ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

24Освоение Арктики: BP и РОСНЕФТЬ творят историю

Opening up the Arctic: BP & ROSNEFT Make History

Технология за круглым столом: Геофизическое и геологическое программное обеспечение

Technology Roundtable: Geological & Geophysical Software

Тема номера: Методы повышения нефтеотдачи ТNK-BP и РОСНЕФТЬ

Special Focus: EOR at TNK-BP & ROSNEFT

� ROGTEC www.rogtecmagazine.com

TARGETING THE ENERGY SECTOR?Complete Marketing Solutions for Oil, Gas & Energy!

NEW TITLE! Definitive overview of the region’s Power Generation sector.

YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !

LEADERS in the regions O&G publishing arena

since 2004

Printed Media

www.rogtecmagazine.com

Keep up to date with the latest Oil & Gas daily tender announcements as they happen. Coming soon for the Power Generation sector!

Oil & Gas Tender AnnouncementService

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com

e-magazines, archived back issues, buyer´s guide, interviews & case studies plus much more

Online Marketing

ROGTEC www.rogtecmagazine.com�

Tel: +350 21�2 �000 Fax: +350 21�2 �001 Suite �, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 51�, Gibraltar

EDITORIAL +34 952 880 952 [email protected] Director Nick [email protected] Editor Boris [email protected] Assistant, Azerbaijan Isabel [email protected] Assistant Bryan [email protected] Advisory Board Vyacheslav [email protected]

SALES +350 2162 4000 [email protected] Director Doug [email protected] Barry [email protected]

PRODUCTION / DESIGNCreative Design Saul [email protected] Manager, Russia and CIS Vladimir [email protected] Manager, Caspian Area Ksenia [email protected]

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

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

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

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ +34 952 880 952 [email protected] Шеф-редактор Ник Лукан[email protected]Редактор материалов по России Борис Назаров[email protected]Зам. Шеф-редактора по Азербайджану Изабель Гарсиа[email protected]Зам. Шеф-редактора Брайан Хардинг[email protected]Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырин[email protected]

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ +350 2162 4000 [email protected]Директор по продажам Даг Робсон[email protected]Менеджер по продажам Барри Вильямс[email protected]

ВЕРСТКА И ДИЗАЙНКреативный дизайн Саул Хаслам[email protected]Менеджер по подписке и распространению, Россия и СНГ [email protected] Владимир АфанасьевМенеджер по подписке и распространению, Каспийский регион [email protected] Ксения Богданова

Условия подписки:ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на [email protected].

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.

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

The Regions Leading Media Source for Power Generation

Contact us at: [email protected]

www.powertecrussia.com

6,500 Copies Distributed Bi-Annually

Backed by the Regions Leading Authorities

Print & Digital Issues

Unparalleled Market Penetration

www.rogtecmagazine.com�

СодержаниеВыпуск 24

ROGTEC

12 Доклады Блэкберн: Западная Сибирь Blackbourn Reports: Western Siberia

22Технология за круглым столом: ROGTEC обсуждает геолого-геофизическое ПО с лидерами отрасли Technology Roundtable: ROGTEC Talks G&G Software with the Industry Leaders

44 Увеличение нефтеодтачи на Удмуртнефть: преимущества бурения боковых стволов EOR at Udmurneft: The Benefits of Sidetrack Drilling

54ТНК-BP: Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи TNK-BP: Evaluating EOR Techniques

66Российский шельф: Арктика “тает” от сделки Роснефти и BPOffshore Feature: Arctic Thaws with BP Rosneft deal

74Российский шельф: раскрывая потенциал. Часть 2 - Каспийский регион Offshore Feature: Tapping the Potential Part 2 – The Caspian

80Интервью с Эриком Блоссомом, Директором по России и странам СНГ, INOVAThe ROGTEC Interview: Eric Blossom, Director for Russia & CIS, INOVA

74

ContentsIssue 24

66


74

Contents

66

T O G E T H E R , W E G E T T H E J O B D O N E .

С У Ш А И П Е Р Е Х О Д Н А Я З О Н А | К А Б Е Л Ь Н Ы Е И Б Е С К А Б Е Л Ь Н Ы Е Р Е Г И С Т Р И Р У Ю Щ И Е С И С Т Е М Ы | И С Т О Ч Н И К И В О З Б У Ж Д Е Н И Я | Д АТ Ч И К И

:: Заказ # 240Бескабельные системы FIREFLY®

Кабельные системы SCORPION®

Системы синхронизации SHOT PRO® II

Больше гибкости. Больше удобства. Воспользуйтесь специальным

предложением INOVA по аренде оборудования и Вы получите

высококачественную продукцию и сервис мирового уровня, специально

подстроенные под конкретные нужды Вашего проекта. От Северной Америки

до Китая, Ближнего Востока, России и за ее пределами, компания INOVA

предлагает еще больше возможностей для того, чтобы задача была решена.

Узнайте больше на WWW.INOVARENTS.COM

Выгода - сейчас. Качество - всегда.

INOVA-043_Ad_FINAL_rev_Russian.indd 1 2/7/11 4:13 PM

10 ROGTEC

Рад приветствовать Вас на страницах 24-го выпуска журнала ROGTEC. С момента выхода нашего предыдущего номера случилось немало событий; прошли новогодние и рождественские праздники, уже приближается Пасха и скоро придет время закрывать первый квартал. Для нефтегазовой отрасли в России этот период также был наполнен событиями. Роснефть и Exxon подписали сделку по совместной разведке и эксплуатации проектов в Черном море, в то время, как BP столкнулась с некоторыми сложностями при подтверждении их исторического альянса с Роснефтью, что было связано с партнерскими соглашениями этих компаний с ТНК-BP. Основной причиной разногласия является эксклюзивное соглашение BP, по условиям которого все сделки по проектам в России должны осуществляться только через ТНК-BP. Хотя такое положение дел и не является причиной для разрыва сделки, партнерские отношения в сложившейся ситуации все же зашли в тупик и представители нефтяной отрасли с интересом наблюдают за тем, как все решится. Более подробно этот исторический альянс и его значение для будущего отрасли рассматривает наш редактор по шельфовым проектам Марк Томас на странице 74. Рассматривая шельфовый сектор отрасли в целом, связи между российским государственным нефтяным гигантом и двумя западными нефтяными титанами представляют собой огромный этап в развитии шельфового рынка России. Технологии и методы должны будут выйти на новый уровень, чтобы обеспечить безопасные и экологичные производственные потоки. Мы будем

информировать Вас о происходящих событиях по мере их развития в журнале ROGTEC.

Что касается “Новостей Штокмана”, проект медленно продвигается вперед. Впрочем, избытки сланцевого газа в США держат цены на газ низкими, а для столь сложного проекта нужны оптимальные рыночные условия, прежде чем он начнет двигаться “ на полных парах”.

Из других новостей - Exxon закончил бурение самой протяженной скважины увеличенной досягаемости в мире, о чем мы надеемся написать в нашем следующем выпуске; и Россия продолжает быть на передовой технологического развития в нефтяной сфере. Установлены новые рекорды по бурению и, учитывая недавние партнерские соглашения в шельфовом блоке, границы арктических районов будут расширены в ближайшем будущем.

Я благодарю за помощь всех, кто содействовал в подготовке материалов для этого выпуска, включая компании, принявшие участие в круглом столе по геолого-геофизическому программному обеспечению; Вы можете прочитать этот увлекательный материал на странице 22. Я надеюсь, Вам понравится этот выпуск нашего журнала и, как всегда, буду рад услышать мнение читателей.

Ник ЛуканГлавныйредактор

[email protected]


КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРА

Dear Readers,Welcome to issue 24 of ROGTEC Magazine. It has

been a busy period since our last issue; Christmas

and New Year have been and gone, Easter is fast

approaching and the first quarter is soon to be closed.

It has also been a busy period for the oil and gas

industry in Russia; Rosneft and Exxon have agreed a

deal to explore and produce in the Black Sea, whilst

BP have run into some difficulties in confirming their

historic tie up with Rosneft due to their partnership with

TNK-BP. The root of the issues lies within the exclusivity

agreement BP has with TNK BP as their sole vehicle

for projects within Russia. Although this is not seen as

a deal breaker, the partnership has temporarily stalled

and the industry will watch with interest as to the final

solution. This historic tie, and what it holds for the future,

is covered in more detail by our offshore editor, Mark

Thomas, on page 74. Looking at the offshore industry

as a whole, these tie ups between Russia’s state owned

oil giant and two behemoths from the west represent

a massive phase of development for Russia’s offshore

market. Technologies and methodologies will have to push

new boundaries to ensure safe and environmentally friendly

production streams. We will cover all these developments

as they happen in ROGTEC Magazine.

In terms of “Shtokman Watch”, the glut of US shale gas

is ensuring cheap prices and for such a challenging

project, optimum market conditions are being sought

before there is “full steam ahead”.

In other developments, Exxon have drilled the largest

extended reach well in the world, a subject which we

hope to cover in our next issue; as Russia continues to

be at the forefront of technological development within

the oil patch. New records in drilling have been set

and with the recent offshore block partnerships, new

boundaries will be pushed in the arctic regions in the not

too distant future.

I would like to thank all our contributors for their help

in this issue including the companies taking part in our

G&G software roundtable, please turn to page 22 to

read this exciting feature. I hope you enjoy reading this

issue and, as always, welcome reader feedback.

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

EDITORS NOTE

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

13ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

1�

Following on from the excerpt in the last issue of ROGTEC Magazine, we look at the Late Jurassic period and the overlying Neocomian.

Late Jurassic sediments, which lie disconformably on the Middle Jurassic in parts of Western Siberia, are 500 m or more thick in northern parts of the basin and in the Khatanga region to the northeast. Marine incursions from the Arctic basin penetrated as far south as 54° N at this time. Most of the basin was characterized by clastic deposition in a shallow to deep shelf environment (Fig. I.3.9). Shales, locally bituminous, began to be deposited in the more rapidly subsiding central and western parts of the basin, corresponding with the Abalak Suite and its lateral equivalent the Vasyugan Suite. Ammonite-bearing marine glauconitic shelf sandstones and shales accumulated along the eastern and western flanks of the basin, with continental fluvio-deltaic sediments and red beds grading seaward into shelfal shales and sandstones on the southeastern and southern margins. Some conglomeratic and limestone beds occur locally, especially in the northeast of the basin.

The Late Jurassic section below the Tithonian Bazhenov suite can be divided in very general terms into two parts: a lower part including coastal shallow-water deposits of Callovian to Oxfordian age, and an upper part represented mainly by marine sands and clays of Kimmeridgian age,

Продолжая тему статьи в последнем издании журнала ROGTEC, мы рассмотрим отложения позднего юрского периода и неокомский надъярус.

Отложения позднего юрского периода, которые залегают с размывом поверх среднеюрского отдела в некоторых районах Западной Сибири, имеют мощность более 500 м в северной части бассейна и в районе Хатанги к северо-востоку. В ту эпоху моря Арктического бассейна проникли на юг до 54° N. Большая часть бассейна характеризуется терригенными отложениями на мелководном и глубоководном шельфах (Рис. I.3.9). Образование глинистых и – местами – горючих сланцев началось в районах наиболее быстрого оседания в центральной и западной частях бассейна, которые соответствуют абалакской свите и ее латеральному эквиваленту — васюганской свите. Морские глауконитовые шельфовые песчаники и сланцы с содержанием аммонитов накапливались вдоль восточного и западного флангов бассейна; при этом континентальные речно-дельтовые отложения и глинистые красные песчаники в направлении к морю переходят в шельфовые сланцы и песчаники на юго-восточной и южной границах. Местами отмечаются пласты конгломератов и известняков, особенно в северо-восточной части бассейна.

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Blackbourn Reports: Development of the West Siberian Basin during the Mesozoic and Tertiary:Early and Middle Jurassic

Грехем Блэкберн Blackbourn Geoconsulting Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

Доклады Блэкберн: Развитие тектонического бассейна Западной Сибири в мезозойскую эру и третичном периоде: Ранний и средний Юрский периоды

15ROGTEC

Позднеюрский разрез под баженовской свитой титонского яруса в самом общем случае может быть разделен на две части: нижняя часть, слагаемая береговыми мелководными отложениями келловейского и оксфордского ярусов, и верхнюю часть, представленную в основном морскими песками и глинами кимериджского яруса, относящимися к верхней подсвите сиговской свиты. В то же время фациальная изменчивость достаточно велика и отдельные разрезы отличаются от предложенного упрощенного образца (Рис. I.3.3 и I.3.4).

В северо-восточной части бассейна отложения келловейско-позднеоксфордского яруса образуют васюганскую свиту и ее латеральный эквивалент — наунакскую свиту. К васюганской свите относятся мощные песчаные и глинистые пласты центральной части Западной Сибири. Нижневасюганская подсвита

belonging to the upper sub-suite of the Sigovo Suite. Facies variations are quite substantial, however, and many individual sections vary from this simple pattern (Figs. I.3.3 and I.3.4).

In the northeast of the basin the Callovian to Late Oxfordian deposits comprise the Vasyugan Suite and its lateral equivalent, the Naunaksk Suite. The Vasyugan Suite includes sand and clay beds that are widely developed across the central area of Western Siberia. The Lower Vasyugan Sub-suite is of Late Callovian to Early Oxfordian age and is composed mainly of compact black and dark grey clays with 2-3 cm bituminous beds. Thin beds of grey quartz-feldspar and quartz-glauconite sandstone and siltstone occur, with discontinuous lenticular bedding. The sediments are locally slightly calcareous, and occasional beds of argillaceous limestone occur. Carbonaceous material occurs along bedding planes. The proportion of sand and silt increases towards the base of the unit, and coaly material and pyritised woody fragments occur.

ROGTEC

EXPLORATION


Ta z

Nady m

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yenesei

Tobol’

Ishim

Irtys h

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSK LAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400

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

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

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

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

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

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

Литоральная зона до мелководно-морской зоныLittoral to shallow marine

Морской шельфMarine shelf

Глубоководная морская зона Deep marine

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

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

Озерные фации Lacustrine facies

Мелководно-морская зонаShallow marine

Geological Services Ltd

B lackbourn

Рисунок I.3.9: Западно-сибирский бассейн – палеогеография позднего келловея

Figure I.3.9: West Siberian Basin - Palaeogeography Late Callovian

относится к позднекелловейско-раннеоксфордскому ярусу и образована в основном уплотненными черными и темно-серыми глинами с битуминозными пластами толщиной 2–3 см. Встречаются тонкие пласты серого кварц-полевошпатового и кварц-глауконитового песчаника и алеврита с прерывистой линзовидной слоистостью. Отложения локально известковистые, с отдельными пластами аргиллитового известняка. На поверхностях напластования встречаются карбонатные породы. По направлению к основанию увеличивается содержание песка и ила; встречаются углистые породы и окаменевшие фрагменты древесной растительности.

На востоке нижневасюганская подсвита переходит в наунакскую свиту, которая сформировалась в условиях периодически затопляемых морем прибрежных и аллювиальных равнин и мелководного шельфа, которые с востока и юго-востока примыкают к аккумулятивной равнине с речной сетью. Пески и ил представляют собой дельтовые отложения, включающие также береговые барьеры и бары, приливные заводи и пляжные пески. Различные песчаные горизонты обнаруживаются в обособленных зонах, а проницаемые пласты (горизонт JuV1) образуют зоны, простирающиеся с севера на юг и располагающиеся по отношению друг к другу уступами, ориентированными с запада на восток.

Сиговская свита, или нижнемарьяновская подсвита, сформировалась с восточной стороны бассейна в кимериджском ярусе. На западе верхнесиговская подсвита переходит в преимущественно глинистую сукцессию георгиевской свиты, характеризующуюся глауконитовыми и сидеритово-марганцево-известковыми образованиями, а затем перетекает в верхнюю часть абалакской свиты. Последняя в предуральской зоне, в пределах локально выклинивающейся области кимериджского яруса, представлена верхом нижней подсвиты даниловской свиты. (Рис. I.3.4).

В верхней части юрского разреза находится высокобитуминозная баженовская свита, простирающаяся на значительной части территории бассейна и переходящая вблизи его границ в тонкие пласты отложений шельфового песчаника и сланца (Рис. I.3.12). Баженовская свита образует наиболее важную материнскую породу ЗСБ. Об этом более подробно сказано в параграфе II.3.1.2.

Приток терригенного осадка в то время был небольшим, и бассейн стал полунекомпенсированным, особенно в центральной и западной его частях. Примерно на границе юрского и мелового периодов произошло поднятие краев бассейна – возможно, в результате “ларамидного” складкообразования на

To the east the Lower Vasyugan Sub-Suite passes into the Naunaksk Suite, which was formed in coastal and alluvial plain environments, with occasional marine incursions, and a shallow shelf. These lay adjacent to a depositional plain in the east and southeast with a fluvial network. Sands and silts represent deltaic deposits, including coastal barriers and bars, pools and beach sands. The different sand bodies

NW SE

FaciesZones

Cret-aceous

LateJurassic

E & MJurassic

Cret-aceous

LateJurassic

E & MJurassic

FaciesZones

Igrim-Shaim

Berezov-ShaimKrasnoleninsk

Frolov

Pre-Ob

Frolov

Tobol’sk-Nadym Surgut Nihnevartovsk Aleksandrovsk Ryavkin-Vasyugansk

Purpei-Vasyugan Sil’ginsk Azharminsk

Nyurol’ KolpashevAge AgeMaMa

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140

145

150

155

160

165

170

175

180

185

190

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140

145

150

155

160

165

170

175

180

185

190

Turo

n-ia

nCe

nom

--a

nian

Alb

ian

Apt

ian

Barr

em-

-ian

Hau

ter-

-ivia

nVa

lang

--in

ian

Berr

i--ia

sian

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

nTo

ar-

-cia

nPl

eins

--b

achi

an

Sin

Turo

n-ia

nCe

nom

--a

nian

Alb

ian

Apt

ian

Barr

em-

-ian

Hau

ter-

-ivia

nVa

lang

--in

ian

Berr

i--ia

sian

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

nTo

ar-

-cia

nPl

eins

--b

achi

an

Sin

K u z n e t s o v S u i t e

IVU v a t S u i t e

K h a n t y - M a n s i S u i t e

V i k u l o v S u i t e

K o s h a i M e m b e r A l y m S u i t e

P o k u r S u i t e

B 0

IIIM

B 1

B 2

B 3

B 4

B 5

B 6

B Ya

Leushinsk Suite

Ulansynsk Suite

Mulymya SuiteF r o l o v S u i t e

T u t l e i m S u i t e

B a z h e n o v S u i t e

Achimov Member

Achimov Member

AkhskSuite

Sherkashinsk SuiteSangopai Suite

Vandei SuiteVandei Suite

Ust’-Balyk Suite

Sortym Suite

Achimov Member Megion Suite

Vartov Suite

Achimov MemberKulomza Suite

T a r a S u i t e

K i y a l i n s k S u i t e

Mar’yanovsk

SuiteGeorgievsk Suite

Sherkala Suite

Togur MemberGorelaya Suite Khudoseevsk SuiteRadomsk Subsuite

Vym Suite

Bagras Member

T y u m e n S u i t e

Bed A-1

A b a l a k S u i t e

L o w e r V a s y u g a n S u b s u i t e

Regressive TransgressiveGeorgievsk Suite

I n t e r - c o a l U n i tNaunaksk Suite

Coal U 10



T o g u r M e m b e rS h e r k a l a S u i t e

BI

AII

AI

Bed Ju 2T 1

T 2

T 3

T 4

Ju1

0Ju1

0

Ju1

1

Ju1

2

Ju1

2

Ju1

3

Ju1

3

Ju1

4

Ju1

1

T 2

IVAI -

From Belozerov and Ivanov, 2003, with additions and amendmentsИсточник: Белозеров и Иванов, 2003 год, с изменениями и дополнениями


B la ckbourn

Перерыв в осадконакоплении или несогласное залегание Non-deposition or unconformities

Общебассейновые глинистые формации Basin-wide argillaceous formations

Морская глина Marine claystones

Морские песчаники Marine sandstones

Береговые и континентальные отложения Littoral and continental deposits

Угленосные континентальные сукцессии Coal-bearing continental successions

Глинистые пласты сейсмического маркирующего горизонта (Ямалгеофизика)Argillaceous seismic marker beds (Yamalgeo�zika)

Сейсмическая отражающая граница (Томское географическое управление) Seismic reectors (Tomsk Geographic Trust)

B B’

BogulkinskUnit

VogulkaSuite

Рисунок I.3.3: Литостратиграфия юрского и мелового периодов вдоль СЗ – ЮВ линии через центр равнины Западной Сибири (линия разреза В-В показана на Рис I.3.4)

Figure I.3.3: Jurassic and Cretaceous (Pliensbachian to Tithonian) lithostratigraphy along a NW-SE line through the central West Siberian Plain (line of section B-B’ shown on Figure I.3.4)

1� ROGTEC

РАЗВЕДКА


occur in distinct zones, and permeable beds (horizon JuV1) form mainly north south-trending zones lying en echelon with one another from east to west.

The Sigovo Suite or the Lower Mar’yanovsk Sub-Suite was developed on the eastern side of the basin during the Kimmeridgian. To the west the Upper Sigovo Sub-

восточном фланге Сибирского кратона. Подъем и локальная эрозия особо четко проявляются в районе Хатанги и на юге полуострова Ямал. Таким образом, южная часть бассейна в районе примерно 68° N была в то время, по всей вероятности, обособлена с образованием суббассейна с особо благоприятными условиями для накопления органического вещества.

NW SE

FaciesZones

Cret-aceous

LateJurassic

E & MJurassic

Cret-aceous

LateJurassic

E & MJurassic

FaciesZones

Igrim-Shaim

Berezov-ShaimKrasnoleninsk

Frolov

Pre-Ob

Frolov

Tobol’sk-Nadym Surgut Nihnevartovsk Aleksandrovsk Ryavkin-Vasyugansk

Purpei-Vasyugan Sil’ginsk Azharminsk

Nyurol’ KolpashevAge AgeMaMa

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140

145

150

155

160

165

170

175

180

185

190

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140

145

150

155

160

165

170

175

180

185

190

Turo

n-ia

nCe

nom

--a

nian

Alb

ian

Apt

ian

Barr

em-

-ian

Hau

ter-

-ivia

nVa

lang

--in

ian

Berr

i--ia

sian

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

nTo

ar-

-cia

nPl

eins

--b

achi

an

Sin

Turo

n-ia

nCe

nom

--a

nian

Alb

ian

Apt

ian

Barr

em-

-ian

Hau

ter-

-ivia

nVa

lang

--in

ian

Berr

i--ia

sian

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

nTo

ar-

-cia

nPl

eins

--b

achi

an

Sin

K u z n e t s o v S u i t e

IVU v a t S u i t e

K h a n t y - M a n s i S u i t e

V i k u l o v S u i t e

K o s h a i M e m b e r A l y m S u i t e

P o k u r S u i t e

B 0

IIIM

B 1

B 2

B 3

B 4

B 5

B 6

B Ya

Leushinsk Suite

Ulansynsk Suite

Mulymya SuiteF r o l o v S u i t e

T u t l e i m S u i t e

B a z h e n o v S u i t e

Achimov Member

Achimov Member

AkhskSuite

Sherkashinsk SuiteSangopai Suite

Vandei SuiteVandei Suite

Ust’-Balyk Suite

Sortym Suite

Achimov Member Megion Suite

Vartov Suite

Achimov MemberKulomza Suite

T a r a S u i t e

K i y a l i n s k S u i t e

Mar’yanovsk

SuiteGeorgievsk Suite

Sherkala Suite

Togur MemberGorelaya Suite Khudoseevsk SuiteRadomsk Subsuite

Vym Suite

Bagras Member


Bed A-1

A b a l a k S u i t e

L o w e r V a s y u g a n S u b s u i t e

Regressive TransgressiveGeorgievsk Suite

I n t e r - c o a l U n i tNaunaksk Suite

Coal U 10



T o g u r M e m b e rS h e r k a l a S u i t e

BI

AII

AI

Bed Ju 2T 1

T 2

T 3

T 4

Ju1

0Ju1

0

Ju1

1

Ju1

2

Ju1

2

Ju1

3

Ju1

3

Ju1

4

Ju1

1

T 2

IVAI -

From Belozerov and Ivanov, 2003, with additions and amendmentsИсточник: Белозеров и Иванов, 2003 год, с изменениями и дополнениями


B la ckbourn

Перерыв в осадконакоплении или несогласное залегание Non-deposition or unconformities





Угленосные континентальные сукцессии Coal-bearing continental successions

Глинистые пласты сейсмического маркирующего горизонта (Ямалгеофизика)Argillaceous seismic marker beds (Yamalgeo�zika)

Сейсмическая отражающая граница (Томское географическое управление) Seismic reectors (Tomsk Geographic Trust)

B B’

BogulkinskUnit

VogulkaSuite

Рисунок I.3.3: Литостратиграфия юрского и мелового периодов вдоль СЗ – ЮВ линии через центр равнины Западной Сибири (линия разреза В-В показана на Рис I.3.4)

Figure I.3.3: Jurassic and Cretaceous (Pliensbachian to Tithonian) lithostratigraphy along a NW-SE line through the central West Siberian Plain (line of section B-B’ shown on Figure I.3.4)

17ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Регрессия моря в конце юрского периода, скорее всего, способствовала дальнейшему обособлению южной части бассейна. В то же время, вероятно, стали проявляться наиболее возвышенные участки бассейна. Данные геофизической разведки указывают на наличие эрозионных несогласий верхней юры в пределах крупных структур северной части бассейна. Присутствие высокобитуминозных сланцев в баженовской свите на полуострове Ямал – и,

Suite passes into the mainly argillaceous succession of the Georgievsk Suite, characterised by glauconite and siderite-manganese-calcite concretions, and then in turn into the upper part of the Abalak Suite. In the Pre-Ural area the latter, within the regional pinch-out zone of the Kimmeridgian, is represented at the top by the lower sub suite of the Danilov Suite (Fig. I.3.4).

