“New Geography”

Russia, Kazakhstan, Turkmenistan and Ukraine offer large shale oil/gas (multi bn boe) potential and are in the ‘top 20’ countries outside the USA. They also figure in the ‘top 12’ countries by size of Coal Bed Methane resources.

“New Technology”

Intense horizontal drilling and massive ‘fracking’.

“Analogues”

Similar to major USA shale plays although with typically much less well and production data available*.

Middle East Kurdistan Мексика “New Geography” “Новая география”

В принципе, страна вновь открывается после продолжительного времени, когда здесь работали лишь несколько западных независимых операторов. Критический вопрос здесь – темпы развития; сможет ли страна одновременно перестроить свое нефтяное законодательство и удовлетворить собственные политические нужды.

“Новая технология”

Интенсивное горизонтальное бурение и массивный ГРП.

“Аналоги”

Подобно крупнейшим плеям сланцевых углеводородов США, но гораздо меньше информации по скважинам и производству*.

Европа Соединенное Королевство “Новая география”

“Новая технология” “Аналоги”

114 ROGTEC

Вовсе не новая… но критический вопрос в том, в состоянии ли британское правительство в общем и Министерство энергетики и борьбы с изменениями климата в частности определиться в своих действиях! Интенсивное горизонтальное бурение и массивный ГРП. Есть некоторое сходство с крупнейшими плеями сланцевых углеводородов США, но гораздо меньше информации по скважинам и производству*.

Hardly, as western IOCs have been exploring there for nigh on 100 years! Admittedly the region has re-opened recently and one or two companies are genuinely exploring (Talisman for example).

“New Technology” Modern 3D seismic perhaps. “Analogues”

Some companies clearly believe the true analogue is that ‘the past is key to the present’ and are simply drilling up old, undeveloped, discoveries!

’Hot’ Onshore Places Looking at the next 12/18 months, where do we see the ‘action’?

» Myanmar » Unconventionals • • •

Russia (Exxon/Rosneft testing whether the Bazhenov shale makes commercial sense as an oil play) Brazil (Petroenergia for example, in the Sao Francisco basin) maybe Argentina (but this requires the government to get its act together!)

» African Oil • • •

Kenya, Ethiopia (Tullow Oil et al. chasing the rift system to the north) Chad, CAR, Sudan (some brave souls figuring out what to do in these ‘data poor’ interior basins) And coming in from ‘left field’, maybe Angola ‘sub-salt’ onshore (following the big success of Cobalt International in the sub-salt offshore, somebody chasing this play back onshore) www.rogtecmagazine.com


EXPLORATION Россия (и бывший СССР) “Новая география”

Россия, Казахстан, Туркменистан и Украина имеют большой потенциал (который исчисляется миллиардами бнэ) и входят в 20 крупнейших стран за границами США. Эти страны также числятся среди 12 стран, имеющих крупнейшие запасы угольного метана.

“Новая технология”

Интенсивное горизонтальное бурение и массивный ГРП.

“Аналоги”

Подобно крупнейшим плеям сланцевых углеводородов США, но гораздо меньше информации по скважинам и производству*.

Средний Восток Курдистан “Новая география”

Вряд ли новая, западные независимые операторы уже почти 100 лет ведут разведку в этом регионе! По общему признанию, регион недавно вновь открылся и одна или две компании всерьез занимаются разведкой (например, Talisman).

“Новая технология”

Возможно, современная 3D сейсморазведка.

“Аналоги”

Некоторые компании явно считают, что настоящий аналог там, где “прошлое – ключ с настоящему” и просто ведут бурение на старых, неразвитых открытых месторождениях.

www.rogtecmagazine.com

“Горячие зоны” наземной разведки И если говорить о следующих 12/18 месяцах, где же мы увидим «действия»?

» Мьянма » Нетрадиционные углеводороды • • •

Россия (Exxon/Роснефть проводят исследования, смогут ли сланцевые Баженовские запасы стать рентабельными нефтяными месторождениями) Бразилия (например, компания Petroenergia в бассейне Сан-Франсиску) может быть, Аргентина (но для этого нужно, чтобы правительство определилось со своими действиями!)