At the top of the Jurassic section is the highly bituminous Bazhenov Suite, which was deposited over much of the

Перерыв в осадконакоплении или несогласное залеганиеNon-deposition or unconformities





Pre-Ural

Pur-Irtysh

Yamal-Nadym Upper PurTaz-Kheta

?

W E

NADYM

70 N

70 N

70 E60 E

70 E

80 E

80 E

65 N

65 N

60 N

55 N

60 N

BARENTSSEA

WEST SIBERIANBASIN

A

A’

B

B’

A A’

Line of section for Figure I.3.3

Линия разреза Рис I.3.3


B la ckbourn

140

145

150

155

160

165

170

175

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

n

140

145

150

155

160

165

170

175

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

n

FaciesZones

LateJurassic

MiddleJurassic

LateJurassic

MiddleJurassic

FaciesZones

Age AgeMaMa

Y a n o v - S t a n S u i t e

YaN -YaN1 6

B a z h e n o v S u i t eJu0

Sigo

voSu

ite

Upper Sub-suite

Lower Sub-suite

SG 1-2

SG (Ju )5-7 11-3

Tochinsk Suite SG 8

Pakhomovsk Member

Ju20

Ju10Barabinsk Member

Vasy

ugan

Suite

Upper Sub-suite

Aba

lak

Suite

Upper Sub-suite

Lower Sub-suite

Ju1

1

Ju12

Ju13

Lower Sub-suite

FedorovskSuite

Lopsinsk Suite

Dan

ilov

Suite

Mauryn’insk Suite

Tol’inskSuite

Tyum

enSu

ite

Upper Sub-suite (Nadym)

Middle Sub-suite (Sandibinsk)

Lower Sub-suite (Tol’kinsk)

Ju2-4

Ju5-6

Ju7-9

From Yan, 2003, with additions and amendments

Источник: Ян, 2003 год, с дополнениями и изменениями

Базальные континентальные отложения неопределенного возраста

Basal continental deposits of uncertain age

Рисунок I.3.4: Литостратиграфия юрского периода (аалена и титона) вдоль ЮЗ-СВ линии (А-А) через северную часть Западно Сибирского Бассейна

Figure I.3.4: Jurassic (Aalenian to Tithonian) lithostratigraphy along a SW-NE line (A-A’) through the northern West Siberian Basin

1� ROGTEC

РАЗВЕДКА


basin area, grading to thin deposits of shelf sandstone and shale around the basin margins (Fig. I.3.12). The Bazhenov Suite forms the most important source rock in the WSB. It is described in greater detail in Section II.3.1.2. Clastic influx at this time was low, and the basin was semi-starved, especially in its central and western parts. At about the Jurassic-Cretaceous boundary the basin margins were uplifted, possibly in response to “Laramide” folding on the eastern flank of the Siberian craton. Uplift and local erosion

возможно, в Южно-Kарском суббассейне – скорее всего, является свидетельством дальнейшего ограничения циркуляции бассейна, вызванного наличием Северного Сибирского силла.

I.3.3 Меловой период - I.3.3.1 НеокомНа протяжении мелового периода ЗСБ сохранял связь с Арктическим бассейном, за исключением непродолжительных периодов, когда он мог быть

Перерыв в осадконакоплении или несогласное залеганиеNon-deposition or unconformities





Pre-Ural

Pur-Irtysh

Yamal-Nadym Upper PurTaz-Kheta

?

W E

NADYM

70 N

70 N

70 E60 E

70 E

80 E

80 E

65 N

65 N

60 N

55 N

60 N

BARENTSSEA

WEST SIBERIANBASIN

A

A’

B

B’

A A’

Line of section for Figure I.3.3

Линия разреза Рис I.3.3


B la ckbourn

140

145

150

155

160

165

170

175

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

n

140

145

150

155

160

165

170

175

Tith

onia

nKi

mm

er-

-idgi

anO

xfor

--d

ian

Callo

--v

ian

Bath

--o

nian

Bajo

c--ia

nA

alen

--ia

n

FaciesZones

LateJurassic

MiddleJurassic

LateJurassic

MiddleJurassic

FaciesZones

Age AgeMaMa

Y a n o v - S t a n S u i t e

YaN -YaN1 6

B a z h e n o v S u i t eJu0

Sigo

voSu

ite

Upper Sub-suite

Lower Sub-suite

SG 1-2

SG (Ju )5-7 11-3

Tochinsk Suite SG 8

Pakhomovsk Member

Ju20

Ju10Barabinsk Member

Vasy

ugan

Suite

Upper Sub-suite

Aba

lak

Suite

Upper Sub-suite

Lower Sub-suite

Ju1

1

Ju12

Ju13

Lower Sub-suite

FedorovskSuite

Lopsinsk Suite

Dan

ilov

Suite

Mauryn’insk Suite

Tol’inskSuite

Tyum

enSu

ite

Upper Sub-suite (Nadym)

Middle Sub-suite (Sandibinsk)

Lower Sub-suite (Tol’kinsk)

Ju2-4

Ju5-6

Ju7-9

From Yan, 2003, with additions and amendments

Источник: Ян, 2003 год, с дополнениями и изменениями

Базальные континентальные отложения неопределенного возраста

Basal continental deposits of uncertain age

Рисунок I.3.4: Литостратиграфия юрского периода (аалена и титона) вдоль ЮЗ-СВ линии (А-А) через северную часть Западно Сибирского Бассейна

Figure I.3.4: Jurassic (Aalenian to Tithonian) lithostratigraphy along a SW-NE line (A-A’) through the northern West Siberian Basin

19ROGTECROGTEC

EXPLORATION


полностью или частично отрезан ввиду наличия Северного Сибирского силла. Количество и скорость образования терригенных отложений в ту эпоху увеличились из-за быстрого подъема границ бассейна. Изменение климата с увеличением количества осадков также могло способствовать росту доли крупнозернистых обломочных пород.

На рисунках I.3.13, I.3.14 и I.3.15 показана палеогеография берриасс-валанжинского, готеривского и барремского ярусов соответственно. Мощность неокома составляет более 1500 м на северо-востоке бассейна, примерно 1000 м в центре и, как правило, не более 500 м на границах. Общий характер осадкообразования берриасс-готеривского яруса можно описать следующим образом: (1) морские отложения битуминозных и серых сланцев в наиболее быстро оседающей части

is particularly marked in the Khatanga region and in the south of the Yamal Peninsula. The basin south of about 68° N is likely therefore to have become partially restricted at this time, forming a sub basin particularly favourable for the accumulation of organic matter. Marine regression at the end of the Jurassic may have further restricted this southern basinal area. At the same time, the more uplifted parts of the basin may have become emergent. Geophysical data suggest the presence of erosional top-Jurassic unconformities within several large structures in northern parts of the basin. The presence of highly bituminous shales in the Bazhenov Suite on the Yamal Peninsula and probably in the South Kara Sea sub-basin may have been associated with further restriction of basin circulation, resulting from the presence of the North Siberian sill.

I.3.3 Cretaceous - I.3.3.1 NeocomianDuring the Cretaceous the WSB retained its connection with

Taz

Nadym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yenesei

Tobol’

Ishim

Irtys h

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK


TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400













B lackbourn



Рисунок I.3.12: Западно-сибирский бассейн – палеогеография волжского (титонского) яруса

Figure I.3.12: West Siberian Basin - Palaeogeography Volgian (Tithonian)

20 ROGTEC

РАЗВЕДКА


the Arctic basin, except briefly at times when it may have been partly or entirely cut off by the presence of the North Siberian Sill. The amount and rate of clastic deposition increased at this time owing to rapid uplift of the basin margins. Climate change, with increasing rainfall, may also have accounted partly for an increased proportion of coarse clastics.

Figures I.3.13, I.3.14 and I.3.15 illustrate palaeogeographies during the Berriasian- Valanginian, Hauterivian and Barremian stages respectively. The Neocomian reaches 1500 m or more thick in the northeast of the basin, approximately 1000 m in the central basin, and typically 500 m or less in more marginal areas. The general pattern of sedimentation from the Berriasian to the Hauterivian was as follows: (1) marine bituminous shale and grey shale deposition in the more rapidly subsiding part of the basin (Khanty-Mansi Trough); (2) marine shelf sand and clay deposits along a wide northsouth- trending belt to the east of the trough; (3) coastal

бассейна (Ханты-Мансийская впадина); (2) морские шельфовые песчаные и глинистые отложения вдоль широкого пояса, протянувшегося с севера на юг к востоку от впадины; (3) песчаные и глинистые отложения прибрежных равнин в центре восточного фланга бассейна и (4) континентальные глинистые красные песчаники вдоль границ бассейна на юго-востоке, распространившиеся в ширину по всему неокомскому надъярусу. Сравнительно узкая зона песчаных и глинистых фаций мелководья и прибрежных равнин также обнаруживается вдоль западной границы бассейна, смежной с Уральской возвышенностью.

Из наиболее протяженных стратиграфических подразделений можно выделить мегионскую (берриасский и большая часть валанжинского яруса) и вартовскую (поздний валанжинский,

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yenesei

Tobol’

Ishim

Irtys h

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK


TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400

Local Uplift




B lackbourn












Рисунок I.3.13: Западно-сибирский бассейн – палеогеография берриасского и валажинского ярусов

Figure I.3.13: West Siberian Basin - Palaeogeography Berriasian-Valanginian

21ROGTECROGTEC

EXPLORATION


готеривский и барремский ярусы) свиты, а также их латеральные эквиваленты (Рис. I.3.3). Морское осадкообразование в течение периода формирования готеривского и барремского ярусов по мере развития регрессии в позднем неокоме все больше ограничивалось глубинными зонами бассейна. В то время в южной и юго-восточной частях бассейна стали преобладать глинистые красные песчаники, а на западном фланге доминировали прибрежно-равнинные углистые пески, алевритовые и сланцевые отложения. Ближе к баррему морское осадкообразование было до некоторой степени ограничено Ханты-Мансийской впадиной, а Восточно-Сибирское море было почти изолировано от Арктического бассейна.

В результате взаимодействия процессов постоянного оседания дна бассейна, устойчивого

plain deposits of sand and clay on the east-central basin flank; and (4) continental red beds along the basin-margins in the southeast, which increased in width throughout the Neocomian. A relatively narrow zone of shallow marine and coastal plain sand and clay facies is also present along the western margin of the basin, adjacent to the Urals uplift.

The most widespread stratigraphic units recognised are the Megion Suite (Berriasian and most of Valanginian) and the Vartov Suite (late Valanginian, Hauterivian, and Barremian) and their lateral equivalents (Fig. I.3.3). Marine deposition during the Hauterivian and Barremian was increasingly restricted to deeper parts of the basin as a late Neocomian regression proceeded. Red beds became dominant in the southern and southeastern parts of the basin at this time, while coastal plain, coal-bearing sandstone, siltstone, and shale deposits dominated the eastern flank. By the Barremian, marine deposition was more or less confined to

Ta z

Nadym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yenesei

Tobo

l’

Ishim

Irtysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK


TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400

IncludingRed

Bed deposit

ion













B lackbourn



Рисунок I.3.14: Западно-сибирский бассейн – палеогеография готеривского яруса

Figure I.3.14: West Siberian Basin - Palaeogeography Hauterivian

22 ROGTEC

РАЗВЕДКА


the Khanty-Mansi Trough, and the West Siberian sea was largely isolated from the Arctic basin.

Owing to the interaction between continuing basin-floor subsidence, a steady sediment supply from the east and southeast, and a repeated pattern of marine transgression and regression, westward progradation of sandy marine clinoforms during regressive phases was repeatedly interrupted by transgressive episodes in which the sandy clinoforms were blanketed by marine shales – sometimes including potential source facies. The resulting interfingering of clinoformal reservoirs with marine shales, all overlying the rich Bazhenov source rock, provides the setting for the most prolific hydrocarbon system in the basin – and indeed one of the most prolific in the world. Clinoforms also prograded, though to a much lower extent, from the western, Uralian, margin of the basin. This system is considered in further detail in the section on Neocomian petroleum geology (Section II.4.1).

притока отложений с востока и юго-востока, а также повторяющихся циклов морской трансгрессии и регрессии продвижение на запад песчаных морских клиноформ в ходе регрессивных фаз периодически сменялось трансгрессивным перекрытием этих клиноформ морскими сланцами, иногда сопровождающимся формированием фаций материнских пород. В результате взаимопроникновения клиноформных резервуаров и морских сланцев, перекрывающих баженовскую метеринскую породу, возникли условия формирования самой богатой углеводородной системы в бассейне и одной из богатейших систем в мире. Клиноформы также продвинулись, хотя и в значительно меньшей степени, с западной – уральской – границы бассейна. Эта система подробно рассмотрена в параграфе, посвященном нефтегазовой геологии неокома (Параграф II.4.1).

Taz

Nadym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yenesei

Tobol’

Ishim

Irtys h

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK


TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400















B lackbourn

Рисунок I.3.15: Западно-сибирский бассейн – палеогеография барремского яруса

Figure I.3.15: West Siberian Basin - Palaeogeography Barremian

23ROGTECROGTEC

EXPLORATION


24

1. Geophysical & Geological (G&G) software technology is designed to aid oil and gas companies to maximise their understanding of subsurface and improve their decision making – what is the uptake of this technology in Russia at present?

Baker Hughes: In my opinion G&G software is gaining acceptance in most major Russian oil companies and quite a few small independents. Speaking specifically about geophysics, it may not be utilized to its full extent (considering different attributes), but it may mainly be due to lack of well-trained specialists rather than software limitations to Russian geology. As for geomodelling software – I can truly confirm that all major companies understand the value it brings to the field management and thus use it for 3D models. There are still some companies that still work with paper maps and have almost no software due to relatively high license price for small field applications and lack of return on the investment in software.

Schlumberger: We see increasing uptake of Petrel for exploration and development where the companies are able to capture their cumulative knowledge in a single shared-earth model – where multi-disciplines can work together to visualize their asset in one single canvas. The importance of new and powerful G&G technologies will grow due to increasingly challenging exploration environments and the lack of experts in the industry.

1. Технология использования геолого-геофизического программного обеспечения призвана помочь нефтегазовым компаниям получить максимум информации о недрах и облегчить принятие решений. Насколько востребована эта технология в России в настоящий момент?

Baker Hughes: С моей точки зрения, программное обеспечение (ПО) G&G завоевывает признание большинства российских крупнейших нефтяных компаний, а также некоторых более мелких компаний. Говоря конкретно о геофизике, возможно оно не используется в полной мере, но скорее всего это связано с отсутствием хорошо подготовленых специалистов, а не с ограничениями в ПО в русской геологии. Однако я полностью уверена, что все крупные компании осознают насколько важно геологическое моделирование в управлении месторождений и используют его для трехмерного моделирования. До сих пор существуют компании, которые работают с бумажными картами и практически не владеют программным обеспечением. Это связано с относительно высокими ценами на лицензию для ПО и недостаточной рентабильностью инвестирования в ПО.

Schlumberger: Использование технологий интерпретации и моделирования неуклонно растет. Это можно наблюдать на примере того, как

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Маргарита Ибрагимова: Baker Hughes

Margarita Ibragimova: Baker Hughes

Технология за круглым столом: Геофизическое и геологическое программное обеспечение

Technology Roundtable: Geophysical & Geological Software

Николай Куценко: Seismic Micro-Technology

Nikolai Kutsenko: Seismic Micro-Technology

Андрей Филёв: Schlumberger Information Solutions

Andrey Filev: Schlumberger Information Solutions

Михаил Попов:Landmark Software & Services, Halliburton

Mikhail Popov: Landmark Software & Services, Halliburton

Андрей Беженцев: «Tigress Ингеосервис»

Andrey Bezhentsev: Tigress Ingeoservice

Дмитрий Болотник: Roxar Services AS

Dimitry N. Bolotnik: Roxar Services AS

25ROGTEC

усиливается применение программного комплекса Petrel, с помощью которого компании могут соединить накопленные знания в интегрированную трехмерную модель, а специалисты различных профилей могут совместно работать над проектами в единой программной среде. Важность применения новых технологий моделирования и интерпретации со временем будет только возрастать по причинам постоянного повышения сложности разрабатываемых месторождений и дефицита квалифицированных кадров в нефтегазовой индустрии.

Seismic Micro-Technology: Большинство компаний в России и СНГ пользуются геолого-геофизическим программным обеспечением вот уже более 20 лет. Так, первая лицензия на программный комплекс Kingdom была продана почти 20 лет назад. С тех пор Kingdom пользуется успехом и показывает стабильный рост бизнеса в России и СНГ. Kingdom стала еще более популярной после открытия офиса компании в Москве 3 года назад, когда мы обеспечили свое непосредственное присутствие в Регионе.

Roxar Services AS: Мы видим, что геолого-геофизические программные средства на сегодняшний день широко используются Российскими нефтяными компаниями в процессе принятия решений. Компьютерная интерпретация и моделирование стали стандартной практикой в российской нефтегазовой отрасли.

Landmark: В целом, уровень понимания и использования компьютерных технологий обработки и интерпретации геолого-геофизической информации в нефтегазовой индустрии достаточно высок и мы имеем много примеров компаний, работающих на уровне самых высоких мировых стандартов, но в то же время, многие менеджеры «старой закалки» явно недооценивают влияние компьютерных технологий в геологии-геофизике на эффективность деятельности компаний и её капитализацию. При сравнении Российских и Западных нефтяных компаний мы увидим, что на баррель добытой нефти или на миллион тонн запасов в российских компаниях в разы меньше геологов-геофизиков, хотя именно деятельность этих специалистов определяет капитализацию компании и эффективность добычи – это фундамент всей нефтяной компании. Так же необходимо отметить, что само понятие геолого-геофизических технологий за последнее десятилетие расширилось и сегодня мы вкладываем в это понятие весь спектр задач от обработки и интерпретации до 3D моделирования.

Tigress Ингеосервис: Геолого-геофизическое ПО для интерпретации данных и разработки месторождений используется по всей России нефтедобывающими компаниями всех видов и размеров. Применяются все последние российские и зарубежные программные

Seismic Micro-Technology: Most of the companies in Russia and CIS have been using G&G SW for more than two decades by now. For example the first license of Kingdom in Russia was sold almost 20 years ago. Since then Kingdom has been enjoying steady growth in Russia and CIS. Kingdom has become even more popular after the opening of the Moscow office 3 years ago when we have a direct presence in the Region.

Roxar Services AS: Currently, G&G software tools are widely used by the majority Russian oil companies in their decision making process. Computerized interpretation, modeling and simulation have become the standard way of doing things in Russian Oil & Gas industry.

Landmark: In general, the level of understanding of computer technologies for processing and interpretation of geological – geophysical (further called GG) information in gas and oil industry is high enough. We have many companies working to the highest level of the world standards, but at the same time, many old school managers clearly underestimate the influence of GG technology on the effectiveness of the company. When comparing Russian and western oil companies, you can clearly see the deficiencies of the Russian geologists, even though the activity of these specialists determines the overall effectiveness of oil production, which is of course vital for any oil company. It needs to be noted that the definition of GG technologies itself has been expanded in last decades, and it includes the entire range of activity starting from processing and interpretation to 3D modeling.

Tigress Ingeoservice: G&G software for interpretation and field development is used all over Russia by oil companies of all shapes and sizes. All the latest international and Russian tools are in use. In one arena (E&P data integration) it is still rare to see modern, fully integrated, digital asset management systems. This is disappointing, but that is not a uniquely Russian problem. The exploration business trails other industries in this regard. Unfortunately in Russia as elsewhere, it doesn’t seem to either realize or accept this, instead naively, and incorrectly, assuming it is in the vanguard. There are huge potential benefits from sorting this out and implementation of such systems should be the next step.

2. In the late nineties one of the biggest challenges in the region was to change attitudes towards seismic and G&G software technology. Is it still an issue within some companies?

Baker Hughes: I would say emphatically NO, non-technical barriers do not exist any longer. Most companies have young professionals educated in modern software and techniques among its employees; they are receptive to the utilization of G&G software and the attitude towards software is good. However as I mentioned before, some

ROGTEC

EXPLORATION


продукты. Есть область (интеграция данных разведки и добычи), в которой по-прежнему редко встречаются современные, полностью интегрированные системы управления цифровыми ресурсами. Это достойно сожаления, однако данная проблема существует не только в России. В этом отношении разведка полезных ископаемых отстает от других отраслей. К сожалению, в России, как и во всем мире, никто, похоже, не осознает и не признает этого. Напротив, наивно и ошибочно полагают, что данная отрасль является лидером. Решение этой проблемы может принести огромную пользу, и следующим шагом должно стать внедрение подобных систем.

2. Одной из важнейших проблем данного региона в конце девяностых было изменение отношения к технологии использования сейсмического и геолого-геофизического ПО. Существуют ли еще компании, для которых эта проблема актуальна?

Baker Hughes: Я бы подчеркнула, что НЕТ. Этих барьеров больше не существует. В большинстве компаний работают молодые специалисты, которые получили образование с учетом современных программ и технологий и они готовы к использаванию программного обеспечения G&G. Однако, как я упоминала раньше, некоторые мелкие компании все еще испытывают экономические трудности в его внедрении.

Schlumberger: Да, в конце девяностых технологии интерпретации и моделирования не всегда эффективно применялись для решения практических задач, решения в области разведки и разработки основывались на практическом опыте специалистов и знании уже хорошо изученных месторождений, программные технологии использовались в основном для формального проектирования разработки. Однако, ситуация кардинальным образом изменилась – на сегодняшний день компании сталкиваются со всё более возрастающими рисками и неопределенностями, связанными с разведкой и освоением новых месторождений Восточной Сибири, Ямала, Печоры и Арктического шельфа, а также с проблемами на хорошо изученных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, где аналитических подходов и накопленного опыта уже недостаточно для принятия верных решений. Как показывает практика, многие компании уже осознают важность бассейнового моделирования, интерпретации данных ГИС в режиме близком к реальному времени, сейсмической интерпретации на этапе геологического моделирования, анализа неопределенностей и других современных методов для повышения эффективности и более быстрого возврата инвестиций.

Seismic Micro-Technology: Да, я думаю, что на рыночном пространстве СНГ все еще можно найти несколько

smaller companies would still have economic challenges to implement it.

Schlumberger: Yes, in late nineties companies didn’t use G&G software efficiently for practical tasks; exploration and development processes were based on people experience and knowledge of well known reservoirs. They did use technologies, mostly for formal field development however, and now the situation has changed dramatically. There are many risks and uncertainties in new exploration areas in East Siberia, Yamal, Pechora and Arctic shelf as well as in well-know areas with unconventional reserves where analytical approaches and past experience do not provide adequate information for confident decision making. We have seen more and more companies recognising the value of basin-scale petroleum systems modelling, near real-time log interpretation, modelling while interpreting, uncertainty analysis etc. in order to help deliver better exploration outcomes and increase return on investment.

Seismic Micro-Technology: Yes, I think there are still some companies on the CIS market that do not use any G&G software technologies. Personally I met probably 2 or 3 over the last 5 years. But you know this is an exception rather than a rule and I don’t think I will encounter with such companies in the future. On the other hand it indicates that market is not fully covered.

Roxar Services AS: Most Russian companies do understand the role and importance of modeling and interpretation software technologies and are investing significant resources in this area. When it comes to seismic, I think that companies now understand the applicability and limitations of seismic much better and therefore are shooting seismic where it really can give them effect.

Landmark: I remember well how it all started. Almost 20 years ago, at the first Russia SEG Exhibition in Moscow, many specialists went around the stands of western companies that supplied processing and interpretation and G&G software and said that they would never use such tools. Many years later however, we have a new generation of specialists working with modern western systems. Many institutes and universities are also using the advanced programming products to teach a new generation of students. Landmark gives grants for using its most advanced products for the leading universities in Russia. Today, the tackling of separate issues is relatively easy for many oil & gas and service companies, but there are considerable difficulties in solving complex multi-specialization problems.

Tigress Ingeoservice: This is not an issue any more. Most of companies use modern G&G software technologies in their research centers. Others sub-contract third-parties to do the research, but everyone understands that without software technology it is not possible to meet all challenges of modern exploration.


РАЗВЕДКА

27ROGTECROGTEC

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com© 2011 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 31687

www.bakerhughes.com

компаний, не использующих технологии геолого-геофизического ПО. Лично мне такое встречалось 2 или 3 раза за последние 5 лет. Но это скорее исключение, нежели правило, и я не думаю, что в будущем я столкнусь с такими компаниями. С другой стороны, эта ситуация показывает, что рынок охвачен не полностью.

Roxar Services AS: Большинство российских компаний понимают важность технологий компьютерного моделирования и интерпретации и делают значительные инвестиции в этой области. Что касается сейсморазведки, я думаю, что сегодня компании понимают применимость и ограничения сейсмического метода гораздо лучше, и поэтому осуществляют сейсмические исследования только там, где это может дать эффект.

Landmark: Хорошо помню, как все начиналось – почти 20 лет тому назад в Москве проходила первая в России западная выставка SEG и многие специалисты ходили вокруг западных систем по обработке и интерпретации геолого-геофизической информации и говорили: у нас этого не будет никогда, но прошли годы и уже выросли поколения специалистов работающих в современных западных системах. Многие институты и университеты используют самые современные программные продукты для обучения студентов. Landmark предоставляет гранты на использование самых современных своих продуктов ведущим университетам России. Сегодня, для многих компаний, как нефтяных, так и сервисных, не является проблемой решение отдельных задач, но решение сложных комплексных мультидисциплинарных проблем все еще является серьезным вызовом.

Tigress Ингеосервис: Этой проблемы больше не существует. Большинство компаний используют современные технологии на базе геолого-геофизического ПО в своих научно-исследовательских центрах. Другие компании поручают научно-исследовательские работы субподрядчикам, однако все понимают, что без технологии использования программного обеспечения решить все задачи современной разведки полезных ископаемых невозможно.

3. Доступ к данным в устаревшем формате, их оцифровка и использование были и остаются в России серьезной проблемой. Какую степень локализации обеспечивают ваши программные средства и продукты для работы с такими данными?

Baker Hughes: На данный момент мы столкнулись с некоторыми проблемами в области использования старых данных. Полнота данных о скважинах и добыче противоречива. Некоторые из старых данных записывались недостаточно хорошо откалиброванными инструментами и невозможно

3. Accessing, digitizing and the use of legacy data in Russia has been, and continues to be, a major challenge. How localised are your solutions and tools to handle this type of data?

Baker Hughes: There are some problems with legacy data we are facing right now. The completeness of well and production data is inconsistent. Some of the older data was acquired with poor calibration and lacked data validation. As a solution we bring on specialists within region with local expertise to format data as well as normalize it against offset records. Much of the work is on local servers instead of global for data transfer to centers where it can be processed with algorithms or other routines. Some major companies do allow data to be sent abroad, and thus we can apply more resources to solve problems. Currently however we are mainly working within the regions.

Schlumberger: I cannot fully agree with that statement especially from a technology point of view. SIS has a very strong, and globally recognised, offering in the information management domain and my observations from personal experience are that the collection, digitization, quality checking, storage and accessing of legacy data is not a big challenge if companies understand the value of the historical data. SIS has conducted several very successful projects in Russia for regional administrations and O&G companies where we restored and managed data in excess of 30-year’s old including: seismic, logs, cores, tests and other. We are continuously developing our solutions and have achieved a new paradigm in corporate data management – thanks to ProSource and InnerLogix software. These technologies enable customers to evaluate quality not only in data terms, but also in the context of different interpretation and modelling results or stages. More importantly, SIS not only provides a universal tool for data management but also unique local expertise and knowledge built on a foundation of rigorous business rules and standards to connect to many different applications and data.

Seismic Micro-Technology: Yes, this is still an issue here. A lot of old data should be digitized and loaded but this is not a big problem for modern G&G software technologies today. Our product has a number of tools to handle it. We gather feedback from our customers all over the world including Russia and CIS and hold free special events called User Group Meetings in order to better understand our customers’ needs and problems and solve them. It also helps us to define roadmap for further development of Kingdom.

Roxar Services AS: Surprisingly most of the data now exists in digital form. Problem is that there are large volumes of legacy data of relatively low quality. Having worked in Russia since 1998 however, we have developed procedures and workflows to Quality Control input data.


РАЗВЕДКА

29ROGTECROGTEC

INTERVIEW


Schlumberger Advert

Мы нацелены на открытое и тесное взаимодействие и продолжаем активно развивать среду разработки инновационных решений Ocean, предоставляя компаниям возможность эффективно реализовывать собственные идеи, создавать интеллектуальную собственность и применять свои решения на практике.

Открытость для SIS – это не только основа наших информационных технологий, но и главный принцип ведения бизнеса.

Поставьте нам любую задачу, и мы предложим решение!

www.slb.com/opensis

Международный опыт | Инновационные Технологии | Измеримый результат

Для Schlumberger Information Solutions открытость - это значительно больше, чем просто открытые технологии

*Мар

ка Ш

люм

берж

е. ©

201

1 Sc

hlum

berg

er. 1

1-IS

-011

2

мы открыты для ваших идей

теперь подтвердить их точность. Для решения этой проблемы мы нанимаем специалистов для каждого региона со знанием местной геологии для форматирования и стандартизации общих данных к данным опорных скважин. Большая часть полученных данных находится на местных серверах вместо глобальных для их передачи в центры, где данные обрабатываются с использованием алгоритмов или других методов. Некоторые крупные компании позволяют отправлять данные за границу и, таким образом, мы можем использовать больше ресурсов для решения задач. Однако, в настоящее время мы работаем по большей части в пределах региона.

Schlumberger: Не могу полностью согласиться с такой постановкой, особенно в технологическом аспекте. Шлюмберже обладает хорошо развитыми технологиями в области управления данными, признанными на мировом уровне, и мой опыт показывает, что сбор, оцифровка, контроль качества, хранение и доступ к данным в устаревших форматах не является большой проблемой для компаний, осознающих их ценность. Компания Шлюмберже выполнила несколько очень успешных проектов в России по заказу местных органов власти и нефтегазодобывающих компаний, где нам пришлось восстанавливать информацию, которой было более 30 лет, включая сейсмические данные, данные ГИС, результаты исследований керна и т.д. Мы продолжаем совершенствовать наши решения, и сейчас мы говорим уже о новой парадигме – об управлении качеством данных на основе использования семейства программных продуктов ProSource и технологии Innerlogix. Эти решения позволяют не только управлять качеством данных, но и рассматривать данные в контексте различных вариантов интерпретации и результатов моделирования. Стоит отметить, что Шлюмберже предоставляет не только универсальный инструмент для управления данными, но также и уникальные экспертные знания, основанные на широком наборе бизнес-правил и стандартов, позволяющих связывать между собой множество программных приложений и источников данных.

Seismic Micro-Technology: Да, этот вопрос здесь по-прежнему стоит остро. Большой объем старых данных необходимо оцифровать и загрузить, но для современных технологий геолого-геофизического ПО это не составляет проблемы. Наш продукт оснащен несколькими средствами решения таких задач. Мы собираем информацию от потребителей во всем мире, включая Россию и СНГ, а также проводим специальные мероприятия – Дни Встречи Пользователей с целью лучше понимать нужды и проблемы наших клиентов и решать их. Это также

So now I can say that our users and our service teams can get the most of the existing dataset to build their models on all available information.

Landmark: Regardless of the “delayed start” I mentioned above in using the advanced computer systems in GG, Russia has since caught up and even overtaken their western colleagues in some positions. For example, today in Russia practically all analogue seismic data has been digitalized. There are options for working with analogue data in many products including those of Landmark, but they have no demand in our region.

Tigress Ingeoservice: There are two parts to this answer; firstly legacy data is a major challenge wherever you are in the world. Effective solutions to this problem have a major impact on exploration efficiency, perhaps much more than most oil companies realize. The vast majority of data is legacy especially in established oil provinces such as the Russian Federation. Too often people focus on data volume but volume is not generally a great technical issue these days. With respect to localization, all of our products are localized for the Russian Federation both in terms of language localization and technical localization (interpretation of data from Russian tool types, metering systems etc.).

4. Cross-disciplinary asset teams are a key component to improving workflows and efficient decision making within operating companies. How well utilised do you feel asset teams are in Russia and how does your software add on value to these teams?

Baker Hughes: I can only generally comment my perceptions of the asset teams. A synergetic approach is relatively new and requires several cross-disciplinary trained professionals from the industry to enable all members of the team to effectively interact. What we are facing right now is that people from one discipline (e.g. - drilling) don’t understand the importance of geology and vice versa. The benefit of interaction of these professionals cannot be changed by simple implementation of software. A professional ‘bridge’ needs to be established by people who have good understanding of various domains to coordinate those teams.

Schlumberger: Russian companies are following the industry trends and have recognized the advantages of the multidisciplinary asset teams approach. The updating of business practices and change management required to extract the maximum value from this approach is still however a significant challenge. These changes are critical to extract the maximum efficiencies and value from the 21st century technologies that are helping to facilitate these more productive business processes. For many companies the change in culture has been a struggle; some moved part way and have adopted the concept


РАЗВЕДКА

помогает нам в определении путей дальнейшего развития программного комплекса Kingdom.

Roxar Services AS: К удивлению, сегодня практически все данные существуют в цифровом виде. Проблема в большом объеме старых данных с низким качеством. Работая в России с 1998 года, мы разработали множество функций, методик и технологий для обеспечения контроля качества входных данных. Сегодня я могу сказать, что наши пользователи и наше сервисное подразделение могут извлечь максимуму из существующих данных и использовать для построения своих моделей всю доступную информацию.

Landmark: Несмотря на «поздний старт» в использовании современных компьютерных систем в области геологии и геофизики, Россия по отдельным позициям догнала и обогнала западных коллег. Так, например, сегодня в России практически весь аналоговый каротажный и сейсмический материал оцифрован и несмотря на наличие во многих продуктах, в том числе и в продуктах Landmark специальных опций, для работы с аналоговыми данными, они остаются невостребованными в нашем регионе.

Tigress Ингеосервис: Мой ответ будет состоять из двух частей. Во-первых, данные в устаревшем

and created the asset teams but in a traditional (domain by domain) way. The next step to maximize the value is to more fully integrate the communication between teams through the utilization of shared-earth models, where all disciplines can work together. We are able to share our international experience in process optimisation as well as leading technologies to help deliver significant productivity improvements for asset teams by using the power of this method. Our Petrel software provides a single, unified, environment to uniquely integrate and preserve the cumulative knowledge of E&P teams as the information evolves through their workflows - from exploration to production – all in one seamless software platform. By enabling different domains to work seamlessly on one software platform the fidelity of the data and information is preserved in a single shared-earth model. Teams are also able to work faster as the need for transfer of data between different software applications is removed allowing geotechnical staff more time to focus on the science.

Seismic Micro-Technology: Our SW consists of different modules that allow you to handle the projects that need the participation of different types of specialists. Geologists, geophysicists, petrophysicists and drilling engineers can work simultaneously in one project today creating an asset team. So, from this perspective we can be considered as one of the best SW in the industry.

EXPLORATION

32 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


формате являются серьезной проблемой, в какой бы стране вы ни находились. Эффективное решение этой проблемы оказывает значительное влияние на эффективность разведки ископаемых – вероятно, куда более значительное, чем полагают большинство нефтедобывающих компаний. Подавляющее большинство данных хранятся в устаревшем формате, особенно если речь идет о давно известных нефтеносных провинциях, таких, как регионы Российской Федерации. Люди слишком часто сосредоточиваются на объеме данных, однако в наше время получить требуемый объем с технической точки зрения, как правило, нетрудно. Что касается локализации, все наши продукты адаптированы для использования в Российской Федерации с точки зрения как языковой, так и технической локализации (интерпретация данных различных типов российских приборов, измерительных систем и т. п.).

4. Использование междисциплинарных групп является ключевым элементом для рационализации рабочих процессов и эффективного принятия решений в компаниях, осуществляющих разработку месторождений. Насколько распространено, на ваш взгляд, использование таких универсальных групп в России и насколько повышает эффективность работы таких групп ваше программное обеспечение?

Baker Hughes: Я только могу прокоментировать мою точку зрения об этих командах. Синергический подход относительно новый и требует несколько специалистов с широким спектром знаний в отрасли для того, чтобы позволить всем членам команды эфективно сотрудничать. С чем мы столкнулись сейчас – специалисты из одной отрасли (например: бурение) не понимают насколько важна геология и наоборот. Преимущество сотрудничества этих специалистов не может быть заменено простым введением программного обеспечения. Необходимо создать профессиональный мост из людей с хорошим знанием разных сфер для координации этих команд.

Schlumberger: Российские компании, следуя за отраслевыми тенденциями в целом, начали осознавать все преимущества подхода работы в междисциплинарных группах. Наибольшие сложности, связанные с внедрением данного подхода, у компаний вызывают необходимость внедрения новых рабочих процессов и управление изменениями вообще. Но для извлечения максимального эффекта от внедрения технологий двадцать первого века, применение которых в значительной мере зависит от эффективности междисциплинарного взаимодействия, данные изменения обязательны. Для многих компаний большой сложностью оказалось изменение самого процесса интерпретации и моделирования; некоторые остановились на полпути,

Roxar Services AS: Unfortunately most Russian companies have not yet adopted the asset team approach as their standard way of managing assets. The process is split between different departments (log interpretation, seismic interpretation, geomodeling, reservoir engineering and flow simulation, economics, etc). But among the companies there is a growing understanding that multidisciplinary teams can do better job. We are well prepared for that because our integrated software products are made of domain modules which are known to be among the best possible solutions within their individual domains, but are also fused together into a single program with a common data model, user interface, visualization and API’s.

Landmark: Integration of modern technology remains the most important task for many regions and industries, including oil and gas. The solution to this task can be divided into two components - Programs and organizational structure. Organizational structure allows different specialists to work as one team with the specific purpose. Integrated programs help in tackling the problems in a common environment. For almost 30 years Landmark has been developing integrated programs for the oil and gas industry and today we are one of the only companies that supply a complete and integrated solution for the problems of GG. For many years, companies in Russia have been using the Landmark products, however organizational issues have frequently handicapped their ability to get the most out of these products. The level of integration in the programming field often becomes better compared to the organizational integration in industry subdivisions. At the same time, in such a scientifically rich region as geology and geophysics for oil and gas there is the potential for integration and many tasks need to be solved.

Tigress Ingeoservice: Most of Russian companies have no concept of asset teams. Geophysicists, geologists and production engineers work separately from each other. Normally there are special departments devoted to each of the directions. For example seismic data are interpreted in one department, well data in another, geological model is build in the third and finally passed to production department. In my opinion, the idea of intergration and asset workflow is underestimated in Russia and this is the way forward.

5. Russian companies are often looking for integrated solutions to their G&G software needs from global vendors. What do you feel are your key selling points to the customers and what additional local services or support do you provide?

Baker Hughes: Our company does not offer a large number of software products for sale to our customers. There are some special item packages including Jewel Suite that was developed in Russia. However Baker Hughes can provide various software licenses as part of a consulting service where we work with our customers teams.

приняли концепцию и создали междисциплинарные рабочие группы, но технологическая составляющая осталась прежней – разрозненные программные пакеты. Следующим же шагом к достижению максимальной эффективности является обеспечение наиболее полного взаимодействия между группами специалистов посредством использования концепции интегрированной модели, чтобы специалисты могли работать в единой программной среде.

Мы готовы поделиться нашим международным опытом по оптимизации рабочих процессов и предоставить ведущие технологии, призванные помочь достигнуть значительного увеличения эффективности рабочих групп за счет применения данного подхода. Программный комплекс Petrel служит единой средой для интеграции и сохранения накопленных знаний специалистов по разведке и разработке месторождения, так как информация эволюционирует по мере прохождения всех рабочих процессов – от интерпретации сеймики до оптимизации добычи – в единой интегрированной программной среде. Единая интегрированная модель месторождения позволяет специалистам различного профиля работать вместе и сохранять накопленные знания и информацию. Скорость работы увеличивается, так как отпадает необходимость перемещения данных между различными программными приложениями, что позволяет специалистам сконцентрироваться на решении смысловых задач.

Seismic Micro-Technology: Наше ПО состоит из различных модулей, позволяющих организовать участие в проектах специалистов различных направлений. Геологи, геофизики, петрофизики и инженеры по бурению сегодня могут одновременно работать над одним проектом, создавая, таким образом, проектную команду. С этой точки зрения наш программный комплекс может считаться одним из лучших в отрасли.

Roxar Services AS: К сожалению, большинство Российских компаний еще не приняли создание проектных групп, как стандартный подход к управлению своими активами. Процесс разделен между отделами (интерпретация ГИС, сейсмическая интерпретация, геомоделирование, разрабюотка и фильтрационное моделирование, экономическая оценка и т.д.). Но среди компаний растет понимание того, что многодисциплинарные команды специалистов эффективнее. Мы хорошо подготовлены к этому, поскольку наши интегрированные программные продукты состоят из модулей, известных как одни из лучших решений в своей области. Но эти модули собраны в единый программный комплекс с общей моделью данных, пользовательским интерфейсом и API.

Landmark: Междисциплинарная интеграция остается наиболее перспективной задачей для многих областей

Schlumberger: Schlumberger software provides the broadest integration of domain science enabling teams to work more effectively together. The extensive integration allows users to run comprehensive uncertainty analysis across their workflows to better understand the risks in their E&P planning process. Combined with the capability to run all sorts of workflows in batch mode Petrel enables rapid updating of subsurface models as new data - such as information from new wells - arrives. The Ocean software development framework also enables our customers to rapidly and easily deploy the technologies they need to solve their specific challenges, either via in-house development using their own intellectual property or by accessing leading technologies from independent software companies at the Ocean Store (www.ocean.slb.com).

Seismic Micro-Technology: One of our clients once said when he first tried Kingdom: “working with some SW solutions strongly reminds me of a ritual: first the IT guys take their time installing the SW, then geologists traditionally load data etc. This is not the case with Kingdom. It seems to me you (SMT) just didn’t know how to complicate things...”

Kingdom does not demand much in terms of hardware and additional staff to install and maintain it. At the same time it has a lot to offer: a multi-user environment, advanced functionality of applications for geophysicists, geologists, petrophysicists (and most recently engineers -microseismic?) in the same project on a common database.Kingdom is both intuitive and integrated without compromising functionality, and this is our main selling point.

As for the services, in addition to the standard technical support trainings and user group meetings I mentioned earlier we provide on-site consulting services in the customer’s office, advanced trainings that involve not only the SW learning but involve different interpretation workflows and approaches.

Roxar Services AS: We provide an integrated solution from seismic to simulation. But when it comes to individual domains we can be well compared to highly specialized tools in terms of technology and functionality. The same time our tools are as open as possible for commercial software products. For companies this means that they can export or import data into/from our applications at any stage and so can seamlessly include any third party technology in their workflow.

Support has been recognized as the key success factor for us in Russia since we first came to this market. We were, are, and will be investing a lot into our support teams. There are three key characteristics of our support service: responsiveness, qualification and creativity. The first one means that we are fast and proactive in reacting to any client question or problem which is related to

EXPLORATION


и отраслей, в том числе и для нефтегазовой индустрии. Решение такой задачи, условно, можно разделить на две компоненты: инструментарий и организационная структура. Организационная структура позволяет объединить специалистов различных дисциплин в одну команду с одной целью, а интегрированные инструменты позволяют работать над единой задачей в общей среде. На протяжении почти 30 лет Landmark разрабатывает интегрированное программное обеспечение для нефтегазовой индустрии и сегодня, практически в гордом одиночестве, предлагает клиентам наиболее полное и интегрированное решение для задач геологии-геофизики. Российские компании давно и эффективно используют интегрированные продукты Landmark, но зачастую организационные барьеры являются более серьезным препятствием на пути повышения эффективности и продуктивности работ. Уровень интеграции, предлагаемый в программной среде, часто оказывается более глубоким по сравнению с организационной интеграцией в подразделениях. В то же время, в такой наукоемкой области, как геология и геофизика в нефтегазовой индустрии, потенциал интеграции еще не исчерпан и много задач ждут своего решения.

Tigress Ингеосервис: Большинство российских компаний не имеют представления об универсальных группах. Геофизики, геологи и технологи работают независимо друг от друга. Как правило существуют специальные отделы, каждый из которых занимается своим направлением. Например, один отдел занимается интерпретацией сейсмических данных, другой – интерпретацией данных скважин, третий отвечает за создание геологической модели, которая затем передается в отдел добычи. На мой взгляд, идея интеграции и комплексного рабочего процесса в России недооценивается, а это перспективный путь.

5. Российские компании часто стремятся удовлетворить свои потребности в геолого-геофизическом ПО, приобретая у международных поставщиков интегрированные программные продукты. Чем, на ваш взгляд, должна привлекать потребителя ваша продукция и какие дополнительные локализованные услуги или поддержку вы оказываете?

Baker Hughes: Компания Baker Hughes не предлагает нашим клиентам большой ассортимент продуктов программного обеспечения. Существуют специальные пакеты программ включая Jewel Suite, который был разработан в России. Однако, Baker Hughes может обеспечить ряд лицензий по программному обеспечению, как часть пакета консультационных услуг при сотрудничестве с командами наших клиентов.

Schlumberger: Программные пакеты Шлюмберже представляют собой наивысшую степень интеграции,

our software. Qualification means that we always give precise answers and advice. This is important because the software is only a set of tools, while responsibility for the final decision is on the end user, who has a right to have the exact technical understanding of how his/her tools are working. Creativity means that we are prepared to find and invent the ways of addressing client needs, even if they are not yet implemented explicitly in our code. New challenges appear in front of our clients all time. Our software has enough flexibility and our support team has enough creativity to deal even with most unforeseeable requests. On the service side we have created a dedicated service team in Russia. This team is made up of high qualified and experienced experts who are working on client projects in different locations in Russia.

Landmark: Landmark has been present in Russia for 19 years. We have had clients working with our products for decades and they continue work with us. Summarizing our past experience we can distinguish some of the unique characteristics of our programs, which are also the most significant for our users:» United database and multi-users regime;» Technology integration;» Stability and robustness;» Technological and functional depth;» Constant development of the data handling system.

To get the most out of our products we offer training system and documentation in Russian. Local customer service and our website - www.lgc.ru – have been working for many years. All the latest developments can be seen on our website.

Tigress Ingeoservice: We believe passionately in integration. Our tag line is “integrated by design”. It is hard to imagine a sector that could benefit more from digital data integration. After all one view of an oil and gas company is that it takes survey data and uses it to produce or increase production of hydrocarbons.

6. What are the latest technology developments within your software suites?

Baker Hughes: As above software products are not a focus for Baker Hughes. We have a wealth of global and local experience that we offer supported by the best software packages in the market. Baker Hughes works to continuously improve our internal software packages to make it easier and more helpful for geosciences personnel. Baker Hughes is a reservoir focused service company, and such we pay more attention to reservoir scale software allowing us to do 3D or even 4D visualization for better understanding of field, with packages such software is CoViz. We have


РАЗВЕДКА

позволяя специалистам различных дисциплин работать в одной команде. Полная интеграция программных решений позволяет специалистам проводить всесторонний анализ неопределенностей на всех этапах интерпретации и моделирования для того, чтобы наилучшим образом понимать риски в процессе разведки и разработки месторождения. Кроме того, Petrel позволяет выполнять моментальное обновление модели месторождения – последовательность построения модели можно повторить в пакетном режиме по мере поступления новых данных. И главное наше преимущество – это платформа программирования Ocean, которая позволяет нашим заказчикам быстро и просто встраивать любые необходимые технологии для решения их специфических задач непосредственно в среду Petrel. Можно создавать свои собственные программные решения, либо использовать сотни модулей от независимых разработчиков, которые доступны на интернет-портале Ocean Store (www.ocean.slb.com)

Seismic Micro-Technology: Один из наших клиентов, впервые поработав с Kingdom, сказал: “работа с некоторыми программами похожа на ритуал – сначала ребята из IT устанавливают программу, потом геологи загружают данные и так далее. С Kingdom совсем не так. Похоже, что вы (SMT) просто не знали, как все усложнить…”

Kingdom не требует ни каких-то особенных аппаратных средств, ни дополнительного персонала для установки и сопровождения программного комплекса. В то же время, программа предлагает целый спектр возможностей: многопользовательский интерфейс, расширенная функциональность приложений для геофизиков, геологов, петрофизиков (и, с недавнего времени, для инженеров-микросейсмологов), все в одном проекте общей базы данных. Kingdom одновременно интуитивна и интегрирована, без ущерба для ее функциональности, и это наш основной коммерческий довод. Касательно обслуживания, кроме стандартных тренингов по вопросам технической поддержки и дней встречи пользователей,, о которых я упоминал ранее, мы также проводим местные консультации в офисе клиента и расширенные тренинги, которые включают не только обучение работе с ПО, но и ознакомление с различными интерпретационными подходами и техниками.