» Африканская нефть • • •

Кения, Эфиопия (Tullow Oil и другие компании в поисках продолжения рифогенных систем на севере) Чад, Центрально-Африканская Республика, Судан (некоторые храбрые компании пытаются разобраться, что же делать в этих малоизведанных внутренних бассейнах) И, с «левой стороны поля», может быть, Ангола с наземными подсолевыми отложениями (после большого успеха Cobalt International с подсолевыми отложениями в море, кто-то проследил это месторождения на сушу).

ROGTEC 115


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 circulation@rogtecmagazine.com Или свяжитесь с Александром Пантелеевым: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com 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 circulation@rogtecmagazine.com Or contact Alexander Panteleev, alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC34


ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Эндрю Винсенти, директор филиала Кюне + Нагель Сахалин The ROGTEC Interview: Andrew Vincenti, Branch Director Kuehne + Nagel Sakhalin Пожалуйста, назовите свою должность и роль в компании Я - директор сахалинского филиала компании Кюне+Нагель. В мою сферу ответственности входят офисы в г.ЮжноСахалинске, Корсакове и Ногликах, а также недавно открывшийся офис во Владивостоке. Я занимаю данную позицию 11 лет. Kuehne+Nagel работает в России уже много лет. Как идет ваш бизнес в регионе и что ожидается в будущем? Мы открыли офис на Сахалине в 2002 году, и с тех пор наш бизнес стабильно растет и расширяется. На местном уровне мы известны логистическими решениями исключительного качества “от двери к двери” и отличными показателями ОТОСБ. С момента открытия офиса в 2002 году у нас не было ни единого несчастного случая с угрозой для жизни или со смертельным исходом. Наша компания предлагает индивидуальные решения для наших заказчиков и располагает передовыми системами коммуникаций и информирования, позволяющими нашим клиентам быть в курсе событий 24/7, и я верю, что нашу компанию ожидает большое будущее. Наши дальнейшие планы развития включают увеличение доли рынка и расширение клиентской базы за счет предоставления услуг новым клиентам на Сахалине, а также во Владивостоке, Магадане и других перспективных регионах Дальнего Востока России. Мы надеемся стать предпочтительным подрядчиком для нефтегазовой отрасли. Каковы основные отличия предлагаемых вашей компанией логистических услуг по сравнению с другими поставщиками? Я полагаю, все дело в нашем подходе к работе и в отношении к нашим заказчикам. За все говорит миссия нашей компании: “Фокусируя внимание на нуждах наших заказчиков, мы предлагаем высококачественные интегрированные логистические решения и производственное совершенство; мы – это продолжение вашего бизнеса”. Такая забота о нуждах клиентов гарантирует, что предлагаемые нами логистические услуги и решения – действительно то, что нужно нашим клиентам, а не то, что мы думаем, что им необходимо. Какие услуги предлагает Кюне + Нагель в России? На Сахалине мы предлагаем нашим заказчикам полные

118 ROGTEC

Please describe your position and role within the company I am the Branch Director of Kuehne + Nagel Sakhalin with responsibility for Yuzhno-Sakhalinsk, Korsakov and Nogliki offices as well as the newly opened Vladivostok office. I have held this position for 11 years. Kuehne+Nagel has been working in Russia for a number of years. How is your regional business currently going and what does the future hold? We established an office in Sakhalin in 2002 and have been steadily growing and expanding our business since then. We are well known locally for our door-to-door solutions of outstanding quality and excellent HSE. We have had no fatalities or life threatening incidents since establishing the office in 2002. With our individual solutions and leading communication and information systems allowing our clients to be kept up to date 24/7, I believe the future looks bright for our business. Our further expansion plans includes increasing our market share and customer base by providing our services to new clients in Sakhalin as well as in Vladivostok, Magadan and other promising Far-East regions of Russia. We hope to eventually become the Contractor-of-Choice for the Oil & Gas industry. What are the key differences between your logistics services and the other providers? I believe it comes down to our approach and how we treat our customers. Our mission statement says it all - “Focused on our customers’ needs we provide integrated logistics solutions of outstanding quality and operational excellence – we are the extension of your business.” It is this focus on our customers’ needs that ensures we offer logistics services and solutions tailored to what our clients actually require, not what we think they want. What services do Kuehne+Nagel provide in Russia? In Sakhalin, we are able to offer our customers comprehensive supply chain management solutions from cargo origin to our clients’ end users on the island. We have three offices on Sakhalin (YuzhnoSakhalinsk, Nogliki and Korsakov). This year we opened a branch office on the mainland in Vladivostok. www.rogtecmagazine.com