Roxar Services AS: Мы предоставляем интегрированные решения - от сейсморазведки до фильтрационного моделирования. Но когда речь заходит об отдельных областях, наши решения успешно конкурируют со специализированными приложениями в части технологических и функциональных возможностей. В то же время, наши программные инструменты

also implemented it recently as 3D real-time visualization with the WellLink system to enables more effective wellbore placement in the best quality reservoir rock and hydrocarbon layers.

Schlumberger: Through 2009 and 2010 we have added many exciting new technologies to our software offering and will deliver more in 2011.

In 2010 we launched the Exploration System to demonstrate the new technologies we’re delivering to help reduce the risk of dry wells in exploration by adopting a holistic approach to evaluate the key risk components of trap, reservoir, seal and charge. With the majority of exploration well failures resulting from a poor understanding of charge and seal, PetroMod petroleum systems software and new seal evaluation technologies in Petrel increase the understanding of these critical exploration factors. With the 2010 release of Petrel we added more technologies to enable large-scale exploration, using tens of thousands of wells and regional-scale seismic, and the introduction of the exciting Structural Framework tool to enable seismic interpreters to model-while-interpreting.

In the 2009 we also acquired the Techlog wellbore-centric software platform. Going beyond petrophysics Techlog provides cross-domain workflows for petrophysics (core and log), geology, drilling, reservoir and production engineering and geophysics with the benefits of a modern and intuitive software interface. Techlog is now the wellbore platform for Schlumberger log analysis and in its relatively short history has become the new wellbore-centric standard for more and more of the World’s top E&P companies.

The Ocean Store was launched at the SIS Global Forum in May 2010 creating a unique place where users can browse, buy and use technologies from independent software companies to do more with their Petrel software. Combined with the potential to develop Ocean plug-ins for Petrel with their own developers, Ocean enables operators unrivalled extensibility to differentiate like never before with unique technologies while leveraging the power of the Petrel software platform.

Seismic Micro-Technology: Kingdom is developing very fast and the current version has many improvements. Personally I was impressed by the work of new auto-pickers on the very complicated data in Kazakhstan. Also coloured inversion is a very fast and accurate tool that can be very useful in interpretation.

Roxar Services AS: To list all of the latest developments would probably take couple of A4 pages! Recently we have introduced a very advanced and scalable seismic visualization and analyses tool for geomodeling, extended our well correlation and geosteering


EXPLORATION

максимально открыты, насколько это возможно для коммерческих программных продуктов. Для пользователей такая открытость означает, что они могут экспортировать и импортировать данные из/в наши приложения на любой стадии работы, включая в свой рабочий процесс продукты и технологии других поставщиков.

Ключевым фактором успеха Roxar в России с момента нашего прихода на этот рынок является служба поддержки. Мы вкладывали, вкладываем, и будем вкладывать много сил и средств в службу технической поддержки. Наша служба поддержки имеет три ключевые характеристики – реагирование, квалификация и креативность. Первое означает, что мы быстро и оперативно реагируем на любой вопрос клиента, каким–либо образом связанный с работой нашего ПО. Квалификация означает, что мы всегда даем точные и детальные ответы и рекомендации. Это важно, так как программное обеспечение является только набором инструментов, а ответственность за принятие решений ложится на конечного пользователя, который имеет право иметь полную техническую информацию о том, как устроен его инструментарий. Креативность означает, что мы готовы найти способ решить задачу клиента, даже если такиое решение еще не реализовано в явном виде нашем программном коде. Перед нашими пользователями всё время возникают новые сложные задачи. Наше ПО достаточно гибкое, а наша служба поддержки достаточно изобретательна, чтобы справиться даже с самыми неожиданными запросами. Что касается сервиса, мы создали в России специальную группу, состоящую из квалифицированных и опытных специалистов, которые работают над проектами наших заказчиков в различных регионах России.

Landmark: На протяжении 19-ти лет Landmark работает в России и мы имеем клиентов, которые работают с нашими продуктами десятилетиями и остаются приверженными нашим продуктам при переходе в другие компании. За прошедшие годы мы можем выделить ряд уникальных свойств наших программных продуктов, которые являются определяющими для наших пользователей:» единая база данных и многопользовательский режим» интеграция технологий» стабильность и устойчивость» технологичность и функциональная глубина» преемственность и эволюционное развитие системы управления данными

Для эффективного использования наших продуктов мы предлагаем своим клиентам тренинги и документацию на русском языке и так же многие годы у нас действует локальная линия поддержки и русскоязычный сайт www.lgc.ru, где можно найти много интересной

functionality for better handling of horizontal and highly deviated wells, introduced new technology for modeling salt and intrusive structures and made important extensions to our 3D modeling toolbox. We have also released several very important flow simulation technologies: modeling of hydraulic fractures advanced segmented well model, correction for non-Newton oil behavior, improved multigas model to simulate IOR processes related to gas injection and various others.

Landmark: Last year Landmark launched a new series of products for interpretation, modeling and engineering tasks called DecisionSpace Desktop. A unique feature of this series is the accumulation of our long term experience in classic Landmark products, operating in a new format. Having said this it is similar & familiar, simple in terms of training and user friendly. This product is based on decades of data handling of OpenWorks, with the addition of a series of new data and technologies, expending the possibilities of specialists. The joint use of “old” classical products (Seis Works, Strat Works, ZMap, etc) and new products such as DecisionSpace Desktop series is possible. Data, knowledge and experience accumulated during decades can be fully used in a new environment with new possibilities. Users without experience can quickly and effectively use the system due to the modern and friendly interface. The multi-user interface, deep inter-specializational integration in accordance with the environment and technologies adapted from previous generations are the main characteristics distinguishing the DecisionSpace Desktop from other systems currently on the market.

Tigress Ingeoservice: GIS and geospatial systems for to catalogue, quality control and manage E&P data. An example of which is our new GeoBrowse 4 system which is developed here in Tyumen.

We are leveraging advanced virtualization technology, designed for the cloud computing business to deliver ultramodern digital integrated asset management systems such as our forthcoming TIGRESS Professional software suite.

Real time data acquisition from the oilfield.

7. G&G software technology plays a key role in every phase of a fields lifecycle. How is this being adopted and implemented in Russia?

Baker Hughes: Baker Hughes experience in this domain is relatively young, as it is throughout the Russian market. Baker is drawing upon global experience in brownfield revitalization to help our customers in Russia. We are currently running several large projects in Russia for the top oil producers with the help of the company’s RDS resources in Canada, Aberdeen and the Middle East.


РАЗВЕДКА

информации о наших продуктах, в том числе и о самых последних разработках.

Tigress Ингеосервис: Мы – убежденные приверженцы интеграции. Наш девиз – «изначальная интеграция». Трудно представить сектор, который больше нуждается в интеграции цифровых данных. В конце концов, чем, в сущности, занимается нефтегазовая компания? Использует данные исследований для добычи или повышения объема добычи углеводородов.

6. Какие последние технологические разработки используются в ваших программных пакетах?

Baker Hughes: Как я говорила раньше, продукты программного обеспечения не являются целевыми для Baker Hughes. Мы владеем огромным глобальным и локальным опытом, который мы предлагаем вместе с лучшими пакетами программного обеспечения существующими на рынке. Baker Hughes постоянно работает в целях улучшения наших внутренних пакетов программ для того, чтобы сделать их более легкими и полезными при использовании сотрудниками соответствующих областей. Baker Hughes это сервисная компания сконцентрированная на коллектор. В связи с этим мы обращаем большое внимание на программное обеспечение с возможностью моделирования пласта, а также его трехмерной или даже четырехмерной визуализацией для лучшего понимания месторождения, то есть таких как например CoViz. Также, недавно мы интегрировали систему трехмерной визуализации в режиме реального времени с системой WellLink, что позволяет более эфективный выбор траектории бурения скважин в улучшенных интервалах УВ насыщенных коллекторов.

Schlumberger: Несмотря на то, что в 2009 и 2010 годах к существующим программным технологиям добавилось много новых, в 2011 году их ожидается еще больше. В 2010 году мы представили систему Exploration System, которая включает новые технологии для снижения рисков бурения путем применения целостного подхода к оценке основных элементов риска на этапе разведки: ловушки, пласта-коллектора, покрышки и материнской породы. Огромное количество неудач в разведочном бурении связано с отсутствием представления о материнской породе и покрышке. Программный комплекс PetroMod, позволяющий моделировать нефтегазоносные системы, и новые технологии оценки ловушек в Petrel увеличивают понимание этих критичных для задач разведки факторов. Petrel версии 2010 года позволяет создавать полномасштабные разведочные проекты с десятками тысяч скважин и большими региональными объемами сейсмических данных, также появился очень эффективный инструмент Structural Framework для геологического моделирования непосредственно на

Those professionals are interacting with our local staff, the customers and regional institutes to come up with the best recommendations for field development projects.

Schlumberger: There are many examples in Russia that illustrate the expansion of G&G technologies throughout the E&P lifecycle. One of the most powerful examples comes from the exploration success of one of our customers in East Siberia. Our customer achieved significantly improved exploration drilling success ratios in very complex carbonate geology by importing seismic data into their Petrel model and using an advanced interpretation plug-in developed via the Ocean environment.

In a mature field in West Siberia we made new log interpretations for hundreds wells in Techlog, transferred the new data to a Petrel and rebuilt their reservoir model in a few weeks instead of the months it took previously using legacy technologies. Residual reserves have been identified and customer has now implemented a successful side-track drilling program. Some clients are now also adopting integrated asset modelling technologies, where we see impressive economic results as field development plans can be more fully understood and managed. There are therefore, many successes resulting from the adoption of new G&G technologies and there are also huge opportunities to utilize these advancements for many more fields and exploration areas.

Seismic Micro-Technology: Today we have a lot oil companies that use Kingdom at different stages of the field cycles. Despite of the fact that Kingdom historically is positioned as an interpretation tool now it is being used as a tool that helps exploration engineers review and update seismic interpretation and data, drilling engineers to work with deviated wells. Moreover, we have just released the new functionality in Kingdom 8.6. called Microseismic that will help the engineers control the direction of the hydraulic fracturing.

Roxar Services AS: Currently there is nearly 100% uptake of geological and flow simulation modeling during the development and planning process. Russian companies could however better utilize modeling tools in supporting their day to day operation decisions. This is currently adopted by some of our clients but clearly can potentially be applied to more assets. Anyway we see that companies are using modeling technologies at asset level and we also see that they are getting very good ROI on this type of activity. So an increased appearance of geological and flow simulation models in operator offices all across Russia looks, to us, as being only matter of time.

Landmark: G&G software is used in Russia during all stages of field development, but due to specific conditions in Russia, in particular the abundance of well’s being


EXPLORATION

стадии интерпретации сейсмических данных. В 2009 году была приобретена программная платформа для петрофизической интерпретации Techlog. Выходя за рамки петрофизики, Techlog соединяет смежные дисциплины в контексте петрофизики (керн и каротаж), геологию, бурение, разработку и добычу месторождений и геофизику со всеми преимуществами современного и интуитивно понятного программного интерфейса. На данный момент Techlog – это современный программный комплекс для петрофизической интерпретации, который за свою сравнительно короткую историю существования уже превратился в корпоративный стандарт для многих ведущих нефтегазодобывающих компаний.

В мае 2010 года на международном форуме Шлюмберже было объявлено об открытии интернет-портала Ocean Store, который представляет собой уникальную площадку для поиска и приобретения программных модулей к Petrel, созданных независимыми разработчиками и компанией Шлюмберже. Уникальная платформа программирования Ocean предоставляет нефтегазовым компаниям неограниченные возможности для развития функционала Petrel, за счет разработки собственных программных приложений.

Seismic Micro-Technology: Сегодня Kingdom развивается очень быстро и содержит множество улучшений. Лично меня впечатлила работа новых механизмов автокорреляции при обработке очень сложных данных в Казахстане. Также, модуль Colored Inversion – очень быстрый и точный инструмент, весьма полезный в процессе интерпретации данных.

Roxar Services AS: Перечисление наших последних разработок могло бы занять пару страниц формата А4. Недавно мы представили усовершенствованный и расширенный инструмент визуализации и анализа сейсмических данных для геомоделирования. Также мы расширили наш инструментарий межскважинной корреляции скважин и усовершенствовали функциональность геологического сопровождения бурения ГС и ННС, представили новую технологию моделирования соляных и интрузивных структур, внесли важные расширения в наш инструментарий трёхмерного геологического моделирования. Мы реализовали ряд важных технологий в области фильтрационного моделирования: учёт эффекта ГРП, усовершенствованную сегментную модель скважины, учёт неньютоновских свойств нефти, улучшенную модель мультигаз для моделирования МУН, связанных с закачкой газа и некоторые другие улучшения.

Landmark: В середине прошлого года Landamrk запустил новое семейство продуктов по

developed, this software is used most widely at the research stage. In addition to this, the use of the latest technology, for example 4D, has definite potential for the research and development stage.

Tigress Ingeoservice: Our geological and production monitoring solutions based on Tigress technologies are used in many Russian oil companies to monitor production and exploration activity. We utilize client-oriented approach, where each installation and set of reports is tuned for a particular client’s needs.

8. What do you think the future holds for your G&G software solutions in Russia?

Baker Hughes: I feel the market will soon appreciate the value of LWD RT data and the benefits of the software packages capable of collecting, processing and displaying critical data from many wells being drilled at the same time and feeding it into a single geological model. This allows 3D decision taking instead of updating a 2D section of the reservoir. With the continuously updated full field model we can take decisions while the well is drilling to place it within the sweetest spot. Another benefit of a fully interactive shared earth model is allowing access to any data of a particular reservoir section with a simple click at that section. Using all the best data available to make the best decisions to create the best wells.

Schlumberger: Increasing integration from Exploration to Production on a single platform to allow operators to far more rapidly update their asset models and reduce onboarding (training) time for new recruits. We expect the use of uncertainty analysis to increase significantly as operators exploit the opportunity to understand the quality of their data, interpretation, analysis and decisions at all stages of the workflow. With a rich and diverse talent pool of developers we also see Russia becoming a key contributor in the global development of Ocean plug-ins for Petrel to create and deploy new and innovative software solutions to address some of the industry’s toughest challenges.

Seismic Micro-Technology: I think we have a huge potential here. We have been showing significant growth and I hope to keep this growth for years. Despite the saturated market we entered, the major companies are replacing our competitors’ solutions with our own. Kingdom is very easy to use and cost a effective tool that can handle huge volumes of data. I saw a lot of huge regional and marine projects that were interpreted in Kingdom, making it a tool with a huge potential in the market.

Roxar Services AS: We invest a lot into the technological development of our software tools. We are inventing and improving technologies, expanding the functionality


РАЗВЕДКА

интегрированной интерпретации, моделированию и инженерными задачам – DecisionSpace Desktop. Уникальность данного семейства продуктов заключается в том, что DecisionSpace Desktop аккумулирует многолетний опыт классических продуктов Landmark в новой, Windows-подобной, простой в обучении и использовании, дружественной среде, добавляет серию новых типов данных и технологий , расширяющих возможности специалистов и базируется на проверенной десятилетиями системе управления данными - OpenWorks. В новой среде возможно совместное использование «старых» - классических продуктов (SeisWorks, StratWorks, ZMap, и.т.д) и новых продуктов семейства DecisionSpace Desktop. Данные, знания и опыт, накопленные в течении десятилетий могут в полной мере использоваться в новой среде с новыми возможностями, а начинающие пользователи могут быстро освоить и эффективно использовать систему за счет современного и дружественного интерфейса. Многопользовательский режим, глубокая междисциплинарная интеграция и преемственность со средой и технологиями предыдущих поколений - основные отличия DecisionSpace Desktop от других систем, представленных на рынке.

Tigress Ингеосервис: Геоинформационные системы для каталогизации, контроля качества и управления данными разведки и добычи. Примером может служить наша новая система GeoBrowse 4, разработанная здесь, в Тюмени.

Мы используем современную, предназначенную для облачной обработки данных, технологию виртуализации для создания сверхсовременных цифровых интегрированных систем управления данными, таких как, например, программный пакет TIGRESS Professional, выход которого ожидается в ближайшем будущем.

Сбор данных нефтяного месторождения в режиме реального времени.

7. Технология использования геолого-геофизического ПО играет ключевую роль на всех этапах эксплуатации месторождений. Насколько она используется в этом качестве в России?

Baker Hughes: Baker Hughes имеет относительно небольшой опыт в этой сфере как и весь русский рынок. Baker Hughes использует глобальный опыт в стратегиях обновления старых месторождений с целью помощи нашим клиентам в Росии. В настоящее время мы работаем над несколькими крупными проектами для лидирующих нефтяных производителей с помощью ресурсов компании RDS в Канаде, Абердине и на Ближнем Востоке. Эти специалисты сотрудничают c нашим местным

range and at the same time making our software more accessible for non expert users. This strategy is relevant to all regions where Roxar is working, but in Russia the payback is even faster. The reason for this is that Russian geologists and reservoir engineers, with their high education and qualification levels, have an ability to get the most out of our software. With our current development roadmap and existing user base we see a bright feature for Roxar software tools in Russia.

Landmark: Our new DecisionSpace Desktop series continue the unique history of Landmark in the industry. There are no analogues to the integrated solution for GG tasks, modeling and engineering problems in Multi-Users environment (on Windows or Linux platforms) using data handling system OpenWorks. It also has a huge potential of further development embedded in the architecture of the system.

DecisionSpace Desktop gives the client:

» Necessary data;

» Verified technologies;

» Years of accumulated experience.

Tigress Ingeoservice: The future looks very positive.

Margarita Ibragimova: Baker HughesMargarita Ibragimova, has bachelor degree in petroleum

geology from Novosibirsk State University, Msc degree

in Reservoir Evaluation and Management with distinction from

Heriot-Watt University. She has worked as remodelling specialist at

Heriot-Watt University for 1 year, and for 5 years in Baker Hughes

(France, Russia) holding different positions from Geoscientist

to Geoscience Manager for Russia district. Her main areas of

expertise are Petrophysics, NMR, Geo-Modelling, Logging While

Drilling and its applications, data integration.

Dimitry N. Bolotnik: Roxar Services AS

Dimitry is Vice president and board member of Roxar

Services AS, and head of the Moscow office. He has

been working in the oil & gas industry since 1994 (IPM RAN, IPNG

RAN, ONICS/Petec, Smedvig Technologies, Roxar). Participated

in geomodeling and flow simulation projects for various fields

in Russia and abroad. Since 1998 he has been the head of

the Moscow office of Roxar – the leading supplier of advanced

technologies for improved recovery efficiency. Created a team

of one hundred specialists, providing Roxar with a significant

share of the Russian reservoir modeling and flow simulation

software market. He is the author of several technical Russian and

International publications.


EXPLORATION

персоналом, клиентами и региональными научно-исследовательскими институтами для того, чтобы предложить лучшие рекомендации для проектов по развитию месторождений.

Schlumberger: Существует множество примеров иллюстрирующих применение программных технологий интерпретации и моделирования Шлюмберже на различных этапах разведки и разработки месторождений в России. Один из самых показательных примеров – успешная программа бурения на новом карбонатном месторождении с очень сложным геологическим строением в Восточной Сибири. Нашему заказчику удалось достигнуть значительных результатов за счет использования сейсмических данных в Petrel и применения плагина для расширенной интерпретации этих данных, созданного в среде Ocean. Успешность бурения превзошла самые смелые ожидания.

Или другой пример реабилитации месторождения в поздней стадии разработки в Западной Сибири – в программном комплексе Techlog была выполнена переинтерпретация данных ГИС по нескольким сотням скважин, результаты были переданы в Petrel и было выполнено обновление модели месторождения. И все это за несколько недель, а не месяцев, как при использовании традиционных для отрасли подходов. Были выявлены остаточные запасы, заказчику удалось реализовать успешную программу бурения боковых стволов. Значительные экономические результаты наблюдаются за счет применения нашими заказчиками технологий интегрированного моделирования активов (пласт – скважина – инфраструктура – переработка – экономика), что позволяет получить наиболее адекватные планы разработки. Существует множество успешных примеров внедрения новых технологий, равно как и огромные возможности для реализации потенциала новых технологий для целей эффективной разведки и разработки месторождений.

Seismic Micro-Technology: Сегодня Kingdom используется многими нефтяными компаниями на разных стадиях отработки месторождений. Хотя исторически Kingdom и позиционировался как инструмент интерпретации, теперь наш программный комплекс также помогает инженерам-поисковикам анализировать и обновлять сейсмические данные и интерпретации, а инженерам по бурению – работать с искривленными скважинами. Кроме того, мы только что выпустили Kingdom 8.6 с новой функциональной возможностью Microseismic, которая поможет инженерам контролировать направление гидроразрывов.

Roxar Services AS: В настоящее время мы видим, 100% использование геологического и фильтрационного моделирования в процессе проектирования

Andrey Filev: Schlumberger Information Solutions

Andrey is a dedicated professional with extensive

experience in information technology for the oil and gas

industry. He has worked in the petroleum industry since 1995.

Prior to joining Schlumberger he worked for several Western

- Siberian service companies and scientific institutions.

Andrey participated in diverse Russian and international E&P

projects, undertaking different roles from engineer to project

manager and technical consultant. Being a part of the technical

consultancy team, Andrey provided consulting services to E&P

companies on information management, reservoir modelling,

production management services and technologies. His

primary direction of business activity is helping organizations to

align/integrate their IT landscape with the business workflows

using information, knowledge management and E&P software

landscape optimization best practices. Andrey has several oil

and gas industry-related publications to his name in the filed of

information technologies and solutions.

Nikolai Kutsenko: Seismic Micro-Technologys

Mr. Nikolai Kutsenko joined Seismic Micro-Technology

in early 2008 as the country manager of Russia and the

CIS region. He opened the Moscow office to cover both sales

and technical support operations for the region. Since that time

the number of SMT clients has significantly increased as well as

the number of strategic agreements. Prior to SMT, Mr. Kutsenko

worked for Halliburton/Landmark as a senior account manager.

He has over 7 years experience in the oil and gas industry as a

technical specialist and in software sales. Mr. Kutsenko graduated

from Moscow State University and has a PhD in mathematics. He

is also one of the co-authors of three geophysical patents.

Mikhail Popov: Landmark Software & Services, Halliburton Mikhail Popov is the Business Development manager

of Landmark (a Halliburton company). In 1984 Mikhail

graduated from MGRI with a specialization in geology (Engineer in

Geophysics) and has worked in Yakutia and Lithuania. From 1980

to 1987 he worked heavily in computer-aided geophysics. Since

1991 he has worked in processing, interpretation and modeling for

oil & gas exploration. He has been working for Landmark in Moscow

since 1986.

Andrey Bezhentsev: Tigress Ingeoservice Andrey Bezhentsev, Director of Tigress Ingeoservice,

Tyumen. Mr Bezhentsev began his career as Geologist in

1983 and soon his experience led him to project work on natural

gas production at TyumenNIIGIprogas. In his work with Tigress he

has provided UNIX system administration, Network administration

and configuration, Oracle/Sybase database administration, AIX,

Solaris, Linux installation and system tuning. He has a wide

knowledge of modern E&P software products and has worked

at many client sites, providing data QC and data management

services, including sites in West Siberia, China, Thailand

and Malaysia.


РАЗВЕДКА

EAGE Workshop Tyumen 2011Clinoform Oil and Gas bearing Complexes

and up-to-date Seismic Exploration

www.eage.ruwww.eage.org

Who should attend?The Workshop will be both useful and interesting for geologists, geoscientists and seismic interpreters of oil companies as well as representatives of service companies who work on seismic models of clinoform zone reservoir beds and on predictions of their oil-field properties.

REGISTER NOW

28-29 March 2011Tyumen, Russia

/ Main sponsor

TY11 A4 advertentie.indd 1 16-02-2011 10:30:20

41ROGTECROGTEC

INTERVIEW


EAGE Workshop Tyumen 2011Clinoform Oil and Gas bearing Complexes

and up-to-date Seismic Exploration

www.eage.ruwww.eage.org

Who should attend?The Workshop will be both useful and interesting for geologists, geoscientists and seismic interpreters of oil companies as well as representatives of service companies who work on seismic models of clinoform zone reservoir beds and on predictions of their oil-field properties.

REGISTER NOW

28-29 March 2011Tyumen, Russia

/ Main sponsor

TY11 A4 advertentie.indd 1 16-02-2011 10:30:20

месторождений. Однако Российские компании могли бы больше использовать инструментарий моделирования для принятия оперативных решений. Некоторые из наших клиентов сегодня используют эту практику, но её можно было бы применять для значительно большего числа активов. В любом случае мы видим, что компании используют технологии моделирования на уровне управления месторождениями и получают хороший экономический эффект.. Поэтому широкое использование геологического и фильтрационного моделирования в добывающих подразделениях по всей России представляется нам только вопросом времени.

Landmark: Геолого-геофизические технологии используются в России на всех этапах жизни месторождения, но в силу объективных условий (в России много хорошо разбуренных месторождений), наиболее широко эти технологии используются на поисково-разведочных этапах работ. Несмотря на это, использование современных методик и технологий геолого-геофизических работ, например 4D, имеет так же определенный потенциал для этапа разработки и добычи.

Tigress Ингеосервис: Наши средства геологического контроля и контроля добычи, основанные на технологии Tigress, используются многими российскими нефтяными компаниями для контроля добычи и разведки нефти. Наш подход ориентирован на клиента: каждый устанавливаемый пакет и набор отчетности адаптирован к потребностям конкретного клиента

8. Какое будущее, по вашему мнению, ожидает ваши программные продукты G&G в России?

Baker Hughes: C моей точки зрения, рынок в скором времени поймет насколько важны данные записываемые и передаваемые в процессе бурения (LWD RT) а также пакеты программ, которые позволяют собирать, обрабатывать и отображать данные из разных скважин во время их бурения и одновременное введение этих данных в единую трехмерную геологическую модель месторождения. Благодаря этому станет возможным принятие решений, базируясь на трехмерных данных, вместо того, чтобы обновлять двухмерный срез месторождения. С постоянно обновляемой полной моделью месторождения мы можем принять решение во время бурения скважины для ее расположения в идеальном месте. Еще одна польза этого метода – легкий доступ к любым данным любого участка пласта с помощью всего лишь одного щелчка на этот участок. Использование лучших доступных данных для принятия лучших решений с целью строительства лучших скважин.

Schlumberger: Развитие концепции интеграции «от обработки и интерпретации до управления

добычей» в рамках единой программной платформы Petrel должно позволить нефтегазовым компаниям намного быстрее обновлять модели месторождений и сократить время на обучение новых специалистов. Мы ожидаем существенного увеличения использования методик анализа рисков и неопределенностей, так как компании уже осознают необходимость принимать во внимание и анализировать качество данных и их различные интерпретации на всех этапах принятия решений по разработке месторождения. И, думаю, множество талантливых российских программистов внесут свой вклад в глобальное продвижение среды Ocean, и в создание инновационных технологий для решения сложнейших отраслевых задач.

Seismic Micro-Technology: Я думаю, потенциал здесь огромен. За последние годы мы показали значительный рост, и я надеюсь, что этот рост будет продолжаться еще много лет. Не смотря на насыщенность рынка, мы внедряем Kingdom в крупных компаниях, заменяя программные решения наших конкурентов. Kingdom - очень простой в использовании и экономически эффективный инструмент, позволяющий обрабатывать огромные объемы данных. Я наблюдал, как с помощью Kingdom обрабатывались данные по огромным региональным и морским проектам, и это еще раз доказывает, что наш программный комплекс имеет огромный потенциал на рынке.

Roxar Services AS: Мы много инвестируем в технологическое развитие наших программных комплексов. Мы изобретаем и совершенствуем технологии, расширяем функциональность и в то же время делаем наше ПО более доступным для новых пользователей. Эта стратегия влияет на все регионы, где работает Roxar, но в России такие инвестиции окупаются быстрее. Причина в том, что Российские геологи и разработчики с их высоким уровнем образования, квалификацией, креативностью и умением внедрять новые технологии способны максимально эффективно использовать наше ПО. С нашими программой разработки ПО и имеющейся пользовательской базой, мы уверены в блестящем будущем Roxar в России.

Landmark: Наши новые продукты семейства DecisionSpace Desktop продолжают уникальную историю Landmark в индустрии. Интегрированное решение для геолого-геофизических задач, моделирования и инженерных задач в многопользовательской среде (на базе Windows или LINUX) c использованием системы управления данными OpenWorks не имеет аналогов и имеет гигантский потенциал развития, заложенный в самой архитектуре


РАЗВЕДКА

43ROGTECROGTEC

INTERVIEW


8-я МЕЖДУНАРОДНАЯ ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА ‘201120-22 АПРЕЛЯ 2011г., ОТЕЛЬ «РЕНЕССАНС МОСКВА»

• Анализ работы механизированного фонда скважин

• Развитие сервиса

• Новые технологии и оборудование для добычи нефти

• Энергосберегающие технологии

• Осложненные условия эксплуатации

• Интеллектуальные системы управления и

оптимизации механизированной добычи нефти

• Эксплуатация, ремонт штанговых глубинных

насосов, штанг, насосно−компрессорных труб

• Эксплуатация, ремонт

винтовых насосов

• Оборудование системы

поддержания пластового

давления

ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ:

ОРГАНИЗАТОРЫ:

Журнал «Нефтегазовая Вертикаль» совместно с Экспертным советом по механизированной добыче

Тел./факс: (495) 510-57-24, www.ngv.ru; e-mail: [email protected]

РОСНЕФТЬ

системы и её открытости.DecisionSpace Desktop предлагает нашим клиентам:» Необходимые данные

» Проверенные технологии

» Весь накопленный опыт

Tigress Ингеосервис: Превосходное.

Андрей Филёв: Schlumberger Information Solutions

Андрей Филёв – профессиональный консультант

в области информационных технологий для

нефтегазовой промышленности. Работает в отрасли с 1995

года, до начала карьеры в компании Schlumberger работал

в Западной Сибири в различных сервисных и научных

организациях. Принимал участие в различных российских и

международных проектах в качестве инженера, руководителя

проекта, технического консультанта. Работая в группе

технического консалтинга Schlumberger, участвовал в проектах

по оптимизации рабочих процессов управления данными

разведки и разработки, моделирования месторождений и

управления добычей для компаний нефтегазового сектора.

Основное направление деятельности – консультирование

компаний по вопросам наиболее эффективного применения

информационных технологий для решения бизнес-задач

за счет использования лучших отраслевых примеров в

областях управления информацией и знаниями, оптимизации

ландшафта применяемого программного обеспечения

для интерпретации и моделирования. Имеет несколько

публикаций в отраслевой печати.

Михаил Попов: Landmark Software & Services, Halliburton Михаил Попов – менеджер по развитию бизнеса и

внедрению подразделения Landmark компании Halliburton.

В 1984г закончил МГРИ по специальности горный инженер-

геофизик. После окончания работал в Якутии и в Литве. С 80-го

года по 97-й занимался программированием и различными

задачами компьютерной геофизики. С 91-го года занимался

системами обработки, интерпретации и моделирования в

нефтегазовой индустрии. С 1998 года сотрудник московского

офиса подразделения Landmark компании Halliburton.

Андрей Беженцев: «Tigress Ингеосервис» Беженцев Андрей Анатольевич, директор ООО «Tigress

Ингеосервис» (Тюмень). Андрей Беженцев начал свою

карьеру в 1983 году, работая геологом; вскоре накопленный

опыт позволил ему заняться проектными работами в институте

ТюменьНИИгипрогаз. В процессе сотрудничества с компанией

Tigress он отвечал за системное администрирование,

сетевое администрирование и конфигурацию сети в ОС

UNIX, администрирование баз данных Oracle/Sybase.

Андрей Беженцев обладает обширными знаниями в области

программного обеспечения для разведки и добычи полезных

ископаемых; ему приходилось оказывать услуги управления

данными и контроля качества данных на рабочих участках

многих клиентов, включая месторождения в Западной Сибири,

Китае, Таиланде и Малайзии.

Дмитрий Болотник: Roxar Services AS

Вице президент и член совета директоров

компании Roxar Services AS, глава московского

представительства. Работает в отрасли с 1994 года (ИПМ

РАН, ИПНГ РАН, ONICS/Petec, Smedvig Technologies, Roxar).

Участвовал в работах по построению компьютерных геолого-

гидродинамических моделей различных месторождений

в РФ и за рубежом. С 1998 года является бессменным

руководителем московского представительства Roxar

– одного из ведущих поставщиков передовых технологий

повышения эффективности разработки нефтегазовых

месторождений. Создал коллектив, состоящий из сотни

специалистов, обеспечивающий Roxar существенную долю

Российского рынка программного обеспечения и услуг в

области компьютерного моделирования месторождений.

Является автором ряда публикаций в Российских и

Зарубежных научно – технических изданиях.

Маргарита Ибрагимова: Baker HughesМаргарита Ибрагимова получила степень бакалавра

«Геологии и геохимии горючих полезных ископаемых»

в Новосибирском Государственном Университете. Закончила

с отличием магистратуру «Оценка и управление коллектором»

в университете Хериот Ватт, где проработала как специалист

по геологическому моделированию на протяжении года. На

протяжении следующих 5 лет занимала разные должности в

компании Baker Hughes (Франция, Россия) от специалиста до

менеджера отдела Геолого-Геофизических Исследований. Ее

области квалификаций - петрофизика, ЯМР, геологическое

моделирование, каротаж в прооцессе бурения и его

применение, интеграция данных.

Николай Куценко: Seismic Micro-Technologys

Николай Куценко пришел в Seismic Micro-Technology

в начале 2008 года на должность управляющего

компанией по России и странам СНГ. Он организовал

открытие Московского офиса компании, включающего как

службу продаж, так и отделение технической поддержки по

региону. С того времени число клиентов SMT значительно

возросло, равно как и количество заключенных стратегических

соглашений. До прихода в SMT, г-н Куценко работал старшим

менеджером по работе с клиентами в компании Halliburton/

Landmark. Опыт его работы в нефтегазовой отрасли в роли

технического специалиста и специалиста по продажам

программного обеспечения составляет более 7 лет. Г-н Куценко

окончил МГУ им. М.В. Ломоносова и имеет степень кандидата

математических наук. Он также является соавтором трех

запатентованных решений в области геофизики.


РАЗВЕДКА

45ROGTECROGTEC

INTERVIEW


Multibranch horizontal well drilling at Udmurtneft OJSC

Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть»

И.П. Заикин; К.В. Кемпф; О.Л. Готлиб; С.В. Ефимов; С.В. Выхристюк; А.М. Насыров

ОАО “НК “Роснефть”

I.P. Zaikin, K.V. Kempf, O.L. Gotlib, S.V. Yefimov, S.V. Vykhrystyuk, A.M. Nasyrov

Rosneft Oil Company OJSC, Udmurtneft OJSC

46

Summary The following article looks at the experience of Udmurneft when using sidetracked wells to enhance oil recovery.Various configurations of sidetracked wells are looked at, including multibranch sidetracks. The efficiency of different well construction methods, such as drilling a horizontal sidetrack with various profiles, are compared. The relevancy of multihole (branched) drilling is also discussed in the article. The present article contains information about experience of in oil recovery enhancement in mature fields. Various configurations of wells sidetracking have been presented, including multi-branched sidetracks. Wells efficiency after multiple-hole horizontal sidetracking was benchmarked and analyzed. The article concludes that development of multi-lateral sidetracking technology is extremely important on the field of JSV “Udmurtneft”.

IntroductionThe majority of oil fields owned by Udmurtneft OJSC are mature, however considerable hydrocarbon reserves are concentrated in stratigraphic traps that haven’t been covered by the existing well spacing. Due to this, the well selection requirements for sidetrack drilling method are becoming candidiates demanding.

АннотацияВ статье представлен опыт ОАО «Удмуртнефть» по интенсификации добычи нефти на месторождениях методом бурения боковых стволов, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Описаны различные конструкции боковых стволов, в том числе и с многозабойным окончанием. Проведено сравнение эффективности различных методов реконструкции скважин методом проводки бокового горизонтального ствола с различными профилями. Статья актуализирует необходимость развития многоствольного (многозабойного) бурения скважин.

ВведениеБольшинство месторождений ОАО «Удмуртнефть» находится на поздней стадии эксплуатации, но при этом значительные запасы углеводородов сосредоточены в стратиграфических ловушках, которые ещё не были охвачены существующей сеткой разработки. В связи с этим повышаются требования к выбору скважин для проведения реконструкции скважин методом бурения боковых стволов.

Следует отметить, что в нынешних экономических условиях бурение наклонно направленных боковых стволов в силу их низкой продуктивности во многих

ROGTEC

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА


It should be emphasized that under present economical conditions drilling of deviated sidetracks is often unprofitable due to their low efficiency. Average flow rates of deviated wells are approximately 3-3.5 tons of oil per day. For that reason, starting from 2009, the staff of Udmurtneft OJSC have stopped drilling deviated sidetracks and have begun to drill horizontal wells. As a result, the average flow rates of wells with horizontal sidetracks substantially increased and reached levels of about 10-15 tons of oil per day.

Horizontal sidetracked drilling began at Udmurtneft OJSC in 1993. The drilling service and geological survey specialists have wide experience in implementation of such geological and engineering operations; they are constantly improving the technology of drilling and sidetracked completions. The background of experience in this field became the basis for further enhancement of horizontal sidetrack efficiency.

The result of two interlayers at the Vereiskian facility of the Krasnogorskoye field, where a sidetrack in the producing horizon was arranged with a so-called double-level profile, became the first step towards the increased flow rate of the horizontal sidetracked wells. Double-level profile requires drilling in the upper interlayer of the sidetrack, 100-120 m long and passage to the lower interlayer followed by the drilling of a horizontal section 50 – 80 m long. Total length of a sidetrack with double-level profile is 450 – 600m, with up to 130-150 m when drilling the productive section of strata. Through the application of double-level profile the specialists of Udmurtneft OJSC managed to increase the average flow rate to up to 18-20 tons per day.

Fig. 1-3 show the examples of sidetracks with various profiles on Krasnogorskoye oil field developed by Udmurtneft OJSC.

случаях является нерентабельным. Средние дебиты наклонно-направленных скважин составляют около 3 - 3,5 тонн/сутки нефти. Поэтому начиная с 2009 года, специалисты ОАО «Удмуртнефть» совсем отказались от бурения наклонно-направленных боковых стволов, и приступили к бурению горизонтальных стволов. При этом средние дебиты по скважинам с горизонтальными боковыми стволами существенно увеличились и составили около 10 - 15 тонн/сутки нефти.

Бурение боковых горизонтальных стволов началось в ОАО «Удмуртнефть» ещё в 1993 году. Специалисты службы бурения и геологической службы имеют богатый опыт по реализации данного вида ГТМ и постоянно совершенствуют технологию бурения и заканчивания боковых стволов. Накопленный опыт в этой области стал базой для дальнейшего повышения эффективности БГС.

Первым шагом для повышения дебитов горизонтальных стволов стало вовлечение двух пропластков верейского объекта Красногорского месторождения при расположении бокового ствола в продуктивном горизонте, применялся так называемый двухуровневый профиль. Данный профиль предполагает бурение по верхнему пропластку бокового ствола длиной 100-120 метров и переход на нижний пропласток с последующим расположением горизонтального участка длиной 50 – 80 метров. Общая длина бокового ствола двухуровнего профиля составляет 450 – 600 метров, при прохождении по продуктивной части пласта не более 130-150 метров. Применяя двухуровневый профиль специалистам ОАО «Удмуртнефть» удалось повысить средний дебит до 18-20 тонн/сутки.

На рисунках № 1-3 показаны примеры боковых стволов с разными профилями на Красногорском месторождении ОАО «Удмуртнефть».

47ROGTECROGTEC

EOR


Рис.1: Профиль бокового горизонтального ствола по продуктивному пласту В- 2 (одноуровневый профиль)Fig. 1: Horizontal sidetrack profile in B-2 productive stratum (single-level profile)

History of Multibranch well Drilling at Udmurtneft OJSCIn recent years technologies of multibranch and multilateral well drilling in the oil and gas industry have been subject to rapid development, allowing substantially increased flow rates. The first two multibranch wells in Udmurtia were drilled at the Bashkir facility of the Gremikhinskoye field in 1996. Three deviated holes were drilled in well No.673; two holes were drilled in well No.1287 meaning that all productive zones from А4-1 to А4-6 were covered. However the practice turned out to be unsuccessful in terms of increased well flow rates: well No.673 was put into operation with a water content of 83%, and well No 1287 - of 90%.

In 2010 geologists and drilling technicians of Rosneft OJSC and Udmurtneft OJSC carried out a feasibility study

История бурения МЗС в ОАО «Удмуртнефть»В последние годы в нефтегазовой промышленности активно развиваются технологии бурения многозабойных и многоствольных скважин (МЗС и МСС), которые позволяют существенно нарастить производительность скважин. В Удмуртии первые 2 МЗС были пробурены на башкирском объекте Гремихинского месторождения в 1996г. на волне массированного применения технологий горизонтального бурения. В скв. № 673 было сформировано 3 наклонно направленных ствола, в скв. №1287 - 2 ствола; с охватом всех продуктивных пластов с А4-1 по А4-6. Однако опыт с точки зрения повышения дебитов скважин оказался неуспешным: скв. №673 была запущена с обводненностью 83%, скв. № 1287 с 90% воды.

Рис.2: Профиль бокового горизонтального ствола по двум продуктивным пластам В- 2 и В-3а (двухуровневый профиль)Fig. 2: Horizontal sidetrack profile in two productive strata B-2 and B-3 (double-level profile)


Рис.3: Профиль 2 боковых горизонтальных стволов по двум продуктивным пластам В- 2 и В-3а (МЗС)Fig. 3: Profile of two horizontal sidetracks in two productive strata B-2 and B-3a (multibranch well)


49ROGTECROGTEC

DRILLING


POSTLEINDUSTRIES INC.

HardbandingSolutions.com

Åâðîïà/Ðîññèÿ/Çàïàäíàÿ Àôðèêà:Êîëèí Äàôô[email protected]Òåë. +44 1563 820505

Óæåâ Ðîññèè!

Øòàá-êâàðòèðà â ÑØÀ:ã. Êëèâëåíä, øòàò Îãàéî[email protected]Òåë. 216-265-9000

Âàøè áóðèëüíûå òðóáûçàñëóæèâàþò ëó÷øåãî!

®Duraband NC®

Tuffband NCäëÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ

Ïðîâåðåííûé âðåìåíåì âûáîðîïåðàòîðîâ ïðîìûñëîâ, áóðîâûõïîäðÿäíûõ ôèðì è êîìïàíèé,ñäàþùèõ îáîðóäîâàíèå â àðåíäó

Ñïîñîáñòâóþò ñîõðàíåíèþîáñàäíûõ êîëîíí

• 100% ðåìîíòîïðèãîäíîñòü

• Ñåðòèôèêàöèÿ ïî ôîðìå NS-1

•

Ñïëàâû

• Íå ïîäâåðæåíû ðàñòðåñêèâàíèþ

of subsequent multibranch well drilling. Multibranch well drilling technologies seemed more advantageous for the Krasnogorskoye field, where it was possible to perform pilot work using the existing drilling equipment and technologies.

The Vereiskian facility bearing the thin carbonate multizone reservoir (zones from B-0 to B-IIIB), complicated by the presence of a widespread gas cap, was selected as a target zone for drilling. The average porosity is 0.17 d.fr., oil viscosity under reservoir conditions is 9.7 MPa·s, and the average thickness of the producing zone is 3.5m. The bulk of underlaying layer transit stock is within the gas cap limits, therefore to recover reserves it is necessary to form a separate well network by means of sidetracking towards the oil producing zone.

Multibranch well drilling technologyThe basic concept of multibranch well drilling was to increase the effective length of the producing horizontal section of the well. By sidetracking, it became possible in the upper interlayer to increase the length of the horizontal section, followed with a shearing into the middle of the horizontal section and then drilling the second horizontal in the lower interlayer.

The basic stages of multibranch well construction based on this technology, using the example of Well 1 at the Krasnogorskoye field were as follows (for the actual sidetrack profile refer to Fig. 3):1. After the elimination of perforated intervals a “window” is cut in the 146 mm production casing from a whipstock wedge in one run.

2. Drilling the main hole with a 123.8 mm diameter with an inclination angle increasing up to the point of entry to the producing zone. At 50 m before the entry to В-II reservoir, reference logging is carried out to specify the geology.

3. A hole 170 m long is formed along the producing reservoir. Entering the producing zone and drilling in strata is performed with a constant gamma ray & mud logging. On completing the drilling a final well log is run by the self-contained geophysical instrument on drill pipes.

4. On completing the first well, drilling on the additional well is carried out into B-IIIa reservoir 90m away from the point of entry into the producing zone by means of making a keyseat, descending by 180 degrees.

5. Drilling of the additional 40m long sidetrack in the В-IIIa zone was also performed with a constant gamma ray & mud logging. Since the В-IIIа zone is relatively, thin the final length of horizontal section is determined on the basis of the actual geological and technical conditions during the drilling process.

6. Following this, a 102mm liner was run into В-IIIа zone.

Повторная возможность бурения многозабойной скважины была проанализирована специалистами геологами и буровиками ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Удмурнефть» в 2010 году. Технология бурения МЗС выглядела предпочтительнее именно для Красногорского месторождения, условия которого позволяли выполнить опытно-промышленные работы на имеющемся буровом оборудовании и по применяемым технологиям. Проектным горизонтом для бурения был выбран верейский объект, который представлен маломощной карбонатной многопластовой залежью (пласты с В-0 по В-IIIВ), осложненной наличием обширной газовой шапки. Средняя пористость составляет 0,17д.ед., вязкость нефти в пластовых условиях - 9,7 мПа·с, средняя нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки - 3,5м. Транзитный фонд нижележащего объекта в своем большинстве попадает в границы газовой шапки, поэтому для выработки запасов необходимо формировать собственную сетку скважин путем зарезки боковых стволов в сторону нефтяной оторочки.

Технология бурения МЗСОсновная идея бурения многозабойных скважин заключалась в том, чтобы увеличить эффективную длину горизонтального участка на имеющихся производственных мощностях. Это стало возможным за счёт бурения бокового ствола по верхнему пропластку на расчетную длину, с последующей срезкой в середине горизонтального ствола и бурением второго горизонтального участка по нижнему пропластку.

Основные этапы строительства многозабойной скважины по данной технологии на примере скважины 1 Красногорского месторождения заключались в следующем (фактический профиль бокового ствола отображён на рисунке № 3):1. После ликвидации интервалов перфорации в 146мм эксплуатационной колонне вырезается «окно» с клина-отклонителя за один рейс.

2. Бурение основного ствола диаметром 123,8 мм ведется с набором угла до точки входа в продуктивный пласт. За 50 метров перед входом в коллектор пласта В-II проводится привязочный каротаж для уточнения геологии залегания пластов.

3. По продуктивному коллектору формируется ствол длиной около 170 метров. Вход в продуктивный пласт и бурение по пласту ведется с постоянным гамма- и газовым каротажем. По окончании бурения производится заключительный каротаж автономным геофизическим прибором на бурильных трубах.

4. По окончании проводки первого ствола на расстоянии 90 м от точки входа в продуктивный пласт



51ROGTECROGTEC

DRILLING


C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

Rezba_RUS_left_205_275.pdf 08.02.2011 15:31:32

The producing section of the main hole within В-II zone and В-IIIа additional sidetrack is walled off by 102mm casing pipes with a filter. Space between the unstable shales of the В-II and В-IIIа zones was covered by blind pipes without cementing.

7. In order to avoid a negative effect on the reservoir, a cement packer is installed at the top of В-II in compact rock. An additional packer combined with a liner hanger is installed in the production casing for the purpose of sealing the hanger. The hanger cementing is carried out by direct pumping, followed by the removal of excessive cement.

The first well reconstruction on the Krasnogorskoye field was accompanied by 20% appreciation, occurred mainly due to obtaining the experience and loss of time. Subsequent reconstruction of two wells 2 and 3 of Krasnogorskoye field resulted in less downtime with only a 10% increase in expenditure, whereas the well flow rate was doubled.

In 2010, four multibranch wells were drilled at Vereiskian field of Udmurtneft OJSC. The results obtained brought us to the conclusion that due to an increase in the length of horizontal sections, well flow rates were increased

зарезается дополнительный ствол в коллектор пласта В-IIIа путем наработки желоба с установкой 180 град.- вниз.