INTERVIEW комплексные решения в области доставки и снабжения – от пункта отправки груза до базы нашего заказчика на острове. У нашей компании три офиса на Сахалине - в ЮжноСахалинске, в Ногликах и в Корсакове. В этом году мы также открыли филиал на материке во Владивостоке. Услуги, которые мы предлагаем нашим заказчикам включают, но не ограничиваются следующими: 1) ОТОСБ – документация, организация соответствия, внедрение политик и процедур, обучение и планирование; 2) Экспедирование, проверка документации, ежедневные обновления и отчеты о состоянии отправлений; 3) Услуги таможенного брокера / подготовка грузов к отправке; 4) Международные перевозки, консолидация грузов, складские услуги, входной контроль, распределение, морские, воздушные и железнодорожные грузоотправления; 5) Услуги таможенного брокера / на острове, по СРП и не по СРП, временный импорт, ре-экспорт, ликвидация излишков, таможенная очистка и управление; 6) Логистика в пределах острова, транспортировка и перевозка, ж/д, складские услуги, проверка материалов, контроль документации и хранение товаров; 7) Опыт работы в системе SAP, отправка почтой, отслеживание, трансферы, мониторинг и выпуск инвойсов; 8) Отслеживание грузов на веб-платформе с момента размещения заказа / товарной позиции до конечной доставки, другие отчеты по требованию, включая O S&D, KPI и другие по требованию клиента; 9) Обширный опыт работы с различными правительственными органами: органами ООС, органами дорожной и транспортной полиции, таможней и ж/д органами. Расскажите о Ваших последних успехах в России? Сложно выделить что-то одно, но я особенно горжусь двумя достижениями, каждое из которых показывает, как мы отличаемся от других логистических компаний. В первую очередь, как я уже упоминал, с момента основания филиала у нас не было ни одного несчастного случая с риском для жизни или с летальным исходом. Этот факт – предмет моей гордости за весь наш персонал и подрядчиков. Особую благодарность я хотел бы выразить нашему менеджеру по ОТОСБ Павлу Базанову. Во вторых, мы успешно справляемся с уровнем спроса на логистические услуги в этом сегменте рынка и сумели значительно расширить нашу клиентскую базу в России за последние четыре года. К примеру, одним из клиентов, с успехом пользующимся нашими услугами в России является компания Benetton, для которой мы организовали полную логистическую цепочку. Какой регион в стране нравится вам больше всего? Разумеется, Сахалин! Я очень люблю этот остров: я видел как он рос с годами, при этом сохраняя свою отличительную, неповторимую дружелюбность и многообразие. Благодаря моим коллегам и друзьям, Сахалин стал моим вторым домом. Каким вам видится развитие российского нефтегазового рынка в ближайшие годы? Я считаю, что российский нефтегазовый рынок будет расти, создавая все больше возможностей для таких компаний, как наша. В то же время, этот рынок станет сложнее, поскольку среди заказчиков растет спрос на дополнительные услуги, а конкуренция с прочими поставщиками логистических услуг www.rogtecmagazine.com