5. Зарезка и бурение дополнительного ствола длиной 40 м по пласту В-IIIa также ведется с постоянным Гамма- и газовым каротажем. Ввиду малой мощности пласта В-IIIа окончательная длина горизонтального участка определяется исходя из реальных геологических и технических условий в процессе бурения.

6. Спуск 102 мм хвостовика осуществляется в пласт В-IIIа. Продуктивная часть основного ствола в пределах пласта В-II и дополнительного ствола В-IIIа перекрывается 102 мм обсадными трубами-фильтром. Интервал неустойчивых глинистых пород между В-II и В-IIIа перекрывается глухими трубами без цементирования.

7. Для исключения негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных пластов в кровлю В-II в плотных породах устанавливается пакер для манжетного цементирования. Для герметизации подвески хвостовика в эксплуатационной колонне устанавливается дополнительный пакер, совмещенный с подвеской хвостовика. Цементаж хвостовика производится прямой заливкой с последующей срезкой излишек цементного раствора.

При реконструкции первой скважины 1 на Красногорском месторождении было получено удорожание на 20%, в основном связанное с получением опыта и временными потерями. При дальнейшей реконструкции двух скважин 2, 3 Красногорского месторождения временные потери снизились и дополнительные затраты составили всего 10%. При этом дебит скважины вырос в два раза.

В 2010 году в ОАО «Удмуртнефть» на верейский объект было пробурено 4 МЗС. Достигнутые результаты позволили сделать выводы о том, что за счёт увеличения эффективной длины горизонтальных участков удалось существенно увеличить дебиты скважин после бурения боковых стволов. Кроме того, данный вид реконструкции скважин позволяет увеличить охват дренированием, как по площади, так и по пластам, различным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, что позволит повысить нефтеотдачу залежи в целом.



53ROGTECROGTEC

DRILLING


ВыводыДанная технология является инновационным методом разработки маломощных карбонатных пластовых коллекторов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Успешный опыт строительства МЗС на Красногорском месторождении позволит ОАО «Удмуртнефть» расширить применение данной технологии при разработке аналогичных залежей на Есенейском, Карсовайском, Чутырско-Киенгопском месторождениях.

Основными направлениями развития технологии МЗС являются:» совершенствование и внедрение оборудования по заканчиванию в местах сочленения стволов с возможностью селективной добычи и исследования в каждом из боковых стволов;» бурение скважин с большими отходами по вертикали, чем существующие боковые стволы;» бурение по продуктивным горизонтам на равновесии и депрессии с целью снижения скин-эффекта.

В целях повышения эффективности бурения скважин ОАО «Удмуртнефть» совместно с ООО «СамараНИПИнефть» разрабатывают проект на строительство в 2011г. многоствольной эксплуатационной скважины на Лиственском месторождении по 5-му уровню сложности. Результаты ее строительства авторы данной статьи планируют представить в своей следующей публикации.

substantially following sidetracking. Moreover, such a method of well reconstruction allows operators to increase the drainage coverage by both the area as well as by strata different by their filtration and capacitative characteristics and thereby to increase reservoir production rate.

ConclusionThis technology is an innovative method of thin carbonate reservoirs development on the fields of Udmurtneft OJSC.

Proven experience of multibranch wells drilled in the Krasnogorskoye field makes it possible for Udmurtneft OJSC to employ this technology extensively during the development of similar reservoirs at the Yeseneyskoye, Karsovayskoye and Chutyrsko-Kiyengopskoye fields. Basic instructions for development of multibranch well technology are as follows:» Improvement and implementation of the equipment for injection at sidetracks connection points with possibility of selective recovery and study in each of the sidetracks» Drilling the wells with drift angles higher than the existing sidetracks» Balanced and underbalanced drilling on producing horizons for skin effect reduction.

To increase well efficiency, Udmurtneft OJSC, in association with SamaraNIPIneft LLC have developed a construction project of multilateral operating wells on the Listvenskoye oil field scheduled for 2011. The authors will publish the continuation of their work in a later edition of ROGTEC Magazine.

Диаграмме № 1: представлена информация по запускным дебитам скважин после бурения боковых стволов в зависимости от применяемого профиля боковых стволовDiagram No.1: shows data on well flowrates following sidetracking



New Methods to Evaluate the Performance of Enhanced Oil Recovery Techniques in Active Wells

Эксплуатация нефтегазовых месторождений на поздней стадии разработки характеризуется постоянным

плавным падением добычи. Это связано, прежде всего, с истощением запасов, снижением пластового

давления и увеличением обводненности продукции добывающих скважин. Для поддержания добычи

на прежнем уровне или для снижения темпов ее падения применяют различные методы увеличения

нефтеотдачи пластов (МУН), что позволяет вести разработку более эффективно и в итоге увеличить

конечный коэффициент нефтеотдачи (КИН).

Оценка технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, проводимых на скважинах действующего фонда

56

OR performance evaluation relies on the estimation of post-well workover incremental oil production.

It can be determined through a number of techniques, all of which compare base (forecasted) oil production to actual oil production by the end of the calculation period. It is this difference that shows the incremental oil production volume.

To determine base production, displacement characteristics are used which most accurately correspond to the current development conditions, i.e. are most similar to those of the target. On the other hand, EOR performance evaluation considers production forecasts for the coming period, since well workover performance is also planned within this process. In other words, oil production planning or incremental production planning should use the same processes or procedures with the same calculation

ля оценки технологической эффективности МУН необходимо определить величину дополнительной

добычи нефти от проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), для чего существует целый ряд методик, основанных на сопоставлении базовой (прогнозной) и фактической добычи нефти со скважины на конец расчетного периода. Именно эта разница и определяет величину дополнительной добычи нефти.

Базовая добыча рассчитывается по характеристикам вытеснения, которые более всего подходят к данным условиям разработки объекта, то есть имеют максимальную сходимость с фактическими данными объекта. С другой стороны, оценка технологической эффективности МУН должна быть связана с прогнозированием добычи на

ROGTEC



One of the specific features of Brownfield development is a gradual yet steady production decline. First and foremost,

this is caused by reserves depletion, reservoir pressure decline, and increased watercut. Various enhanced oil

recovery (EOR) techniques are used to maintain production or slow down its declining production rates and therefore

develop the field more efficiently and increase ultimate oil recovery.

Андрей Лопухов

([email protected]), геолог, ОАО «Самотлорнефтегаз»

Andrey Lopukhov

([email protected]), Geologist, Samotlorneftegaz

EД

57ROGTEC

будущий период, так как при этом также планируется эффективность ГТМ. Другими словами, планирование добычи нефти или планирование дополнительной добычи нефти и оценка технологической эффективности ГТМ должны осуществляться по одним и тем же методикам или методикам, в которые заложен один и тот же принцип расчета.

Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) основана на методике прогнозирования добычи нефти, разработанной специалистами ТНК-ВР в 2007 году. Суть методики состоит в том, что прогнозирование добычи нефти осуществляется с учетом потерь, возникающих в результате истощения и роста обводненности разрабатываемого объекта, а также вывода скважин из эксплуатации. Расчет потерь нефти осуществляется по экспоненциальной зависимости, учитывающей темп падения дебита скважин на будущий период, определяемый на основе аналогичных показателей предшествующего периода. При этом для более точного прогнозирования потерь темп падения дебитов рассчитывается отдельно для скважин базового фонда – без ГТМ (МУН) – и скважин фонда с ГТМ (МУН), причем в последнем случае расчеты выполняются по каждому виду ГТМ (МУН) отдельно, так как тренды падения дебита могут существенно отличаться.

Существующая методика оценки технологической эффективности ГТМПрименяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) предусматривает расчет дополнительной добычи нефти по следующему алгоритму.

Сначала определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита сква- жин базового фонда, включающего все скважины месторождения, не подверженные воздействию ГТМ (МУН) в предшествующий период, без учета их расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов). Расчет проводится по среднесуточным дебитам всех скважин за первый и двенадцатый месяц года. Экспоненциальный коэффициент падения рассчитывается по формуле (I):

где: » qn – добыча на начало расчетного периода (месяц 1);» qk – добыча на конец расчетного периода (месяц 12).

principles as those used for well workover performance evaluation.

The currently used method to evaluate well workover (EOR) performance is based on the oil production forecast procedure developed by TNK-BP specialists back in 2007. According to this procedure, oil production forecasting

should consider oil losses caused by the development target depletion and watercut increases as well as well decommissioning. Oil losses are calculated by the exponential relationship

that relies on the production decline for the coming period, which in its turn is determined based on the performance in the previous period. Losses are forecasted more accurately when production decline rates are calculated independently for the base well-stock where no well workover (EOR) was performed and the well-stock subjected to well workover (EOR); in the latter case, calculations should be made for each well workover (EOR) type individually since production decline rates can differ significantly.

Current Method to Evaluate Well workover PerformanceThe following algorithm to calculate incremental oil production is currently used to evaluate well workover (EOR) performance.

First, the production decline exponential factor is determined for the base well-stock. It includes all wells in the field regardless of their location and the reservoirs operated where no well workover (EOR) was performed in the previous period. Daily production rates of all wells in the first and the twelfth month of the year are used to calculate the production decline exponential factor:

where:» qn is production in the beginning of the calculation period (month 1)» qk is production in the end of the calculation period (month 12)

The same formula is used to calculate production decline exponential factor for wells after well workover (EOR). The calculation considers data from all wells where well workover was performed under similar conditions, regardless of their location in the field and reservoirs operated.

After that base daily production and post-EOR daily production are forecasted for 12 months with due regard for the production decline rate in the previous period. For wells after EOR, flow rate with baseline increment serves as the initial flow rate.

ROGTEC

EOR


Существует целый ряд методик для оценки эффективности МУН

EOR performance can be evaluated through various techniques

Аналогично определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита по скважинам с ГТМ (МУН). В расчете участвуют все скважины с проведенными на них ГТМ при аналогичных условиях (без учета расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов)).

После этого выполняется прогнозный расчет базовой среднесуточной добычи и среднесуточной добычи, полученной от МУН, на 12 месяцев с учетом темпа падения по предыдущему периоду. При этом начальным дебитом для скважин после применения МУН является дебит с учетом минимально-необходимого прироста.

Дебит нефти, т в сутки

Oil Flow Rate, tpd

ПластReservoir

БВ10(1-2)BV10(1-2)

ЮВ1JV1

СкважинаWell

801e 812e

Среднее значениеAverage

Месяц 1Month 1

44,6 19,3 32,0

Месяц 2Month 2Месяц 3Month 3Месяц 4Month 4

Месяц 5Month 5Месяц 6Month 6Месяц 7Month 7Месяц 8Month 8Месяц 9Month 9

Месяц 10Month 10Месяц 11Month 11Месяц 12Month 12

Экспоненциальный коэффициент паденияProduction Decline Exponential Factor

42,8 19,7 31,3

39,5 17,9 28,7

34,1 17,7 25,9

31,2 18,2 24,7

30,7 17,1 23,9

29,4 17,1 23,3

29,5 17,4 23,5

29,0 15,6 22,3

29,7 11,7 20,7

28,5 12,8 20,7

22,5 10,9 16,7

68,4% 57,6% 65,0%

Табл. 1: Расчет темпа падения по фактическим дебитам скважин с разбивкой по пластамTable 1: Production Decline Rates by Well and by Reservoir


Табл. 2: Расчет темпа падения по фактическим дебитам скважин по элементам разработкиTable 2: Production Decline Rates by Well and by Development Element

Дебит нефти, т в суткиOil Flow Rate, tpd

Элемент 01_06 пласта БВ10(1-2)01_06 Element of BV10(1-2) Reservoir

Элемент 01_01 пласта ЮВ101_01 Element of JV1 Reservoir

Пласт и элемент разработкиReservoir & Development Element


12257Среднее значение

AverageСреднее значение

Average12259b / 6 12021 760 9924 735b / 6

Месяц 1Month 1

Месяц 2Month 2

Месяц 3Month 3

Месяц 4Month 4

Месяц 5Month 5Месяц 6Month 6Месяц 7Month 7Месяц 8Month 8

Месяц 9Month 9

Месяц 10Month 10



Экспоненциальный коэффициент падения

Production Decline Exponential Factor

2,9 5,0 11,7 6,5 10,5 10,7 3,1 8,1

3,6 6,2 12,6 7,5 3,0 8,8 2,8 4,9

3,7 6,3 12,5 7,5 5,4 9,6 2,7 5,9

3,8 6,3 12,1 7,4 5,1 7,5 2,7 5,1

4,2 5,8 16,4 8,8 5,6 6,4 2,5 4,8

3,1 4,4 18,7 8,7 4,7 5,8 2,7 4,4

3,1 4,4 17,3 8,2 4,0 9,3 2,6 5,3

3,2 4,5 12,4 6,7 3,4 7,7 3,0 4,7

4,7 4,4 10,9 6,7 5,6 11,5 4,2 7,1

3,8 3,7 10,5 6,0 3,0 8,0 4,2 5,1

3,8 4,2 11,3 6,4 2,8 8,4 3,0 4,7

4,8 4,5 9,8 6,3 3,6 12,6 2,9 6,4

-50,0% 10,9% 18,0% 2,8% 107,0% -16,3% 8,3% 23,5%


59ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Finally, base cumulative production forecast is compared to post-EOR cumulative production forecast with due regard for well operation time during the calculation period. The difference between the two will be the annual incremental production.

Thus, the production decline rate calculated by the exponential relationship (I) is the key determinant to forecast incremental oil production and evaluate well workover performance.

Take a look at the daily rate profiles and production decline exponential factors by target (Table 1) and development element (Table 2). The significant variations are caused by different geological and physical characteristics of reservoirs (targets), different physical and chemical properties of produced fluid as well as by different reservoir energy conditions, compensation ratios, etc.

This means that incremental production after well workover (EOR) can be calculated incorrectly if the base well-stock and post-EOR well-stock operate different targets. In other words, well workover performance evaluation should rely on production decline rates calculated individually for each target or even each development element wherever possible.

Each Development Element Treated IndividuallyThe new method to evaluate well workover performance also determines decline rates for base production and post-EOR production, yet considers wells operating the same

Наконец, дополнительная годовая добыча рассчитывается как разница между прогнозной накопленной базовой добычей и прогнозной накопленной добычей после применения МУН с учетом времени работы скважин за этот период.

Таким образом, основным критерием прогнозирования дополнительной добычи нефти и оценки технологической эффективности ГТМ является темп падения дебита, рассчитанный по экспоненциальной зависимости (I).

Рассматривая динамику изменения суточного дебита и экспоненциальные коэффициенты падения дебита по объектам (Табл. 1) и элементам разработки (Табл. 2), можно заметить, что они изменяются существенно – это связано с различиями геолого-физических характеристик пластов (объектов) и физико-химических характеристик добываемой жидкости, а также с энергетическим состоянием объектов, компенсацией отборов закачкой и другими факторами.

Таким образом, если базовый фонд месторождения в большинстве своем эксплуатирует один объект, а ГТМ (МУН) проводится на другом объекте, то дополнительная добыча от ГТМ (МУН) может быть рассчитана некорректно. Иными словами, при оценке технологической эффективности ГТМ темп падения дебита нужно рассчитывать индивидуально по каждому объекту и по возможности с привязкой к элементу разработки.

Рис 1: Карта текущих отборов элемента М-1объекта БВ10(1-2) на 01.01.2007

Pic 1: Production Map of M-1 Element of BV10(1-2) Reservoir as of 01.01.2007

Скважины, дебит которых взят для расчета базового темпа падения добычиПериод расчета: 01.01.2007 – 01.01.2009МУН не проводилсяWells with Flow Rates Used to Define Base Production Decline RateCalculation Period: 01.01.2007 – 01.01.2009EOR not Performed

Скважины, дебит которых взят для расчета темпа падения добычи после МУНПериод расчета: 01.12.2006 – 01.05.2008Вид МУН: оптимизацияWells with Flow Rates Used to Define Post-EOR Production Decline RateCalculation Period: 01.12.2006 – 01.05.2008EOR Type: Optimization

Скважины, дебит которых взят для расчета темпа падения добычи после МУНПериод расчета: 01.03.2007 – 01.04.2008Вид МУН: ОПЗ при ПРСWells with Flow Rates Used to Define Post-EOR Production Decline RateCalculation Period: 01.03.2007 – 01.04.2008EOR Type: BHT while Well Servicing



Индивидуальный подход к каждому элементу разработкиПредлагаемая новая методика расчета эффективности МУН с учетом темпа падения, полученного по одному объекту и одному элементу, также строится на расчете темпа падения базовой добычи и добычи от скважин с МУН. Для примера рассмотрим оценку технологической эффективности двух видов ГТМ – оптимизация и обработка призабойной зоны (ОПЗ) при подземном ремонте скважин (ПРС), выполненных на скважинах элемента М-1 объекта БВ10(1-2) Самотлорского месторождения (Рис. 1).

Сначала подбирается группа скважин объекта, не подверженная ГТМ (МУН) в предшествующем периоде (один год), – в нашем случае, расчет проводился по скважинам 800е, 815е, 801е, 888е и 845е. По выбранным скважинам определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения базовой добычи нефти – по элементу М-1 объекта БВ10(1-2) экспоненциальный коэффициент падения базовой добычи составил 93,2% (Табл. 3).

После этого подбираются скважины того же эксплуатационного объекта, на которых в предшествующий период (один год) был выполнен один и тот же вид МУН. В нашем случае расчет проводился по скважинам 806е и 814е (вид МУН – оптимизация) и 881е и 843е (вид МУН – ОПЗ при ПРС). По выбранным скважинам также определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения суточной добычи – по фактическим данным скважин 806е, 814е, 881е и 843е, экспоненциальный коэффициент падения составил 79,6% по оптимизации и 67,1% по ОПЗ при ПРС (Табл. 4).

Прогнозный расчет базовой добычи проводится с учетом темпа падения, полученного по скважинам базового фонда в предшествующем периоде (Табл. 3), начальным дебитом при этом является фактический дебит скважины на дату проведения МУН. Прогнозная добыча, получаемая после

development target or the same development element. Let us evaluate performance of two types of well workover, i.e. optimization and bottomhole treatment (BHT) while well servicing, performed in wells of M-1 element of Samotlor’s BV10(1-2) reservoir (Fig. 1).

First, wells are identified that operate the selected target and experienced no well workover (EOR) in the previous period (one year); in our case, these were wells 800е, 815е, 801е, 888е, and 845е. The average flow rate of the selected wells is determined for months 1 and 12, and formula (I) is used to calculate base oil production decline rate. For M-1 element of BV10(1-2) reservoir the exponential factor of base production decline equaled to 93.2 percent (Table 3).

After that, wells are selected that operate the same development target and experienced a specific EOR type in the previous period (one year). In our case, wells 806е and 814е were subjected to optimization and wells 881е and 843е were subjected to BHT well servicing. For these wells, the average flow rate for months 1 and 12 is also determined, and the production decline rate is also calculated by formula (I). Actual data from wells 806е, 814е, 881е, and 843е were used to derive production decline exponential factors after optimization and BHT while well servicing and these amounted to 79.6 percent and 67.1 percent, correspondingly (Table 4).



800eСреднее значение

Average


815e 801e 888e 845e

Месяц 1Month 1

Месяц 2Month 2

Месяц 3Month 3

Месяц 4Month 4

Месяц 5Month 5

Месяц 6Month 6

Месяц 7Month 7

Месяц 8Month 8

Месяц 9Month 9




Экспоненциальный коэффициент падения

Production Decline Exponential Factor

3,0 10,6 80,1 23,0 282,8 79,9

2,4 10,6 79,4 14,8 261,9 73,8

2,4 10,4 66,7 14,4 248,3 68,4

2,3 9,9 41,2 9,7 228,3 58,4

2,2 9,2 31,4 9,5 214,1 53,3

2,1 8,4 44,6 8,0 208,2 54,3

2,1 8,3 42,8 7,9 208,1 53,9

2,3 8,0 39,5 7,2 196,8 50,8

1,9 7,2 34,1 6,7 149,3 39,8

1,9 7,1 31,2 6,5 139,5 37,2

1,7 7,1 30,7 6,5 120,5 33,3

1,6 6,8 29,4 6,2 113,3 31,5

93,2%

Табл. 3: Результат расчета темпа падения базовой добычиTable 3: Base Production Decline Rate Calculation

EOR

Табл. 4: Результат расчета темпа падения добычи по видам МУНTable 4: Production Decline Rate Calculation by EOR Type


Среднее значениеAverage

814e806eСреднее значение

Average843e881e


Вид ГТМWellwork Type

ОптимизацияOptimization

ОПЗ при ПРСBHT while Well Servicing

Экспоненциальный коэффициент паденияProduction Decline Exponential Factor

Месяц 1Month 1

Месяц 2Month 2

Месяц 3Month 3

Месяц 4Month 4

Месяц 5Month 5

Месяц 6Month 6

Месяц 7Month 7

Месяц 8Month 8

Месяц 9Month 9




4,8 15,2 10,0 44,0 26,8 35,4

7,3 18,7 13,0 41,9 25,5 33,7

5,8 13,0 9,4 42,2 19,5 30,8

5,6 15,1 10,4 34,0 16,7 25,3

4,1 14,3 9,2 28,0 16,0 22,0

4,2 13,7 8,9 23,0 14,0 18,5

4,2 1,8 3,0 21,2 14,1 17,7

5,4 1,5 3,4 19,7 14,1 16,9

9,6 1,1 5,3 22,4 13,7 18,1

9,9 1,0 5,5 25,2 16,3 20,7

10,1 1,2 5,7 19,3 17,2 18,2

8,3 0,7 4,5 19,9 16,3 18,1

79,6% 67,1%


SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

Рис. 2: Падение дебита и накопленной добычи нефти после МУНFig 2: Flow Rate Decline and Cumulative Oil Production after EOR



проведения МУН, рассчитывается по тому же принципу, но с учетом темпа падения по видам МУН (Табл. 4); здесь начальным дебитом является ожидаемый дебит скважины после МУН (ожидаемый прирост после проведения оптимизации составляет 5 т, после проведения ОПЗ – 3 т). В результате прогнозного расчета эффект от МУН составил 1 395 т по оптимизации и 947 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 5).

Оценка фактической эффективности ГТМ проводится аналогично прогнозированию, только стартовым дебитом скважины является дебит, полученный после МУН в первый месяц эксплуатации. Дополнительная добыча определяется как разница между прогнозной накопленной базовой добычей, полученной с учетом темпа падения, и фактической накопленной добычей нефти на конец расчетного периода. В результате фактической оценки технологического эффекта дополнительная добыча от МУН составила 2 052 т по оптимизации и 179 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 6, Рис. 2).

To forecast base production, base well-stock production decline rate in the pervious period (Table 3) is used; the initial flow rate in this case is the actual well flow rate as of the EOR application date. Similar principle is applied to forecast post-EOR production. In this case, production decline rates by EOR types are used (Table 4) while the expected post-EOR flow rate (+5 t after optimization and +3 t after BHT) is used as the initial flow rate. Thus, the forecasted EOR effect was 1,395 t after optimization and 947 t after BHT while well servicing (Table 5).

The principle to define well workover actual performance is similar to that to forecast performance; the only difference is that it is the post-EOR flow rate in the first month of operation that is taken as the initial flow rate. The margin between cumulative base production forecast obtained with due regard for the production decline rate and actual cumulative oil production by the end of the calculation period is actually the post-EOR incremental oil production. In our example, incremental oil production reached 2,052 t after optimization and 179 t after BHT while well servicing (Table 6, Fig. 2).

Вид МУНEOR Type



Добыча со скважины без МУН (прогноз)

Well Production without EOR (Forecast)


Накопленная добыча нефти, т

Cumulative Oil Production, t

Добыча со скважины после МУН (прогноз)

Well Production after EOR (Forecast)














Стартовый

дебит

Initial Flow Rate

Месяц 1Month 1

Месяц 2Month 2

Месяц 3Month 3

Месяц 4Month 4

Месяц 5Month 5

Месяц 6Month 6

Месяц 7Month 7

Месяц 8Month 8

Месяц 9Month 9




9,6 14,6 5,3 8,3

9,2 286 14,1 437 5,1 158 8,1 250

8,5 525 13,2 807 4,7 289 7,6 463

7,9 770 12,4 1 191 4,4 424 7,2 686

7,3 989 11,6 1 539 4,0 545 6,8 891

6,8 1 199 10,8 1 875 3,7 660 6,4 1 090

6,3 1 387 10,1 2 179 3,4 764 6,1 1 273

5,8 1 567 9,5 2 474 3,2 863 5,8 1 452

5,4 1 733 8,9 2 749 2,9 954 5,4 1 620

5,0 1 882 8,3 2998 2,7 1 036 5,1 1 775

4,6 2 024 7,8 3 238 2,5 1 114 4,9 1 925

4,2 2 151 7,3 3 456 2,3 1 184 4,6 2 063

3,9 2 272 6,8 3 667 2,2 1 251 4,3 2 198

0 0 0 0

Табл. 5: Результат прогнозирования добычи по видам МУНTable 5: Production Forecast by EOR Type


65ROGTECROGTEC

PRODUCTION


Как мы видим, в результате полученного расчета прогнозная добыча значительно расходится с фактической, причина этому – малая выборка скважин для расчета темпов падения и воздействие систем подержания пластового давления. Вместе с тем, предложенное дополнение к методике оценки эффективности ГТМ (МУН) позволяет более точно определить величину дополнительной добычи нефти со скважины, а в некоторых случаях повысить ее за счет более корректной оценки базовой добычи. Кроме того, это допол- нение позволит учесть интерференцию скважин: при оценке скважин одного элемента разработки ее влияние будет выражено более ярко.