The services we can offer to our clients include, but are not limited to: 1) HSE – documentation, compliance, policy and procedure implementation, training and plan development, 2) Expediting, checking paper work and documents, daily contact and status reports 3) Customs Brokerage / pre-shipping 4) International Transportation, cargo consolidation, warehousing, receipt checking, dispatching, ocean, air and rail freight 5) Customs Brokerage / on-island, PSA and non PSA, temporary importation, re-exporting, surplus disposal, custom clearance and management 6) On-Island Logistics, transportation and trucking, rail transportation, warehousing, material checking, document control and storage 7) SAP experience, posting, tracking, transfers, monitoring and invoicing 8) Web-based tracking from PO / line item placement to final delivery; other reports as required including O S&D; KPIs; and others as per clients’ requirements 9) Extensive experience working with various governmental departments: environmental departments, traffic and road police, customs and rail authorities What is your most recent success story in Russia? It is difficult to pick just one, but I am particularly proud of two achievements that each showcase how we differ from the other logistics providers. Firstly, and as already mentioned, we have had zero fatalities or life threatening incidents since our inception. I am very proud of all of our staff and contractors because of this and a special mention must go to our HSE Manager, Pavel Bazanov. Secondly, we have successfully addressed the demand for logistics solutions in this market sector and have significantly increased our portfolio of customers in Russia in the last four years. For example, Benetton is one customer benefiting from our service in Russia, as we have established a full supply chain for them. What is your favorite part of the country? Sakhalin, of course! I really like this place and have seen it grow over the years, yet retain its innate inimitable friendliness and diversity. It has, through my colleagues and friends, become my second home. How do you see the Russian O&G market developing in the next few years? I see the Russian O&G market expanding with more opportunities for companies like ourselves. At the same time it will become more challenging as clients are demanding more services and competition from other logistics providers becomes stronger. And in this regard I see not primarily international providers but rather Russian ones who are becoming stronger and bolder in their outlook and horizons. What this means for us is that we have to be 100% focussed on our clients’ needs, wishes and requirements; continuously train and upgrade our staff; and maintain total commitment and focus on HSE. становится все сильнее. И в этом отношении мне видится, что преимущественно не международные, но российские компании становятся все сильнее и смелее в открытии новых горизонтов. Для нас это означает, что мы должны на 100% сконцентрироваться на нуждах, пожеланиях и требованиях наших заказчиков; постоянно повышать квалификацию наших кадров и продолжать нашу приверженность ценностям ОТОСБ.

ROGTEC 119


Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.49

p.17

p.05

bakerhughes.com

liebherr.com

siemens.com/energy

p.95

p.07

p.71 p.101 p.115

eage.ru

mccoyglobal.com

smartaconferences.ru

p.11 p.87

p.23

p.105

fmctechnologies.com

nabors.com

arcticoilgas.com

p.51

p.93

p.19

ge.com

neftegaz-expo.com

tenaris.com

p.04

p.73

p.21

hardbandingsolutions.com

n-g-k.ru

tmk-group.ru

p.25

p.35

p.99

ihs.com

nov.com

unconventional-oil-russia.com

p.27

p.15

obc p.45

iongeo.ru

pakersplus.com

vanoord.com

ibc p.107

p.53

p.09

ite-exhibitions.com

phxtech.com

welltec.com

p.29

p.77 p.79 p.81

p.69

kuehne-nagel.ru

rpi-conferences.com

21wpc.com

120 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com


www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 121


Морское мастерство

Обустройство морских нефтегазовых месторождений “Морское мастерство” - в этих двух словах выражается наш энтузиазм и увлеченность своим делом: мы

Дноуглубительные работы

Морская ветроэнергетика

предоставляем подрядные услуги в области дноуглубительных работ и морского строительства по всему миру, используя передовые инновационные методы для решения Ваших задач. Наши сотрудники, в распоряжении которых большой флот разнообразных судов, специализируются в области дноуглубления, морских инженернопроектных работ и работ на шельфе (обустройство нефтегазовых месторождений и ветроэнергетика).

www.vanoord.com ROGTEC 122 Dredging and Marine Contractors

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC Magazine Issue 34  

Russian oil and gas technologies magazine. Upstream dedicated publication, targeting the exploration, drilling and production sectors in Rus...