It is obvious that in the current example the difference between the production forecast and the actual production is significant; this is explained by insufficient number of wells selected to establish production decline rates as well as reservoir pressure maintenance impact. However, the described restriction to the current method to evaluate well workover (EOR) performance contributes to the accuracy of incremental oil production determination and in some cases can even increase incremental production due to a more accurate base production estimation. Besides, with this restriction in place well interference is taken into account, since its influence will be more distinct while analyzing wells of one and the same development element.

Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за

предоставление материалов.

Published with thanks to TNK-BP

and Innovator Magazine

Вид МУНEOR Type























Стартовый

дебит

Initial Flow Rate

Месяц 1Month 1

Месяц 2Month 2

Месяц 3Month 3

Месяц 4Month 4

Месяц 5Month 5

Месяц 6Month 6

Месяц 7Month 7

Месяц 8Month 8

Месяц 9Month 9




9,6 9,6 5,3 5,3

9,2 286 16,0 446 5,1 158 5,3 163

8,5 525 14,0 881 4,7 289 4,5 290

7,9 770 14,0 1 319 4,4 424 4,5 430

7,3 989 14,0 1 729 4,0 545 4,3 559

6,8 1 199 13,0 2 123 3,7 660 6,0 744

6,3 1 387 11,0 2 457 3,4 764 3,0 810

5,8 1 567 11,0 2 795 3,2 863 3,6 921

5,4 1 733 13,0 3 202 2,9 954 3,5 1 028

5,0 1 882 13,0 3 606 2,7 1 036 3,4 1 129

4,6 2 024 13,0 4 005 2,5 1 114 2,8 1 217

4,2 2 151 6,0 4 187 2,3 1 184 2,7 1 297

3,9 2 272 4,0 4 325 2,2 1 251 4,3 1 430

0 0 0 0

Табл. 6: Результат фактической оценки добычи нефти по видам МУНTable 6: Actual Oil Production by EOR Type



67ROGTECROGTEC

PRODUCTION


68

Russia’s offshore arctic shelf has become one of the most scrutinized frontier oil and gas sectors in the world, thanks to the ground-breaking deal done between Rosneft and BP. But while most western observers have chosen to look at what the agreement means in terms of benefits for the UK oil major, for some the big question is: What’s in it for Russia’s offshore future?

The Rosneft/BP deal has injected huge interest and momentum into the potential of Russia’s Arctic offshore because the area remains one of the last great untapped resources for accessing new hydrocarbon reserves.

With several western oil majors having jockeyed for position in recent years to place themselves in line for some

Российский арктический шельф стал одним из наиболее пристально рассматриваемого пограничного нефтегазового сектора во всём мире, благодаря инновационной сделке между Роснефтью и ВР. Но, в то время как большинство западных обозревателей выбрали наблюдать за тем, какую выгоду несёт соглашение английскому нефтяному гиганту, для кого-то большой вопрос заключается в том - “Какое будущее ожидает Российский арктический шельф в связи с этой сделкой?”

Соглашение между Роснефтью и ВР дало сильный толчок в раскрытии возможностей российского арктического шельфа, потому что эта территория

ROGTEC

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ


Русская Арктика “тает” от сделки Роснефти и Бритиш ПетролеумRussian Arctic Thaws with Rosneft-BP Deal

Марк Томас Mark Thomas

Фото предоставлено компанией BP - Photo courtesy of BP

69ROGTEC

остаётся единственным нетронутым огромным ресурсом для доступа к новым углеводородным запасам.

Вместе с несколькими западными нефтяными гигантами, в последние годы стремившимися занять первые места в очереди для исследования российской территории в Арктике, включая таких как Exxon Mobil, Total Shell, ConocoPhilips и Statoil, и это еще не все из них, гигантская сделка ВР предоставляет компании не имеющее равных место для разведки в России - на зависть всем конкурентам.

Для крупнейшего оператора Соединённого Королевства основная мотивация в это деле проста: Он получит доступ к 125.000 квадратных километров наиболее перспективной территории в Южном Карском море, которое по российским оценкам, может содержать около 35 миллиардов баррелей нефти и 10 триллионов кубических футов (1 фут равен 30, 48 см.) природного газа.

“ потенциал роста крупнейшей нефтяной компании всё больше и больше определяется её способностью проникать сквозь земли государственных нефтяных компаний” - говорится в исследовательской заметке аналитиков компании Bernstein Research.

ВР блестяще достигло этого, и эту стратегию компания применяет в глобальном масштабе, осторожно продвигаясь подальше от своего кошмара с Deepwater Horizon в мексиканском заливе. Например она (ВР), спустя лишь несколько недель, открыла тайну о партнёрстве с Reliance Industries, которая так же ей даёт доступ к огромным территориям в приграничном глубоководье Индии.

Парадоксально, но нависшая над компанией угроза, последующая за аварией на Horizon, помогла укрепить её взаимоотношения с Россией. Кажется, что российское правительство высоко оценило всё то, что пережила ВР и тот факт, что она осталось целой и невредимой. Опыт компании полученный в мексиканском заливе дал ей одно конкурентное преимущество, на которое мы будем полагаться во время разработки шельфовых месторождений - примерно так выразился Игорь Сечин, заместитель российского премьер-министра и председатель Роснефти.

of Russia’s virgin Arctic exploration territory, including ExxonMobil, Total, Shell, ConocoPhillips and Statoil to name but a few, BP’s mega-deal gives it an unmatched exploratory position in Russia that will be regarded enviously by its rivals.

The UK major’s commercial motivation for the arrangement is simple – it gets access to 125,000 square kilometers of prime prospective territory in the South Kara Sea that, by Russian estimates, could contain around 35 billion barrels of oil and 10 trillion cubic feet of natural gas. “A major oil company’s growth potential in increasingly defined by its ability to penetrate national oil company turf,” said a research note from analysts Bernstein Research. BP has achieved this in spades, and it is a strategy the company is systematically employing globally as it cautiously moves on from its Deepwater Horizon nightmare in the US Gulf. For example, it revealed a partnership just weeks later with Reliance Industries that also gives it

access to huge areas of frontier deepwater acreage offshore India.

But that company-threatening time that followed in the aftermath of the Horizon incident has, paradoxically, helped it cement its relationship with Russia. The Russian government appears to appreciate what BP has been through, and the fact that it has lived to tell the tale.

The operator’s experience in the Gulf of Mexico, “provided the company with one of its

competitive advantages, which we will rely upon as we develop offshore,” said Igor Sechin, Russia’s Deputy Prime Minister and Chairman of Rosneft.

Prime Minister Vladimir Putin agreed, expressing the same sentiment in typically sardonic fashion by quoting the old Russian proverb: “One beaten is worth two unbeaten.”

The question remains, however: What’s in it for Russia?

From Rosneft’s perspective the company will benefit because a large majority of its existing oil production comes from declining regions in the Urals and Western Siberia. At the same time it recognises that it currently lacks both the technical know-how and available cash reserves to open up the Arctic’s potentially vast offshore riches.

BP, of course, has the upstream exploration and development technology, personnel, project management skills and available funds to help Rosneft achieve its growth aims.

ROGTEC

OFFSHORE


Русская Арктика “тает” от сделки Роснефти и Бритиш ПетролеумRussian Arctic Thaws with Rosneft-BP Deal

Расположение и масштабы лицензионных площадей на юге Карского моряLocation and scale of South Kara Sea licences

70

It does have to first overcome Anglo-Russian joint venture TNK-BP’s initial objections, which lead to that company’s Russian shareholders blocking the deal via a London court injunction. But with TNK-BP’s management essentially angling for a possible participating role in its UK parent’s alliance with Rosneft, and TNK-BP’s Board currently in discussions about it as ROGTEC went to press, this is seen more as a matter of arbitration rather than as a deal-breaking dispute.

In offshore terms Russia remains largely untouched, with only the country’s Sakhalin region currently possessing producing fields in the Arctic. Projects are in the pipeline to come onstream over the next 5 or 6 years, most notably Gazprom’s flagship Shtokman field in the Barents Sea but

significant doubts remain over their schedules.

Smaller projects will come onstream first, such as the Prirazlomnoye oil field in the Pechora Sea and the Kamennomskoye More gas field in Obskaya bay but the major part of future offshore spending predictions by observers are based on Shtokman progressing to an onstream date by 2016 or 2017. Some would say that is far too optimistic, especially with the changing nature of the global gas market caused by the emergence of cheaper shale gas opportunities around the world.

The Rosneft/BP strategic alliance, the first major equity-linked partnership between a National Oil Company and an International Oil Company, sees Rosneft take 5% of BP’s ordinary voting shares in exchange for approximately 9.5% of Rosneft’s. They will establish a joint operating company (Rosneft 66.67%/BP 33.33%).

Премьер-министр Владимир Путин с этим согласился, выразив это же мнение в типичной сардонической манере, цитируя старую русскую пословицу: “За одного битого двух небитых дают.”

Но опять-таки вопрос : “Что России с этого?”

С точки зрения Роснефти на будущее - компания получит выгоду, так как большинство сегодняшней нефтяной продукции поступает из приходящих в упадок регионов Урала и Западной Сибири. В то же время она признаёт, что на сегодняшний день ей не хватает как технического ноу-хау, так и доступных финансовых средств, для того, чтобы «распаковать» потенциально несметные прибрежные сокровища Арктики. ВР же, конечно, обладает высокими исследовательскими и разрабатывающими технологиями, кадрами, опытом управления проектами и доступными фондами, чтобы помочь России достичь её целей роста.

Конечно, вначале им придется преодолеть возражения англо-российского СП ТНК-BP, которые привели к тому, что российские акционеры компании заблокировали сделку через судебный запрет из Лондона. Учитывая, что руководство ТНК-BP пытается получить возможную роль участника альянса головной английской компании с Роснефтью, а совет директоров ТНК-BP активно дискутирует на эту тему по мере того, как этот выпуск ROGTEC направляется в печать, сложившаяся ситуация кажется больше делом арбитража, нежели спором, могущим привести к разрыву сделки.

В отношении прибрежных территорий Россия остаётся в основном не тронутой, кроме единственного региона - Сахалина, на настоящий момент имеющего действующие месторождения, эксплуатируемые в арктических условиях. Готовятся проекты, которые вступят в действие через 5 или 6 лет, в особенности флагман Газпрома – месторождение Штокман, что в Баренцевом море, но есть большие сомнения, что они реализуются в запланированный срок.

Менее значительные проекты реализуются раньше, такие как нефтяное месторождение Приразломное в Печорском море и Каменномысское газовое месторождение в Обской губе . Но большая часть расточающихся наблюдателями предсказаний

ROGTEC



Прогнозированная оценка капиталовложений на освоение нефти и газа в офшорах Арктики и субарктических районах 2008-2017Forecast for Offshore Oil and Gas Capex in the Arctic and Sub-Arctic Regions 2008-2017

Источник - Source: Infield Systems data

0

8,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

US$

m

год - Year

Россия (бывший Советский Союз)Russia (FSU) Россия (бывший Советский Союз) (Сахалин)

Russia (FSU) (Sakhalin)CanadaКанада

Canada (Arctic Ocean)Северный Ледовитый океан

GreenlandГренландия

NorwayНорвегия

USA (Alaska)США (Аляска)

сконцентрировано на Штокманском проекте, продвигающемуся к запуску датированному к 2016 или 2017 году. Кто-то скажет, что это слишком оптимистично, особенно при изменяющемся характере мирового газового рынка, вызванного появлением в мире более дешёвого сланцевого газа. Стратегический альянс между ВР и Роснефтью, первое крупное деловое партнерство между государственной и международной нефтяными кампаниями, полагает, что Роснефть берёт 5 % простых голосующих акций в обмен на приблизительно 9,5% акций Роснефти. Они создадут совместную компанию (Роснефть 66.67% ВР 33.33%).

Согласно соглашению, первым делом развернутся действия в южном Карском море, но мало кто считает, что все ограничится только этой территорией, хотя она и очень велика.

Сначала эти две компании исследуют и разработают три лицензии - Восточно-Приновоземельский участок 1-й, 2-й и 3-й, которые находятся на арктическом континентальном шельфе. Эти лицензии на северные российские побережья были присуждены Роснефти

The deal will first spark exploration activity in the South Kara Sea but few expect it to remain focused on just that area, large though it is. Initially the two companies will explore and develop three licences – EPNZ 1, 2 and 3 – on the Arctic continental shelf.

These licences off Russia’s northern coast were awarded to Rosneft last year and both companies are banking on finding substantial reserves of oil and gas, although it will take several years to find, appraise and develop initial discoveries. So the benefits may not be seen until nearer the end of this decade, in terms of booked reserves.

Of more significance to many is the agreement by the two companies to establish an Arctic technology centre in Russia that will work with leading Russian and international research institutes, design bureaus and universities “to develop technologies and engineering practices for the safe extraction of hydrocarbon resources from the Arctic shelf”. The technology centre will build on BP’s deepwater experience and learnings, with full emphasis on safety, environmental integrity and emergency spill response capability. They have also agreed to continue their joint technical studies in the Russian Arctic to assess hydrocarbon prospectivity in

OFFSHORE

г. Геленджик, Россия, 12-15 сентября 2011 г.

13-я международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов

Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: [email protected], website: www.eage.ru

Окончание приема тезисов докладов 25 мая 2011 г.

14066-GM11 A5 Advert.indd 1 24-02-11 10:30

в прошлом году и обе компании делают ставку на обнаружение существенных запасов нефти и газа, не смотря на то, что могут уйти годы на то чтобы найти, оценить и разработать первые открытия. Так, что в отношении забронированных запасов, прибыль можно увидеть не раньше конца этого десятилетия.

Так же, для многих большое значение представляет собой соглашение между двумя компаниями о создании арктического технологического центра в России, который будет работать с ведущими российскими и международными институтами, конструкторскими бюро и университетами, « чтобы разрабатывать технологии и инженерную практику по безопасной добыче углеводородных ресурсов из арктического шельфа». Технологический центр будет использовать достижения ВР в области изучений и опыта по глубоководью,при полном акценте на безопасность, целостности окружающей среды и способностью экстренно реагировать на утечки.

Они так же согласились продолжать совместные технические исследования в российской Арктике, чтобы оценить углеводородную перспективу в районах за Карским морем –Другими словами арктический континентальный шельф для них по сути большое игровое поле. Главный исполняющий директор ВР Боб Дидли (бывший глава ТНК-ВР, и имеющий большой опыт в отношениях с российскими государственными структурами), сказал, что по соглашению они будут «совместно исследовать самые многообещающие места в российской Арктике, одном из последних оставшихся неизученном бассейне».

Президент Роснефти, Эдуард Худайнатов, назвал это шагом, который значительно продвинет вперёд стратегию его компании в отношении удалённой от берега нефтегазовой добычи, а также продвинет вперёд стратегию государства в отношении этого дела.

Эта стратегия должна принести пользу. Потребность у России найти и разработать её прибрежные арктические ресурсы – первостепенна, так как её нынешнему производству на развитых земельных месторождениях угрожает спад.

areas beyond the Kara Sea, in other words the country’s Arctic continental shelf is essentially an open playing field for them. BP’s chief executive, Bob Dudley (himself a former head of TNK-BP, and hugely experienced in dealing with the Russian authorities), said the agreement would see them “jointly explore some of the most promising parts of the Russian Arctic, one of the world’s last remaining unexplored basins”. Rosneft’s President, Eduard Khudainatov, described it as a move that would significantly move forward his company’s - and country’s - offshore strategy.

It is a strategy that must work. Russia’s need to find and develop its offshore Arctic resources is paramount, as its

existing production threatens to tail off from its maturing fields onshore. It has been the growing awareness that it is in danger of reaching something of a cliff, in terms of its production plateau, that has pushed it into acting relatively quickly to try and access an estimated 132 billion boe of oil and gas resources lying in its Western Siberian Basin, both on and offshore. That equates to around 32% of the entire Arctic region, with around 108 Bn boe made up of gas, 20 Bn boe of natural gas liquids and 4 Bn bbl of oil.

According to industry analysts Infield Systems, no less than 95 billion boe of these reserves are gas reserves lying in Russia’s offshore Arctic region (and not including Sakhalin Island). This represents 70% of the total offshore reserves in designated Arctic and sub-Arctic regions, says the analyst. The bulk of these reserves are fields operated by Gazprom subsidiary Sevmoreneftegaz, and Rosshelf, in which

Доля принадлежащая стране углеводородных запасов в Арктике и субарктических районахShare of Offshore Hydrocarbons Reserves by Country in Arctic and Sub-Arctic Regions

4.2%4.6%

0.1% 2.0%

73.0%

10.0%

5.3%

Канада Canada

Северный Ледовитый океанCanada (Arctic Ocean)

ГренландияGreenland

НорвегияNorway

Россия (бывший Советский Союз) Russia (FSU)

Russia (FSU) (Sakhalin)Россия (бывший Советский Союз) (Сахалин)

США (Аляска)USA (Alaska)

Источник - Source: Infield Systems Data

72 ROGTEC



В последнее время росла настороженность, что Россия находится в опасном положении и может “упасть со скалы” на нефтедобывающем плато. Это заставило её действовать относительно быстро, чтобы постараться и найти запасы нефти и газа в западно-сибирском бассейне на суше и под водой, по приблизительным подсчётам на 132 миллиарда ВОЕ. Это составляет около 32% от всего арктического региона, где 108 млрд. ВОЕ это газ, 20 млрд. ВОЕ природный жидкий газ, и 4 млрд. ВОЕ это нефть. По мнению производственных аналитиков компании Infield Systems, не менее 95 млрд. ВОЕ от этих запасов – это запасы газа, залегающие в Российских подводных арктических районах (и это не включая остров Сахалин). Это представляет 70% от всех подводных запасов в определённых арктических и субарктических районах, говорит аналитик.Большая часть этих запасов, это месторождения управляемые компанией Севморенефтегаз, являющейся подконтрольной компанией Газпрома и компанией Росшельф, в которой Газпром держит долю 56.8% и Роснефть ещё 26,4%.

Есть уже открытия которые будут разрабатываться – данные говорят о, по меньшей мере, семи обнаруженных подводных газовых месторождений в бассейне, включая три в Карском море и четыре в Тазовской и Обской губе, к востоку от полуострова Ямал. И это помимо таких открытий как Русановское и Ленинградское, только в одних которых подсчитано содержание 5 триллионов кубометров газа.

Получившиеся из этого коммерческие возможности на шельфе также потенциально огромны. Компания Infield в своём последнем отчёте «Offshore Arctic Oil and Gas Report» считает, что только свыше 33 миллиардов американских долларов капитальных затрат уйдёт за период с 2008 до 2017 года на трубопроводы, контрольные трубопроводы, дрейфующие вышки, фиксированные платформы и подводную инфраструктуру в международных арктических регионах.

Из этого, только свыше половины (почти 18 миллиардов) этих глобальных затрат на Арктику, предполагается инвестировать в российские удалённые от берега территории. С проектами как Приразломное и Штокман запланированными к запуску в течении 5 лет или около того, компания Infield предполагает, что Россия будет обеспечивать САРЕХ по нефти и газу в Арктике вплоть до 2017 года. Инвестиции так же полагают увеличивающееся количество нефтяных скважин по всем российским прибрежным и удалённым участкам, не только в Баренцевом и Карском морях, но и на Печоре, северном Каспийском море, Азовском, Охотском, Чукотском, Беринговом морях, а так же на шельфе Сахалина.

Gazprom has a 56.8% stake and Rosneft a further 26.4%). There are discoveries already out there to be developed – data shows at least seven discovered offshore gas fields in the Basin, including three in the Kara Sea and four in the Tazovskoya and Obskaya Bays to the east of the Yamal Peninsula. That’s on top of discoveries such as Rusanovskoe and Leningradskoe that alone are estimated to hold 5 trillion cubic metres of gas.

The resulting business opportunities that also lie offshore are also potentially huge. Infield estimates in its new ‘Offshore Arctic Oil and Gas Report’ that just over US $33 billion in capital expenditure will be spent over the period 2008-2017 on pipelines/control lines, floating production units, fixed platforms and subsea infrastructure in international Arctic regions.

Of that, just over half (nearly $18 billion) of that global Arctic spend is expected to be invested offshore Russia. With projects such as Prirazlomnoye and Shtokman planned to come onstream within the next 5 years or so, Infield says it expects Russia to drive Arctic offshore oil and gas Capex until at least 2017.

The investment will also see a growing number of exploration wells throughout Russia’s offshore sectors, not only in the Barents and Kara Seas but also the Pechora, Northern Caspian, Azov, Okhotsk, Chukchi and Bering Seas as well as offshore Sakhalin.

This leads, however, into an area that will require significant focus by the oil industry and international drilling contractors, that of appropriately qualified rigs. With circa 800 offshore rigs around the world, it should be of concern to all players eyeing Arctic opportunities that only 1% of these units are currently suitable for operations in the ultra-harsh waters of the Arctic, with only eight either possessing ice-class classifications and/or having significant Arctic experience. These include the Aker Barents and Aker Spitsbergen semisubmersibles operating in the Norwegian North Sea, and the Noble Discoverer, soon to be drilling offshore Canada and Alaska’s Arctic coastline. Of these eight drilling units four are operational in Norway, two in Egypt and

73ROGTECROGTEC

OFFSHORE


Однако, это ведет к потребности значительной концентрации от нефтяной промышленности и международных нефтяных подрядчиков, особенно относительно соответствующих определённым требованиям нефтедобывающих платформ. При наличии примерно 800 платформ во всём мире, все игроки, усматривающие свои благоприятные шансы в Арктике, должны учитывать, что только1 % из них, в настоящий момент пригодны для использования в чрезвычайно суровых условиях Арктики, и только 8 классифицируются как подходящие к ледяным условиям, и/либо прошли испытания во время работы в Арктике.

Среди них платформы Aker Barents и Aker Spitsbergen (наполовину подводники), работающие в Норвежском Северном море, и Noble Discoverer, готовящийся в скором времени бурить побережье Канады и арктическое побережье Аляски. Из этих восьми бурильных установок четыре работают в Норвегии, две в Египте и Новой Зеландии и ещё две простаивают в Китае и США, согласно информации компании Infield.

Хорошие новости в том, что есть шесть новоизготовленных платформ устойчивых к суровейшим условиям Апктики, поставка которых ожидается к концу этого года. Такие характеристики как выдерживающий сопротивление льда корпус, увеличенная палубная нагрузка, и оборудование изготовленное специально для зимних условий, позволит этим платформам работать в Арктике и окружающих её районах, как впрочем и в любом другом месте земного шара. Три предназначаются для различной работы на арктическом Российском побережье, в то время как два бурильных судна Noble « Bully » законтрактованы компанией Shell на следующие 10 лет, скорее всего, изначально на ш ельфе Аляски. Другая установка это - специально посвященная Арктике - Stena DrillMAX ICE. При стоимости постройки в 1.15 миллиардов американских долларов, она будет самой дорогой нефтяной платформой за всю историю их строительства. Такой дефицит в подходящих для будущих арктических работ платформах, будет тревожным для России и, возможно, приведёт к тому, что ещё будет заказано строительство нескольких новых платформ в пределах следующих пяти лет, специально для российского шельфового сектора . Некоторые наблюдатели полагают, что Роснефть и ВР вероятнее всего подпишут долгосрочные контракты на бурение скважин, так как поступили компании Shell и Noble Drilling в отношении бурильных судов конструкции Bully, чтобы быть уверенными в том, что у них достаточно установок соответственно требованиям их будущих буровых программ.

New Zealand, and a further two idle in China and the US, according to Infield. The good news is that there are six ultra-harsh Arctic capable newbuilds that are expected to be delivered before the end of this year. Features such as ice-class hulls, increased deck loads and fully winterised equipment will allow these rigs to operate in and around the Arctic, while also being fully capable of operations elsewhere in the world. Three are intended for indefinite work off Russia’s Arctic coast, while two Noble ‘Bully’ drillships are already contracted with Shell for the next 10 years, most likely for work initially offshore Alaska.

The other unit is the Arctic-dedicated Stena DrillMAX ICE. At a cost of $1.15 billion to build, it will be the most expensive drilling rig ever built.

Such a scarcity of suitable rigs for future Arctic operations will be of concern to Russia, and is likely to result in several further newbuilds being ordered for construction within the next 5 years, specifically for the country’s own offshore sector. Some observers believe Rosneft and BP may well sign long-term drilling contracts, such as Shell did with Noble Drilling for the Bully-design drillships, to ensure they have sufficient units to meet the demands of their future drilling programmes.

Rosneft’s Black Sea bonanza for ExxonIn a sign that Rosneft intends to progress with its offshore opportunities on several different fronts, the company followed its BP deal with a smaller but still significant strategic deal with another western supermajor.

The company has linked up with US giant ExxonMobil initially regarding joint development of oil and gas resources in the Black Sea as well as deepwater technology R&D co-operation.

Rosneft agreed a deal with Exxon that will see the companies focus first on oil exploration and production in the Russian sector of the Black Sea. The agreement contemplates a joint operating company to conduct exploration and production in the deepwater Tuapse Trough, an 11,200 square kilometre area along the Black Sea coast of the Krasnodar region.

Importantly, the deal also enables Rosneft and ExxonMobil to “consider additional opportunities to expand Black Sea energy sector co-operation in areas such as additional exploration and production, and deepwater technology research and development”. Many expect this deal to be expanded into the Arctic arena before too long.

74 ROGTEC



“Золотое дно” Чёрного моря Роснефти для компании ExxonВ знак того, что Роснефть намерена развивать свои шельфовые возможности на нескольких фронтах, компания, вслед за сделкой с ВР, заключила менее значительную но очень важную в стратегическом отношении сделку с другим западным гигантом.

Компания соединилась с американским гигантом ExxonMobil, изначально рассматривая совместные разработки по нефтегазовым ресурсам в Чёрном море, а так же по сотрудничеству в области глубоководных технологий R&D. Роснефть заключила соглашение с Exxon, которое предусматривает, что компании во первых сфокусируются на исследованиях и добыче нефти в российском секторе Чёрного моря.

Соглашение предполагает совместную компанию, которая проведёт исследования и добычу нефти на глубоководье Туапсинского прогиба, на территории 11.200 квадратных километров вдоль побережья Чёрного моря Краснодарского

края. Важно, что сделка позволяет Роснефти и ExxonMobil, “рассмотреть дополнительные возможности по расширению сотрудничества в черноморском энергетическом секторе в таких областях как дополнительные исследования и добыча и технологические исследования и разработка глубоководья”. Многие полагают, что вскоре эта сделка будет иметь своё развитие на арене в Арктике.

OFFSHORE

76

hile the Arctic region is only now opening up its doors, another Russian offshore sector is already

forging head with projects – the northern part of the Caspian Sea.

The shallow waters here have seen companies like Lukoil establish itself as a major force in the region, in many sectors such as Azerbaijan as well as Russia’s. With eight large fields discovered and 16 prospective structures identified, recoverable reserves are already put at more than 1 billion tons of oil equivalent.

Last year Lukoil produced first oil from the Yury Korchagin field, discovered in 2000. The ice-resistance production facility is expected to produce recoverable reserves of nearly 29 million tons of oil and 63 Bcm of gas. The operator has invested around $1 billion in this project so far.

то время, как Арктический регион еще только открывает свои двери, проекты в другом

российском шельфовом секторе – северной части Каспийского моря, уже уверенно продвигаются вперед.

В мелководных акваториях от Азербайджана до российских берегов, такие компании как Лукойл, уже обеспечили свою главенствующую роль в этом регионе. Открыто восемь крупных месторождений и определено еще 16 перспективных структур, а ресурсы уже оцениваются свыше 1 миллиарда тонн в эквиваленте извлекаемой нефти.

В прошлом году Лукойл получил первую нефть на открытом в 2000 году месторождении имени Юрия Корчагина. Ожидается, что ледостойкий

ROGTEC



Марк Томас Mark Thomas

Российский шельф: раскрывая потенциал Часть 2: Каспийский регион

Russian Offshore: Tapping the Potential Part 2: The Caspian

B W

77ROGTEC

нефтедобывающий комплекс произведет извлекаемых запасов в объеме почти 29 миллионов тонн нефти и 63 миллиарда кубометров природного газа. На сегодняшний день компания-оператор уже вложила в этот проект около 1 миллиарда долларов.

Вслед за этим первопроходческим проектом, в 2014 году планируется разработка месторождения имени Владимира Филановского, а еще через 2 года начнутся работы на нефтегазоконденсатных месторождениях Сарматское и Хвалынское. Все это будет способствовать росту создаваемой сейчас в Астрахани логистической инфраструктуры.

По оценкам Лукойла, развитие этих и других нефтяных месторождений региона в ближайшие 10 лет потребует строительства до 28 новых платформ и свыше 1000 км трубопроводов, что представляет собой дополнительные капиталовложения в объеме нескольких миллиардов долларов.

Многие наблюдатели сегодня считают Каспийский регион испытательным полигоном для опробования возможностей развития крупномасштабных шельфовых проектов в России, опыт которых впоследствии может использоваться и на континентальном шельфе.

Другие игроки нефтяного рынка также признают этот факт. Шведская компания Lundin Petroleum планирует возобновление оценочных работ на структуре Морская в российском секторе Каспийского моря после завершения переговоров с их новыми потенциальными партнерами. Выявленная в 2008 году структура расположена в Лаганском блоке, где Lundin недавно завершила годовую рабочую программу, включая получение 3D-сейсморазведочных данных по площади 103 кв. км.

Дальний ВостокНесомненно, наиболее заметным в секторе континентального шельфа России до сегодняшнего дня был Сахалин. Налаживанию добычи углеводородов на проектах Сахалин-I Сахалин-II в столь суровых

This pioneering field will be followed by the planned development of the Vladimir Filanovsky field in 2014, and 2 years later the two gas-condensate discoveries Sarmatskoye and Khvalynskoye, all of which will add to the growing logistical infrastructure being established in Astrakhan.

Lukoil estimates a requirement for up to 28 new platforms and more than 1,000km of pipeline to develop these and other oil fields in this area over the next 10 years, representing several billion dollars more of investment.

Many observers now see the Caspian as Russia’s proving ground for testing its capabilities for operating large-scale offshore projects, which can then be transferred to the offshore continental shelf.

Other players have also recognised this. Sweden’s Lundin Petroleum is aiming to resume appraisal of its Morskaya

oil discovery in the Russian sector of the Caspian once discussions with potential new partners are complete. The field, discovered in 2008, lies in the Lagansky block where Lundin has recently completed its work program for the year, including the acquisition of 103 square kilometers of 3D seismic.

Far EastRussia’s highest profile offshore

sector thus far has of course been Sakhalin, where the Sakhalin I and II projects have established production from this harsh-environment region, and with the required foreign contributions in terms of investment and technologies.

The shelves of the Far East and also Eastern Siberia are known to have highly-promising prospects for large-scale developments, with potential recoverable resources put at billions of tons of oil equivalent. These reserves are mostly concentrated in the Sea of Okhotsk and the Chukchi, Bering and East Siberian Seas. More than 20 oil and gas bearing basins have been identified.

But the Sakhalin shelf very much leads the way, with Exxon, Shell, Marathon and others have already accomplished much to establish producing projects in the eastern and north-eastern areas.

ROGTEC

OFFSHORE


ExxonMobil subsidiary Exxon Neftegas Limited recently started up production from the Odoptu field at the Sakhalin-1 project, with the field expected to add up to 11 million barrels (1.5 million tons) to Sakhalin-1 oil production this year (2011). The startup is on schedule and within development cost expectations, it says.

Development of Odoptu has included world-class performance in the drilling and completion of seven extended-reach wells. The Sakhalin-1 project utilises one of the world’s most powerful land-based rigs, which drilled horizontally under the Sea of Okhotsk to the Odoptu oil reservoir more than 9 kilometers offshore.

The Sakhalin-1 project includes the phased development of the Chayvo, Odoptu and Arkutun-Dagi fields, with an estimated total resource of 2.3 billion barrels (307 million tons) of oil and 17 trillion cubic feet (485 billion cubic meters) of natural gas. Chayvo, which was the initial phase of the project, began producing in 2005. Odoptu will produce around 30,000 barrels per day in 2011, with total output at Sakhalin-1 expected to hit 156,000 b/d.

Future project phases will see the development of the Arkutun-Dagi field as well as expanded gas production and sales from the Chayvo field. These later phases will sustain production well into the future, says the operator.

The main immediate development activity going forward in this area is on Gazprom’s Sakhalin III project, where as part of the project it has opted for a subsea production system to develop the Kirinskoye field.

Significantly, this will be the country’s first all-subsea (subsea-to-beach) development, to be carried out by FMC Technologies. FMC recently signed a letter of intent for the Grenland Group to fabricate and deliver a manifold and foundation plus two protection structures for use on the field. Delivery is scheduled to start in the second quarter of 2011 and the total weight of the hardware will be around 450 metric tons.

The field lies in water depths of approximately 90 metres within the Kirinsky block of the Sakhalin III project, 28 kilometres offshore Sakhalin Island. Gazprom plans to perform follow-up exploration drilling and studies over the next 3 years, it says.

Sakhalin III is also made up of the Vostochno-Odoptinsky and Ayashky blocks. Gazprom estimates current discovered gas reserves within the Sakhalin III area at 1.4 Tcm. The gas will be exported through the Sakhalin-Khabarovsk-Vladivostok pipeline system.

On top of the above offshore sectors, Russia’s emerging plays also include other high-potential areas including the Baltic Sea, Black Sea and Azov Sea, where exploration has

природных условиях способствовало привлечение иностранных инвестиций и технологий.

Шельфы Дальнего Востока, а также Восточной Сибири, как известно, имеют значительные перспективы крупномасштабных разработок, где потенциальные ресурсы исчисляются миллиардами тонн в эквиваленте извлекаемой нефти. Большая часть этих запасов концентрируется в Охотском, Чукотском, Беринговом и Восточно-Сибирском морях. Выявлено свыше 20 нефтегазоносных структур. И все же, наиболее передовым остается сахалинский шельф, где Exxon, Shell, Marathon и другие компании уже многого достигли в организации эксплуатационных проектов в восточном и северо-восточном регионах.

Компания Exxon Neftegas Limited, подконтрольная ExxonMobil, недавно запустила производство на месторождении Одопту проекта Сахалин- I. Ожидается, что в этом году объемы добычи на проекте Сахалин-I за счет эксплуатации данного месторождения увеличатся на 11 миллионов баррелей (1.5 миллиона тонн). В заявлении компании говорится, что запуск проекта состоялся в срок и в рамках предполагаемого бюджета. Буровые работы при разработке Одопту были выполнены на мировом уровне и включали бурение семи скважин увеличенной досягаемости. Проект Сахалин-I использует одну из мощнейших в мире наземных буровых установок, сделавшую возможным бурение горизонтальных скважин под Охотским морем в нефтяной пласт Одопту, удаленный на более чем 9 км от берега.

Проект Сахалин-I включает поэтапную отработку месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, где совокупные ресурсы оцениваются в 2.3 миллиардов баррелей (307 миллионов тонн) нефти и 17 триллионов кубических футов (485 миллиардов кубометров) природного газа. Первым этапом отработки проекта стало месторождение Чайво, вошедшее в эксплуатацию в 2005 году. В 2011 году производство на месторождении Одопту составит около 30000 баррелей в сутки; таким образом, общий объем производства Сахалин-I достигнет 156000 баррелей в сутки.

На следующих этапах проекта начнется отработка месторождения Аркутун-Даги, а также будет увеличено производство и продажи газа на месторождении Чайво. Эти последующие этапы обеспечат будущее производство для проекта на много лет вперед, говорит компания-оператор.

Основная деятельность по ближайшей разработке месторождений в этом регионе на сегодняшний

78 ROGTEC



день наблюдается на проекте Сахалин-III компании Газпром, выбравшей для разработки Киринского месторождения в рамках данного проекта подводный добывающий комплекс.

Примечательно, что это первый в российской практике случай, когда для разработки будет использоваться полностью подводный добывающий комплекс. Оператором проекта является компания FMC Technologies, недавно подписавшая соглашение о намерениях, по условиям которого Grenland Group произведет и доставит манифольд с фундаментом и две защитных конструкции для использования на месторождении. Поставка запланирована на второй квартал 2011 года, а общий вес оборудования составляет почти 450 тонн.

Месторождение расположено на глубине около 90 метров в Киринском блоке проекта Сахалин-III, на шельфе острова Сахалин в 28 км от берега. По словам компании, в ближайшие три года Газпром планирует осуществить доразведку и провести оценку запасов месторождения.

Также в состав проекта Сахалин-III входят Восточно-Одоптинский и Айяшский блоки. Газпром оценивает текущие выявленные запасы газа на территории проекта Сахалин-III в объеме 1.4 триллиона кубометров. Транспортировка газа будет осуществляться по трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток.

been carried out or is underway, and where in some cases developments have taken place.

The number of potential upcoming development projects throughout Russia’s offshore sector are almost too numerous to mention. But the sector looks set to become one of the world’s necessarily most innovative and industrious offshore plays, where the adaptation of existing technologies and the adoption of new breakthroughs will both be required if Russia’s offshore future is to match its breathtaking onshore past.

Вдобавок к вышеуказанным шельфовым секторам, развивающиеся нефтегазоносные комплексы России также имеются и в других перспективных регионах, включая Балтийское, Черное и Азовское моря, где разведочные работы велись ранее и ведутся сейчас, и где в некоторых случаях уже велась эксплуатация. Количество проектов, потенциально планируемых к эксплуатации по всему российскому шельфовому сектору, почти слишком многочисленно для упоминания. Но сектор уже подготовлен к тому, чтобы стать одним из неизбежно самых инновационных и эффективных мировых шельфовых разработок, и потребуется как адаптация существующих технологий, так и внедрение новых технологических достижений, если шельфовое будущее России должно сравниться с ее невероятными прошлыми достижениями в добыче углеводородов на суше.

79ROGTECROGTEC

OFFSHORE


Are you receiving your FREE copy?

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

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

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

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

Уже получаете бесплатные номера ROGTEC?Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал. ROGTEC24

82

I understand there have been recent changes at INOVA – what is your position and how long have you held this position?In March 2010, INOVA Geophysical was formed as the result of a joint venture between ION Geophysical and BGP, the world’s largest geophysical service company. The new venture provided mutual benefits for both companies, ION needed the ability to test its new technology in the field, and BGP needed access to the latest technology. With our new found DNA, INOVA was established already with a compelling advantage in the marketplace.

I came onboard in November 2010 as the Director for Russia and CIS, to enhance INOVA’s customer experience in the Russian/CIS market. It’s critical to our success that we increase our local capabilities. As our presence was once a sales outlet, we are working toward providing a more consistent customer experience with the same local offerings and capabilities as one would expect when interacting with our headquarters.

One major step towards this goal is that we have formed a relationship with xPort Group, a company that provides local inventory of rental equipment and spare parts in the region. They’ve been in this market for some time, and it’s what they do. We hope that our new partnership with them will help increase our opportunities to support our rental business in this region and improve the overall services that our company is able to offer by leveraging their strengths.

How long have you personally been involved within the Russia marketplace? What experience do you have in the regions O&G sector?I originally came to Russia seven years ago to open ION’s branch office in Moscow. Before that I had traveled throughout Russia and Central Asia in various roles with the company.

One of the many challenges of working in Siberia and other remote areas on time critical projects is having robust, durable equipment at your fingertips. By looking at INOVA’s ARIES II cable-based land recording system and AHV-IV vibrator buggies it’s not too difficult to see that these are best in class products for the environment in which we work.

Since INOVA’s inception, how has business been in Russia? What do you forecast for the coming year?I think the crisis and the downturn in the O&G business was tough on everyone. We’ve seen consistent growth both within Russia and abroad. We’ve just announced a sale of 13,000 ARIES II channels to outfit a crew in Southern Iraq, and we are making strong headway within the Caspian and Arctic areas of Russia as well.

Насколько мне известно, недавно в INOVA произошли изменения – какова ваша должность и как давно вы ее занимаете?Компания INOVA Geophysical была образована в марте 2010 года в результате слияния ION Geophysical и BGP – крупнейшей в мире геофизической сервисной компании. Новое предприятие было выгодно обеим компаниям: ION было необходимо опробовать свои новые разработки на практике, а BGP получило доступ к передовым технологиям. Такое новоприобретенное ДНК позволило компании INOVA выйти на рынок с очевидным конкурентным преимуществом.

Я пришел в компанию в ноябре 2010 года на должность директора по России и странам СНГ с основной задачей – улучшить клиентский сервис INOVA на рынке данного региона. Ключевым фактором успеха является расширение наших возможностей на региональном уровне. Поскольку в прошлом наша компания была представлена не более чем предприятием по продаже оборудования, сейчас мы работаем над тем, чтобы предоставлять клиентам такой же уровень клиентского сервиса, как если бы они обратились в наш головной офис.

Крупным шагом на пути к этой цели стало установление партнерских отношений с компанией xPort Group, располагающей локальным парком арендного оборудования и запчастей в регионе. Они на этом рынке уже довольно давно и хорошо знают свою работу. Мы надеемся, что наше сотрудничество с xPort Group позволит нам увеличить наши возможности на рынке аренды оборудования. Эффективно используя наши сильные стороны, мы сможем в целом повысить качество услуг, предлагаемых нашим клиентам.

Как давно Вы лично знакомы с российским рынком? Каков Ваш опыт в нефтегазовой отрасли региона?Изначально я приехал в Россию семь лет назад, чтобы организовать открытие филиала компании ION в Москве. Занимая различные должности в компании, я и раньше ездил по России и Центральной Азии.

Одна из сложностей работы в Сибири и других удаленных районах на критически важных по времени проектах – наличие в распоряжении прочного, надежного оборудования. Рассматривая кабельные наземные регистрирующие системы ARIES II производства INOVA и вибраторы AHV-IV несложно увидеть, что именно они являются лучшими продуктами данного класса для условий, в которых мы работаем.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью с Эриком Блоссомом, Директором по России и странам СНГ, INOVA

The ROGTEC Interview: Eric Blossom, Director for Russia & CIS, INOVA

83ROGTEC

Со времени образования INOVA, как продвигается бизнес компании в России? Каковы ваши прогнозы на ближайший год? Я думаю, что период кризиса и экономического спада в нефтегазовой отрасли был тяжелым для всех. Сейчас же, мы наблюдаем постоянный рост и в России, и за рубежом. Мы только что объявили о продаже тринадцати тысяч каналов ARIES II для снаряжения проектной команды в Южном Ираке; наш бизнес также успешно продвигается в Каспийском и Арктическом регионах России.

Каковы ваши последние успехи на рынке?Я должен сказать, что установление партнерства с xPort Group и подготовка почвы для повышения уровня клиентского сервиса стали нашими самыми яркими успехами с ноября. Эти достижения позволят нам улучшить качество сервиса настолько, насколько ранее это не представлялось возможным.

В первую очередь, мы планируем инвестировать значительные средства (свыше 10 млн. долларов) в парк арендного оборудования, а также у нас будет склад с достаточным количеством и ассортиментом запчастей. Это значительно сократит время производственного цикла и обеспечит удобство технического обслуживания нашего парка установленного оборудования, что позволит нам лучше удовлетворять потребности клиентов в короткие сроки.

Какую продукцию вы выпустили на рынок региона в последнее время?Очень хорошо продвигаются на рынок наши наземные регистрирующие системы ARIES II. Эта серия оборудования успешно используется в арктических условиях благодаря своей износостойкости и надежной системе телеметрии. Сама система поддерживает до 60 000 каналов, а также имеет другие характеристики, пользующиеся растущим спросом на рынке – такие, как постоянная запись микросейсмических данных. Несомненно, это самая прочная система: она производится из пулестойких поликарбонатов, алюминия авиационного качества и нержавеющей стали. Только эта система обладает возможностью работы в переходной зоне суша-море на глубине до 75 метров.

Во-вторых, мы ожидаем, что наша новая модель вибратора AHV-IV Commander также будет иметь успех в регионе благодаря более прочной опорной плите u1080 и модернизированной гидравлической системе, которые обеспечивают увеличение основного усилия и уменьшение гармонических искажений. Эти новейшие разработки дают нашему оборудованию значительное преимущество перед продукцией конкурентов, в которой указанные выше характеристики являются слабым звеном.

Поисково-разведочные работы для многих компаний зачастую уходят на второй план во времена сложных экономических условий. Что делают Роснефть и BP для того, чтобы оживить интерес к геологоразведочным работам в регионе?Думаю, мы все надеемся, что новые проекты привнесут в сложившуюся ситуацию некоторую стабильность. Последнее время было трудным для всех, включая и нефтяные компании, но чем больше международных участников рынкапридут в Россию работать над интересными проектами, тем лучше. Это поднимет имидж России в аспекте инвестиционной привлекательности и будет так же полезно

What is your most recent success in the market?I would have to say that solidifying the partnership with xPort Group and paving the way ahead for an improved customer experience has been the largest success since November. This will allow us to leverage their experience in the industry in ways that weren’t possible for us before.

Initially, we will be bringing over a considerable investment ($10+ million) in rental inventory into the market and will have an ample rolling inventory of spares. This will greatly enhance the turnaround time and serviceability of our install base, allowing us to better serve our customer’s short term needs.

Have you had any recent product launches for the region?We are making strong headway with our ARIES II land recording system in the market. This is a product line that has been extremely successful in other Arсtic areas because of its physical ruggedness and robust telemetry system. The system itself can support up to 60,000 channels, along with other features that we see growing in this market such as continuous recording for micro-seismic work. It’s by far the most rugged system, made from bullet-proof polycarbonates, aircraft grade aluminum, and stainless steel, and it’s the only system that can go from land to transition zone in up to 75M of water depth.

Secondly, our new geophysical vibrator buggy, the AHV-IV Commander is also expected to do very well in the region due to it’s newly designed stiffer base plate and re-engineered hydraulic system which delivers lower harmonic distortion and greater fundamental force. This offers a considerable advantage of competitive products where these issues have proven to be a sore spot.

Exploration projects often take a “back seat” for many companies during these tough economic periods – what does the Rosneft / BP deal do to re-ignite interest in the regions exploration sector?I think that we are all hoping for some stability to be brought out of these new fields and projects. It’s been difficult for us all, including the oil companies, but the more international players that are coming into Russia to work on interesting projects the better. It’s good for Russia’s image as an investment opportunity and it’s good for the local geophysical companies as well. It will be some time before Russia runs out of frontier.

And finally, what do you like best about Moscow?My family and I have been in Moscow for some time and love the energy here. From a personal perspective, every day is new. It’s an ever evolving place that always holds a new surprise.

From a business perspective, the book is still being written – anything can still be done here.

ROGTEC

INTERVIEW


для местных геофизических компаний. Перспективные территории в России закончатся еще не скоро.

И в заключение, что Вам больше всего нравится в Москве?Мы с семьей живем в Москве уже довольно давно, и мне нравится ее энергетика. Для меня лично, каждый день приносит что-то новое. Москва – это постоянно развивающийся город, который всегда готов преподнести новые сюрпризы. С точки зрения бизнеса, в Москве по-прежнему масса возможностей и все еще впереди.

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com84 ROGTEC84 ROGTEC84 ROGTEC

eage.ru ppg.com

p.39 & p.69 p.11

seismicmicro.com

p.29

bakerhughes.com hardbandingsolutions.com

p.25 p.47

siemens.com

OBC

inovageo.com rao-offshore.ru

P.07 p.65

arcticoilgas.com

p.73

oil-gas-safety.com mief-tek.com

p.43 p.57

rpi-conferences.com

p.63

ngv.ru n-g-k.ru

p.41 p.51

slb.com

p.27

ite-exhibitions.com rogtecmagazine.com

p.09, p.53, p61, p.79 & IBC

p.IFC

tmk-group.com

p.49


2011ITE INTERNATIONAL OIL & GAS EVENTS

SIBERIAOIL & GAS

OGU

CASPIANOIL & GAS

KIOGE

MANGYSTAUOIL & GAS

OILTECHMANGYSTAU

GIOGIE

ATYRAUOIL & GAS

OILTECHATYRAU

TUROGE

RPCG

MIOGE


Answers for energy.

Инновационные компрессорные установки компании Сименс повышают производительность и позволяют сохранить экологию.

Почему ненастная погода - единственное, что доставляет неприятности на этом газовом месторождении?

E50

00

1-E

44

0-F

14

0-X

-56

00

FB_335_Groeningen_russ_205x275.indd 1 04.08.2010 8:45:39 Uhr

ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

Documents

Transcript of ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine