ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine by ROGTEC Magazine

Найди свою выгоду: Finding Your Advantage: Л У К ОЙ Л: Технологии повышения нефтеотдачи LUKoil: EOR СПД: Бурение с отбором керна SPD: Coring Р О СНЕФТЬ: Эффективный капитальный ремонт скважин R O S NE F T : Efficient Well Workovers ТNК-ВР: Повышение эффективности гидравлического разрыва пласта TNK-BP: Boosting Frac Efficiency

РАЗВЕДКА

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

Printed Media

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

LEADERS in the regions O&G publishing arena since 2004

YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER ! ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

On-line Marketing

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

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

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com www.rogtecmagazine.com

Tel: +350 2162 4000

Fax: +350 2162 4001

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

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Шеф-редактор Ник Лукан nick.lucan@themobiusgroup.com Редактор материалов по России Борис Назаров boris.nazarov@rogtecmagazine.com Зам. Шеф-редактора по Азербайджану Изабель Гарсиа isabel.garcia@rogtecmagazine.com Зам. Шеф-редактора Брайан Хардинг bryan.harding@themobiusgroup.com Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырин info@rosing.ru

EDITORIAL +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Editorial Assistant, Azerbaijan Isabel Garcia isabel.garcia@rogtecmagazine.com Editorial Assistant Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com Editorial Advisory Board Vyacheslav Manyrin info@rosing.ru

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ +350 2162 4000 sales@rogtecmagazine.com Директор по продажам Даг Робсон doug.robson@themobiusgroup.com Менеджер по продажам Барри Вильямс barry.williams@rogtecmagazine.com

SALES +350 2162 4000 sales@rogtecmagazine.com Sales Director doug.robson@themobiusgroup.com Sales barry.williams@rogtecmagazine.com

ВЕРСТКА И ДИЗАЙН Креативный дизайн Саул Хаслам saul.haslam@rogtecmagazine.com Менеджер по подписке и распространению, Россия и СНГ vladimir.afanasiev@rogtecmagazine.com Владимир Афанасьев Менеджер по подписке и распространению, Каспийский регион ksenia.bogdanov@rogtecmagazine.com Ксения Богданова

PRODUCTION / DESIGN Creative Design saul.haslam@rogtecmagazine.com Circulation Manager, Russia and CIS vladimir.afanasiev@rogtecmagazine.com Circulation Manager, Caspian Area ksenia.bogdanov@rogtecmagazine.com

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.

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.

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

ROGTEC

Doug Robson Barry Williams

Saul Haslam Vladimir Afanasiev Ksenia Bogdanov

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com. ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from the Mobius Group.

www.rogtecmagazine.com

5IF /FYU (FOFSBUJPO 1#- #ZQBTT 4ZTUFNT 5IF 6MUJNBUF JO .VMUJQMF "DUJWBUJPO %SJMMJOH $JSDVMBUJOH 4ZTUFNT %6"- 1035&% "650 -0$, 4:45&.

АВТОЗАТВОРНЫЕ СИСТЕМЫ ОБХОДА

t 1VNQ .BYJNVN $PODFOUSBUJPO PG -$. t 1VNQ .BYJNVN 'MPX 3BUFT 'PS )PMF $MFBOJOH t 5SJQ %SZ 1JQF

41-*5 '-08 #:1"44 4:45&.4 t 4QMJU 'MPX 'PS .BYJNVN 'MPX 3BUFT 8IJMF %SJMMJOH t 3FEVDF &$% 4 t &YUFOE 5IF -JNJUT 0G )JHI 5FNQ %SJMMJOH 0QFSBUJPOT

#*( #03& #:1"44 t 8JSFMJOF 3FUSJFWBCJMJUZ 5ISPVHI 5IF #JH #PSF

DSI

« Переводник PBL »

Тел.: +7 912 939 6831

DRILLING SYSTEMS INTERNATIONAL

XXX ETJ QCM DPN www.rogtecmagazine.com

PBL МНОГОКРАТНОЙ АКТИВАЦИИ

www.dsi-pbl.com ROGTEC

Содержание Выпуск 21

Доклады Блэкберн: Палеозойский период Западной Сибири Blackbourn Reports: The Palaeozoic of Western Siberia

Каспийское море Часть 2: морфометрические характеристики и стохастическое моделирование Caspian Part 2: Morphometrics & Stochastic Modelling

ЛУКОЙЛ: Технологии повышения нефтеотдачи LUKoil: Enhanced Oil Recovery

СПД - Новые стандарты изучения месторождений – разрез своими глазами SPD: New Standards for Oilfield Study: Core Intersections

Технология за круглым столом – винтовые насосы кавитационного типа Technology Roundtable: PC Pumps

ТNК-ВР - Увеличение эффективности гидравлического разрыва пласта TNK-BP: Boosting Frac efficiency ROGTEC

40 www.rogtecmagazine.com

Если мир полагается на Вашу энергию, то на кого полагаетесь Вы?

Опыт и передовые технологии компании-разработчика самых современных решений для нефтегазовой отрасли www.siemens.com/oil&gas

Answers for energy. www.rogtecmagazine.com

Contents Issue 21

Гидроразрыв пласта с использованием воды — новые перспективы на базе промысловой практики Waterfracs: A New Perspective Based on Field Experience

Роснефть - Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтноизоляционных работ Rosneft: Best Practice for Selecting Potential Candidate-Wells and Methods for Repair and Insulation Works (RIW)

Рост в использовании многофазных измерителей и ключевые проблемы, которые они помогают решать The Growth of Multiphase Meters and the Key Challenges they are Addressing

100

Северный поток - Самый крупный европейский проект инфраструктуры близок к реализации Nord Stream: Europe’s Largest Infrastructure Project is Underway

108

ROGTEC интервью The ROGTEC Interview

10 ROGTEC

100 www.rogtecmagazine.com

Центр эксплуатации и обслуживания Баку, Азербайджан Опыт использования тракторов на каротажном кабеле и сопутствующих услуг в Каспийском регионе и на прилегающих территориях в течение 5 лет

Компания Aker Well Service AS является ведущим поставщиком услуг по проведению внутрискважинных работ с более чем 30-летним опытом работ в этой области. Мы неизменно стремимся обеспечить самую высокую эффективность проводимых работ и сделать наши услуги в нефтегазовой сфере наиболее привлекательными для клиентов. В последнее десятилетие бурение наклонных и горизонтальных скважин затруднило традиционное выполнение каротажных работ. Aker Solutions является ведущим разработчиком экономичных решений для обслуживания таких скважин. По сравнению с альтернативными методами, использование трактора PowerTrac®AdvanceTM в комплексе с предлагаемыми услугами привело к значительному снижению эксплуатационных расходов и времени буровой. Дополнительную информацию см. на сайте

www.akersolutions.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

How do you reach 99% of your target audience in the FSU? By advertising in ROGTEC Magazine! Please contact +350 2162 4000 or sales@rogtecmagazine.com for more information, or visit:

www.rogtecmagazine.com

КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРА Дорогие читатели! Разрешите представить Вам 21 выпуск Журнала ROGTEC; еще одно издание, посвященное грандиозной демонстрации международной выставки НЕФТЕГАЗ 2010, которая, несомненно, является более оптимистичным форумом по сравнению с 2008 годом. Трудно поверить, что летние выставки так быстро подходят. Июнь этого года по праву займет место самого делового месяца года; в дополнение к нашим обязательствам по нефти и газу на Каспийской нефтегазовой выставке, ежегодной выставке EAGE в Барселоне и НЕФТЕГАЗ 2010, у нас выходит новый журнал по энергетике, PowerTec Russia & CIS Magazine – Журнал энерготехнологий России и СНГ, который будет представлен на выставке АТОМЭКСПО в Москве и выставке PowerGen в Европе, Амстердаме. Некоторые издатели, возможно, считают, что некоторые их этих выставок не стоят их внимания, но мы, выполняя свои обязательства перед отраслевыми выставками, надеемся на встречу с Вами на различных форумах. Согласно последним новостям, похоже, что Норвегия и Россия приближаются к договоренности относительно разногласий по морским границам. Хотя и не полностью ратифицировано соглашение, от которого они уклонялись в последние 40 лет, этот вопрос приближается к окончательному урегулированию и мы сможем свидетельствовать новый всплеск повышенной активности морских разработок. Последний случай США с загрязнением нефтью Мексиканского залива, несомненно, навсегда внесет большие изменения в нефтедобычу на шельфе; какие следует сделать выводы и какие

12 ROGTEC

технологии использовать, чтобы такие трагедии в будущем больше не повторялись? Я уверен, что выражаю мнение всех, когда говорю, что мы глубоко сочувствуем семьям жертв этой трагедии в Мексиканском заливе. Вернемся к изданию журнала ROGTEC, где мы широко освещаем важные темы современных передовых технологий. ROGTEC свидетельствует начало добычи нефти компанией ЛУКОЙЛ на месторождении Юрия Корчагина и рассматривает используемые там технологии для повышения дебита нефти на их самых важных месторождениях. Также, мы представляем материалы интервью со специалистами компании РОСНЕФТЬ по вопросам проведения мероприятий по увеличению дебита скважин, со специалистами компании ТНК-BP по вопросам повышения эффективности гидравлического разрыва пласта, со специалистами СПД по вопросам отбора керновых проб, и традиционных обсуждений технологий за круглым столом и рассмотрение вопросов по винтовым насосам. Кроме того, освещение событий начала реализации интереснейшего проекта Северный Поток Вы найдете на странице 100 Надеемся, что Вы получите удовольствие, познакомившись с нашим последним изданием. Ник Лукан Главныйредактор nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

9VaZ 7Vc\

©¼Ô¼ ÎÁÑÉÊÇÊ¿ÄÛ ÀÇÛ ÌÁÔÁÉÄÛ ¾¼ÔÄÑ Ã¼À¼Ó lll#Vea#cd

CDGL6N

JH6

;G6C8:

7G6O>A

B6A6NH>6

8=>C6

H>C<6EDG:

EDITORS NOTE Dear Readers, Welcome to issue 21 of ROGTEC Magazine; another bumper show edition for NEFTEGAZ 2010 and indeed a more optimistic market place than the 2008 vintage. It’s hard to believe that the summer shows come around so quickly. This June has to take the prize for our busiest month as well; on top of our oil & gas commitments at the Caspian O&G exhibition, the EAGE show in Barcelona and NEFTEGAZ 2010, we have our new Power Generation title, PowerTec Russia & CIS Magazine, being showcased at the ATOMEXPO in Moscow and PowerGen Europe in Amsterdam. Some publishers would see some of these exhibitions as a bridge too far, but we stand by our commitment to trade exhibitions and look forward to seeing you all the various events.

frac efficiency, SPD at core sampling and our usual technology roundtable feature, this issue looking at PC Pumps. With construction also starting on Nord Stream, please turn to page 100 for an overview of this exciting project. Please enjoy our latest offering.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

On the news front, it looks like Norway and Russia are on their way to solving differences over maritime boarders. Whilst not fully signed, the agreement which has eluded them for the last 40 years, is close to being finalized and could see a new spurt of offshore activity. With the US oil spill in the GOM sure to change the offshore industry for ever, what lessons can be learnt and technology employed to ensure such a tragedy does not repeat itself? I am sure I speak for everyone when I say that our hearts go out to the families of the victims of the Deepwater Horizon tragedy. Back to this issue of ROGTEC Magazine, and we have some great contributions covering important and cutting edge topics. With LUKoil seeing first production at the Yuri Korchagin field, ROGTEC looks at what technology they are using to enhance oil recovery at some of their most important fields. We also have ROSNEFT looking at efficient well workovers, TNK-BP at boosting www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

РАЗВЕДКА

Доклады Блэкберн: Палеозойский период Западной Сибири Тектоническое развитие Западной Сибири в палеозойский период неисследованной территории

Blackbourn Reports: The Palaeozoic of Western Siberia Tectonic Development of Western Siberia during the Palaeozoic Грехем Блэкберн Blackbourn Geoconsulting

ристаллический фундамент и отложения палеозойского периода в пределах бассейна Западной Сибири пробурены множеством скважин, а за последние декады проведены всесторонние геофизические исследования. Тем не менее, хотя общая литология и распределение различных типов фундамента довольно хорошо известны, отсутствие обнажения пород в пределах самого бассейна препятствует проведению исследований месторождения, которые позволят изучить непосредственно структурные отношения. Скважины в центральной части бассейна и Карского моря прошли только самые верхние участки толстых палеозойских интервалов, где они находятся. Поэтому эволюция бассейна в ЗСБ, от докембрийского до триасового периодов, в основном выводится на основании окружающих районов, где проведение подробных исследований обнаженных пород было возможным. На запад и восток от ЗСБ располагаются кратонные блоки восточно-европейской платформы (западнее Урала) и, соответственно, Сибирская платформа. Несмотря на это, эволюция ЗСБ, похоже, также тесно взаимосвязана с эволюцией тектонических поясов на юге и юго-востоке Казахстана, других частей Центральной Азии и на восток в сторону Монголии и Китая. В действительности в настоящее время общепризнано, что большинство центральных и

14 ROGTEC

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

he crystalline basement and Palaeozoic deposits within the West Siberian Basin have been penetrated by numerous wells, and detailed geophysical studies have been undertaken over recent decades. However, although the overall lithology and the distribution of different types of basement are quite well known, the absence of any outcrop within the basin itself precludes the type of field study which might enable structural relationships to be investigated directly. Wells in central parts of the basin, and the Kara Sea, have penetrated only the uppermost sections of the thick Palaeozoic intervals where they exist. The evolution of the basement to the WSB, from the Precambrian to the Triassic, is therefore largely inferred from that of surrounding regions where detailed outcrop studies have been possible. To the west and east of the WSB are the cratonic blocks of the East European Platform (west of the Urals) and the Siberian Platform respectively. However, the evolution of the WSB appears also to be closely related to that of the tectonic belts to the south and southeast within Kazakhstan, other parts of Central Asia, and eastwards from there towards Mongolia and China. Indeed, it is now generally agreed that most of the central and southern parts of the WSB, including parts of the areas which accommodate the majority of the known hydrocarbons, are floored by crust with affinities to that of Kazakhstan. The late Precambrian and early Palaeozoic history of the area remains largely conjectural, and interpretations www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

EARLY DEVONIAN (400-385 Ma)

РАННЕДЕВОНСКИЙ ПЕРИОД (400-385 миллионов лет назад) Subduction zone Зона субдукции

V V

60 o

Fault Сдвиг

V V

V 20

Ar la

V I

SOUTH MONGOL OCEAN ЮЖНОМОНГОЛЬСКИЙ JUNGGAR ОКЕАН

c Ar d n

l ta i r -A

V V V

Sal

SIBERIAN CONTINENT СИБИРСКИЙ КОНТИНЕНТ

40 o

V V

Zh a

r au a -S

KOKCHETAV

KAZAKHSTAN CONTINENT

V V V V

N EA

URALIAN OCEAN УРАЛЬСКИЙ ОКЕАН

VV V 0o

V V

i ns

a -M ty n” an cea h o “K

V V

EAST EUROPEAN PLATFORM ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКАЯ ПЛАТФОРМА

ALTAI-MONGOL

AN ST

V V V V V

TARIM

V PALAEOTETHYS ПАЛЕОТЕТИС

Island arcs or active continental margins - primarily volcanic Островная дуга или активная континентальная окраина – первоначально вулканическая Ancient cratons Древние кратоны Late Precambrian-Early Palaeozoic accretionarycollisional complex Late Precambrian Раннепалеозойский аккреционно-коллизионный комплекс Gondwanan microcontinents Микроконтиненты гондванской группы Passive margin/fore-arc trough Пассивная окраина / краевая дуга синклинали Back-arc basins Задуговые бассейны Basins floored with oceanic crust Бассейны покрытые океанической корой Oceanic crust with transform faults and spreading ridges Океаническая кора с трансформными сдвигами и спрединговыми хребтами Source: after Buslov et al., 2003

Источник: По материалам Буслова и др., 2003

Рисунок I.2.1: Предполагаемое расположение тектонической плиты; Раннедевонский период Figure I.2.1: Conjectural plate tectonic setting; Early Devonian южных частей ЗСБ, включая участки с расположением большинства известных углеводородов, покрыты корой, схожей с корой Казахстана. Поздняя история докембрийского и ранняя история палеозойского периодов участка остается в основном гипотетической, а толкования различных авторов имеют значительные отличия в деталях, но на фоне единодушного согласия относительно общей структуры. Сенгор (Sengör) и другие (1994) предполагают, что раскалывание, начиная от вендского до камбрийского геологических периодов вдоль окраины объединенного ВосточноЕвропейского Сибирского протоконтинента вызвало разделение этих двух континентальных блоков, вместе с образованием Кипчаковской дуги, которая удалилась от континентальных блоков, разделяя их от Туркестанского океана. Океанический бассейн, который открылся между континентами и Кипчаковской дугой (Ханты-Мансийский океан), начался снова закрываться к середине силурийского периода путем субдукции – пододвигания под Уральский край тектонической плиты Восточно-Европейского блока. Кипчаковская дуга разломалась на серию сегментов, один из которых соответствовал блоку земной коры будущего «Казахстана». Тем временем Сибирь и www.rogtecmagazine.com

of various authors differ significantly in detail, although a general consensus is emerging regarding the overall pattern. Sengör et al. (1994) speculate that Vendian to Cambrian rifting along the margin of a combined East European–Siberian supercontinent initiated the separation of these two major continental blocks, together with the creation of the Kipchak arc, which drifted away from the continental blocks, separating them from the Turkestan ocean. The oceanic basin which opened up between the continents and the Kipchak arc (the “Khanty-Mansi ocean”) began to close again by the mid-Silurian by subduction beneath the Uralian margin of the Eastern European block. The Kipchak arc broke up into a series of segments, one corresponding to the future “Kazakhstan” crustal block. Meanwhile, Siberia and Eastern Europe began to rotate in relation to each other, clockwise and anti-clockwise respectively, drawing the various arc fragments into the space between them and stretching them out, rather in the manner or an old-fashioned laundry mangle pulling clothing to be dried into the space between the rollers. This resulted in large-scale strike-slip faulting. Buslov et al (2003) and other authors interpret a broadly similar tectonic setting at this time (Fig. I.2.1 & I.2.2), which continued during closure of the Uralian and South Mongol (or Mongol- Okhotsk) oceans. The resulting triangular

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА

EARLY CARBONIFEROUS (350-335 Ma)

РАННЕКАМЕННОУГОЛЬНЫЙ ПЕРИОД (350-335 миллионов лет назад)

60 o Subduction zone Зона субдукции

SIBERIAN CONTINENT СИБИРСКИЙ КОНТИНЕНТ

C LO

JUNGGAR

ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКАЯ ПЛАТФОРМА

V V V

SOUTH GOBI

O HM

CENTRAL MONGOLIA

V V V

V V V N A ALTAI-MON V V GOL V URA V V V V OC E LIAN BAS TARIM V N V V IN A KAZAKHSTAN CONTINENT V V V КАЗАХСТАНСКИЙ V V КОНТИНЕНТ V V V V V V V V V EAST EUROPEAN V PLATFORM V RUDNYIALTAI

20 o

Fault Сдвиг

V V

Island arcs or active continental margins - primarily volcanic Островная дуга или активная континентальная окраина – первоначально вулканическая Ancient cratons Древние кратоны Late Precambrian-Early Palaeozoic accretionarycollisional complex Позднедокембрийский - Раннепалеозойский аккреционно-коллизионный комплекс Gondwanan microcontinents Микроконтиненты гондванской группы Passive margin/fore-arc trough Пассивная окраина / краевая дуга синклинали Basins floored with oceanic crust Бассейны, покрытые океанической корой Oceanic crust with transform faults and spreading ridges Океаническая кора с трансформными сдвигами и спрединговыми хребтами

PALAEOTETHYS ПАЛЕОТЕТИС

Source: after Buslov et al., 2003 Источник: По материалам Буслова и др., 2003

Рисунок I.2.2: Предполагаемое расположение тектонической плиты; Раннекаменноугольный период Figure I.2.2: Conjectural plate tectonic setting; Early Carboniferous Восточная Европа начали вращаться относительно друг друга по часовой стрелке и против часовой стрелки соответственно, завлекая различные фрагменты дуги в пространство между ними и растягивая их способом, похожим на сушку белья в старомодных прачечных, где белье растягивалось и раскатывалось в пространстве между двумя валами. Это привело к крупномасштабным тектоническим нарушениям, вызванным горизонтальным смещениям. Буслов и другие авторы (2003) толкуют чрезвычайно похожее тектоническое погружение в это время (Рис. I.2.1 и I.2.2), которое продолжалось во время закрытия Уральского и Южно-Монгольского (или Монголо-Охотского) океанов. Образовавшиеся треугольные клиновидные обломки коры между двумя кратоническими блоками в конце концов закупорили систему до завершения палеозойского (до позднепермского) периода. Мозаика блоков коры впоследствии образовала фундамент для ЗСБ (Приложение 2). Приложения 3 и 4, взятые из докладов Егорова и Чистякова (2003), толкуют глубокие геотраверсы коры ЗСБ. Следует отметить, что интервал возраста некоторых седиментационных последовательностей, приводимый этими авторами, в частности заполнение

16 ROGTEC

wedge of crustal fragments lying between the two cratonic blocks finally jammed the system before the end of the Palaeozoic (pre-Late Permian). This mosaic of crustal blocks was subsequently to form the basement to the WSB (Enclosure 2). Enclosures 3 and 4 are interpreted deep crustal geotraverses across the WSB, taken from Egerov & Chistyakov (2003). Note that the age range of some sedimentary successions given by these authors – notably the Triassic rift-fills – differs from that given elsewhere in this study and by most authors, although the overall structural pattern appears sound. Enclosure 5 is a cross section from the central WSB (Surgut Arch) to the Yenisei Ridge on the eastern margin, depicting the Triassic and Palaeozoic beneath the Jurassic, from Kirda (2005). The stratigraphy and structure of the Palaeozoic section are shown in a very simplified form. Description of the Main Basement Blocks and Palaeozoic Deposition The basement of the West Siberian Basin has been broadly divided into five main genetic blocks (Enclosures 2 & 4 (Egorov & Chistyakov, 2003; Surkov & Smirnov, 2003)). These are the Urals Fold Belt, the Central West Siberian Fold System, the Kazakhstan Fold Belt (including www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

œÂÂ‰Ó‚˚Â ÚÂıÌÓÎÓ„ËË Ó·‡·ÓÚÍË ÒÂÈÒÏË˜ÂÒÍËı ‰‡ÌÌ˚ı ‚ –ÓÒÒËË

«Ì‡ÌËÂ ÒÂÈÒÏÓ„ÂÓÎÓ„Ë˜ÂÒÍËı ÛÒÎÓ‚ËÈ

Ì˚È ÓÔ˚Ú ÃÂÊ‰ÛÌ‡Ó‰Ì˚È

œÂÂ‰Ó‚‡ˇ ÚÂıÌÓÎÓ„Ëˇ

–Â¯ÂÌËÂ Ò‡Ï˚ı ÒÎÓÊÌ˚ı ÒÂÈÒÏË˜ÂÒÍËı Á‡‰‡˜ ñ Ì‡¯‡ ÒÔÂˆË‡ÎËÁ‡ˆËˇ ¿Î¸ˇÌÒ LARGEO-ION Ó·˙Â‰ËÌˇÂÚ ÚÂıÌÓÎÓ„Ë˜ÂÒÍÛ˛ ÏÓ˘¸ „ÛÔÔ˚ ION GXT Imaging Solutions ÒÓ ÁÌ‡ÌËÂÏ ÓÒÒËÈÒÍÓ„Ó ˚ÌÍ‡ Ë ·ÓÎ¸¯ËÏ ÓÔ˚ÚÓÏ Ó·‡·ÓÚÍË „ÂÓÙËÁË˜ÂÒÍËı ‰‡ÌÌ˚ı ÍÓÏÔ‡ÌËË À¿–√≈Œ Ë ÔÂ‰ÓÒÚ‡‚ÎˇÂÚ ÌÂÙÚÂ„‡ÁÓ‚˚Ï ÍÓÏÔ‡ÌËˇÏ ‚ –ÓÒÒËË Ë —Õ√ ÛÌËÍ‡Î¸Ì˚Â ‚ÓÁÏÓÊÌÓÒÚË ÔÂÂ‰Ó‚˚ı ÚÂıÌÓÎÓ„ËÈ GXT, ‚ÍÎ˛˜‡ˇ: ‡Ò˜ÂÚ ÒÚ‡ÚË˜ÂÒÍËı ÔÓÔ‡‚ÓÍ Ë Ó·‡·ÓÚÍÛ ‰‡ÌÌ˚ı - ‰Îˇ Â„ËÓÌÓ‚ ÒÓ ÒÎÓÊÌ˚ÏË ÔËÔÓ‚ÂıÌÓÒÚÌ˚ÏË ÒÍÓÓÒÚÌ˚ÏË ‡ÌÓÏ‡ÎËˇÏË Ó·‡·ÓÚÍÛ ‰‡ÌÌ˚ı ¯ËÓÍÓ‡ÁËÏÛÚ‡Î¸Ì˚ı Ò˙ÂÏÓÍ ñ ‰Îˇ ÏÓÒÍËı Ë Ì‡ÁÂÏÌ˚ı ÒÂÈÒÏË˜ÂÒÍËı ËÒÒÎÂ‰Ó‚‡ÌËÈ 3D Ò ÔÓÎÌ˚Ï Ì‡·ÓÓÏ Û‰‡ÎÂÌËÈ ÔÓ Í‡Ê‰ÓÏÛ ‡ÁËÏÛÚÛ 3D SRME ñ ‰Îˇ ˝ÙÙÂÍÚË‚ÌÓ„Ó ÔÓ‰‡‚ÎÂÌËˇ Í‡ÚÌ˚ı ÓÚ‡ÊÂÌËÈ ÓÚ Ò‚Ó·Ó‰ÌÓÈ ÔÓ‚ÂıÌÓÒÚË ÔÓÒÚÓÂÌËÂ ÒÍÓÓÒÚÌÓÈ ÏÓ‰ÂÎË ñ ÏÂÚÓ‰ÓÏ „Ë·Ë‰ÌÓÈ ÒÂÚÓ˜ÌÓÈ ÚÓÏÓ„‡ÙËË 3D Ò ‚˚ÒÓÍËÏ ‡ÁÂ¯ÂÌËÂÏ ÔÓÎÌ˚È ÍÓÏÔÎÂÍÒ ‡Î„ÓËÚÏÓ‚ „ÎÛ·ËÌÌÓÈ ÏË„‡ˆËË ‰Ó ÒÛÏÏËÓ‚‡ÌËˇ (PreSDM) ñ ÏÂÚÓ‰ Ëı„ÓÙ‡, ÎÛ˜Â‚ÓÈ ÏÂÚÓ‰, ÏË„‡ˆËˇ ÏÂÚÓ‰ÓÏ ‚ÓÎÌÓ‚Ó„Ó Û‡‚ÌÂÌËˇ (WEM) Ë ÏË„‡ˆËˇ ÏÂÚÓ‰ÓÏ Ó·‡˘ÂÌÌ˚ı ‚ÂÏÂÌ (RTM), ‚ÍÎ˛˜‡ˇ ‡ÌËÁÓÚÓÔÌÛ˛ ÏÓ‰ÂÎ¸ TTI RTM ñ ‰Îˇ ÓÚÓ·‡ÊÂÌËˇ ‚ÂÚËÍ‡Î¸Ì˚ı ·ÓÚÓ‚ ÒÓÎˇÌ˚ı ÚÂÎ, ‡ Ú‡ÍÊÂ ÒÚÛÍÚÛ, ‡ÌÂÂ ÒÍ˚Ú˚ı ÒÓÎ¸˛ Ó·‡·ÓÚÍ‡ ÏÌÓ„Ó‚ÓÎÌÓ‚˚ı ‰‡ÌÌ˚ı ñ ÓÔËÒ‡ÌËÂ ÒÎÓÊÌ˚ı ÍÓÎÎÂÍÚÓÓ‚ Ò ÔÓ‰‡‚ÎÂÌËÂÏ ÔÓÏÂı Ë ËÒÔÓÎ¸ÁÓ‚‡ÌËÂÏ ‚ÒÂı ÔÂËÏÛ˘ÂÒÚ‚ ÔÓÎÌÓ„Ó ‚ÓÎÌÓ‚Ó„Ó ÔÓÎˇ, Â„ËÒÚËÛÂÏÓ„Ó Ó‰ÌÓÚÓ˜Â˜Ì˚ÏË ‰‡Ú˜ËÍ‡ÏË ÚËÔ‡ VectorSeis

ƒÓÔÓÎÌËÚÂÎ¸Ì‡ˇ ËÌÙÓÏ‡ˆËˇ ÒÓ‰ÂÊËÚÒˇ Ì‡ Ò‡ÈÚ‡ı largeo.com Ë iongeo.com/Russia. www.rogtecmagazine.com

+ROGTEC

РАЗВЕДКА o

60 E

80 oE

70 E

90 oE

100 E

75 N

Late Palaeozoic active margin volcano-plutonic belts Вулканоплутонические пояса на активной окраине в позднем палеозое Late Palaeozoic collisional marginal basins, intermontane basins and volcanic depressions Коллизионные краевые бассейны, межгорные бассейны и вулканические прогибы позднего палеозоя

75 oN

Late Palaeozoic (Hercynian) microplates and deformed palaeo-plate margins, formed by sedimentary and volcani-sedimentary microplate cover and passive margin complexes Позднепалеозойские (герцинские) микроплиты и деформированный край палеозойской плиты, сформированные осадочными покровами, осадочно-вулканогенными покровами микроплиты и комплексами пассивной окраины Late Palaeozoic (Hercynian) suture zones and tectonic sheets, filled with island arc volcani-sediments and ophiolites Позднепалеозойские (герцинские) сутурные зоны и тектонические пласты, заполненные островодужными вулканогенно-осадочными отложениями и офиолитами

TAIMYR FOLD

BELT

Late Palaeozoic (Hercynian) intraplate zone with crust of oceanic type Внутриплитные зоны с корой океанического типа Early Middle Palaeozoic (Caledonian) microplates and deformed palaeo-plate margins, formed by sedimentary and volcani-sedimentary microplate cover and passive margin complexes Ранне-средне палеозойские (каледонские) микроплиты и деформированный край палеозойской плиты, сформированные осадочными покровами, осадочно-вулканогенными покровами микроплиты и комплексами пассивной окраины

SOUTH KARA BLOCK

Early Middle Palaeozoic (Caledonian) suture zones and tectonic sheets, filled with island arc volcani-sediments and ophiolites Ранне-средние палеозойские (каледонские) сутурные зоны и тектонические пласты, заполненные островодужными вулканогенно-осадочными отложениями и офиолитами

70 N

Early Middle Palaeozoic (Caledonian) intraplate zone with crust of oceanic type Ранне-средние палеозойские (каледонские) внутриплитные зоны с корой океанического типа

Archaean cratons Архейские кратоны

-G

L ZO N YD

TUNGUSSKAANGARA BLOCK Yen es ei

NADYM

TIMANPECHORA BLOCK

MNADYMPUR

Enclo

65 oN

SIBERIAN PLATFORM

FOLD

NADYM BLOCK

BELT

C TU YM

S AL

ONE AL Z

C T UR

S TR U

LA KA

Irtys

NE ZO AL UR CT RU

NE ZO AL UR RUCT K ST O RS OG NIT AG

NOV. OV. VASYUGAN YUGANN

ZO NE

C T UR

TAG

TRANSURALS BLOCK

PLATFORM

T I S

K AIMY S O V

BELT

EUROPEAN

PA I D U G I N UST’-TYM Ob

CENTRAL WEST

TYUMEN

KOKCHETAV BLOCK

IRTYSH BLOCK

R’

SH RU CT

SIBERIAN

MEZHEV’ENYUROL’ BLOCK

FOLD

MINUSINSK BLOCK

IS E

FOLD

60 oN

KAZAKHSTAN

55 oN

BELT

E -Y

KHANTYMANSII BLOCK

EAST

KOLPASHEV BLOCK

PREP URALS U

FOLD

MIDDLE OB

IL-M

YENISEI

FR O LO V FROL

EAST URALS BLOCK

L Z O

60 N

O B ’ -T A Z O V S T RU

Triassic rift system Триасовая рифтовая система

VA S

Other boundaries Другие границы

Taz

Ye ne s ei

URALS

Other faults Другие сдвиги

sure 3

PURTAZ

Tyumen SG-6

R IFT

Other major trans-regional faults Другие основные трансрегиональные сдвиги

P ur

Major strike-slip faults forming boundaries between platforms and fold systems Основные сдвиги со смещением по простиранию, образующие границы между плитами и складчатыми системами

VOLGAURALS BLOCK

70 oN

NYADOYAKHSKOKETSK BLOCK

Major thrust boundaries between platforms and fold systems Границы основного надвига между плитами и складчатыми системами

Deep crustal geotraverses (Enclosures 3 and 4) Глубокие геотраверсы коры (Приложения 3 и 4)

T R IF

UCT

Taz

Strike-slip fault bounding structural zones within fold systems Сдвиг со смещением по простиранию ограничивает структурные зоны в складчатых системах

S TR

65 oN

Thrust boundary separating structural zones within fold systems Граница надвига отделяет структурные зоны в складчатых системах

TIMANPECHORA FOLD SYSTEM

Suture zones within cratons Сутурные зоны в кратонах

YAMALGYDANSK BLOCK

GREATER ZEMEL’YA BLOCK

UR E NG

Late Proterozoic (Baikalian) intraplate zone with crust of oceanic type Позднепротерозойские (байкальские) внутриплитные зоны с корой океанического типа

Position of the deep boundaries between microplates and palaeoplates Расположение глубокозалегающих границ между микроплитами и палеоплитами

I-KH

G Y DA DA

YA M A L

UP P E R P E C HO R A S T R UC T UR A L ZONE

Late Proterozoic (Baikalian) suture zones and tectonic sheets, filled with island arc volcani-sediments and ophiolites Позднепротерозойские (байкальские) сутурные зоны и тектонические пласты, заполненные островодужными вулканогенно-осадочными отложениями и офиолитами

Outcrops of Early Precambrian basement Выход на поверхность раннего докембрийского фундамента

E NIS

UR A

Late Proterozoic (Baikalian) microplates and deformed palaeo-plate margins, formed by sedimentary and volcani-sedimentary microplate cover and passive margin complexes Позднепротерозойские (байкальские) микроплиты и деформированный край палеозойской плиты, сформированные осадочными покровами, осадочно-вулканогенными покровами микроплиты и комплексами пассивной окраины

NOVOPORTOV BLOCK

55 oN S

L ZO NE

SYSTEM

N E

Is h

stan a

i Fa

ult

EAST SAYAN BLOCK

ALTAI-

KUZNETS BLOCK

Khu

GORNYI-RUDNYIALTAI BLOCK

Kilometres

GORNYIALTAI

60 oE

A U S T R UC T UR A L

500

- A L AT

400

C T U R A L ZO NE

300

SAYAN FOLD

TUVA BLOCK NE

BELT

E TS

200

K UZN

100

Z O NE

W ES

AN S AY

STRU

50 N

100 oE

clo

4 o

50 N

70 E

90 E Adapted, with additions, from Egorov, A. S. And Chistyakov, D. N., 2003

80 oE

Приложение 2: Доюрский фундамент западно-сибирский бассейн и прилегающие территории Enclosure 2: Pre-jurassic basement west siberian basin and surrounding areas трещин триасового периода, отличается от информации, приведенной в этом исследовании, и информации большинства авторов, хотя общее строение коры выглядит логичным. В Приложении 5 представлен поперечный профиль от центрального ЗСБ (Сургутная дуга) до Енисейской гряды на восточной границе, с иллюстрацией триасового и палеозойского профилей ниже Юрского, от Кирда (2005). Стратиграфия и структура палеозойского профиля показана в очень упрощенной форме. Описание основных блоков фундамента и палеозойских отложений Фундамент Западно-Сибирского бассейна ориентировочно разделен на пять основных

18 ROGTEC

the Salym and Irtysh zones), the Altai-Sayan Fold Belt and the Yenisei Fold Belt. These are considered briefly in turn below. It should be emphasised that, owing to the absence of outcrop, and the considerable depth of the Palaeozoic and older deposits in parts of the WSB, knowledge of these lower horizons is limited. Urals Fold Belt Gravimetric and magnetic data, together with limited drilling data, suggest that this is essentially a continuation of the Urals fold system exposed to the south and west. The NS- trending Tagil-Magnitogorsk zone (Enclosures 2 & 4) can be traced beneath the Mezozoic and Cenozoic cover, where it includes early and middle Palaeozoic belts of spilite-keratophyre series rocks, porphyritic dolerites and carbonates. These are associated with numerous basic and ultrabasic intrusives. To its east lies the Sherkala www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Основные конструктивные особенности и преимущества • Облегчает проведение работ и повышает безопасность за счет оптимизации работы с трубами и улучшения процесса свинчивания труб • Исключает необходимость нанесения смазки при спускоподъемных работах. • Не применение смазки снижает воздействия на окружающую среду

Эффективное техническое решение – многофункциональное защитное покрытие

Dopeless® технология. Эффективность и экологичность, проверенные на практике. Эффективность технологии Dopeless® была подтверждена в самых различных условиях с самого начала ее применения на соединениях TenarisHydril Blue™ в 2003 г. в Северном море. Теперь эти преимущества также будут использованы для соединений Wedge Series 500™ и других высокопрочных соединениях TenarisHydril. Эффективное техническое решение – многофункциональное защитное покрытие наносится в промышленных условиях, обеспечивая стабильное качество и эксплуатационную надежность, повышение коррозионной стойкости и отсутствие необходимости в применении смазки при спуске. Развитая комплексная служба технической поддержки, цеха по ремонту и обслуживанию делает технологию Dopeless® самым оптимальным техническим решением для сухих бессмазочных соединений, используемых в самых сложных условиях эксплуатации на шельфовых и наземных буровых установках.

www.tenaris.com/tenarishydril

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА WEST SIBERIAN PLATFORM

SIBERIAN PLATFORM

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА

СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА

NYADOYAKHSK BLOCK НЬЯДОЯХСКИЙ БЛОК

Tyumen SG-6 Тюмень СГ-6

SW Юго-Запад

TUTONCHAN BLOCK ТУТОНЧАНСКИЙ БЛОК

C-P

0 R-Pz

Pz 3

V Pz 2

Pz 3

V V V

Pz 2 V

R-Pz

NE Северо-Восток

V Pz 3

Pz +

V V

+ T

V R V

Pz 1-2

Mz 2-3

Pr 1 Ar 2

PUTORAN BLOCK ПУТОРАНСКИЙ БЛОК

Mz-Cz Pz

KOLPASHEV BLOCK КОЛПАШЕВСКИЙ БЛОК

OB’ - TAZ ZONE ОБЬ-ТАЗОВСКАЯ ЗОНА

TUNGUSSKA RIFT SYSTEM ТУНГУССКАЯ РИФТОВАЯ СИСТЕМА

TAIMYR RIFT

NADYM BLOCK НАДЫМСКИЙ БЛОК

YENESEI FOLD BELT ЕНИСЕЙСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ ПОЯС IGARO-NORIL’ RIFT

CENTRAL WEST SIBERIAN FOLD BELT ЦЕНТРАЛЬНО-ЗАПАДНО-СИБИРСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ ПОЯС

Pr 1 + +

Ar 2

0 10 20

50 Km

50 0 Kilometres

100 Километры

Global lithospheric structural boundary Планетарная литосферная структурная граница Regional structural boundary Региональная структурная граница Regional structural boundary (less deep) Региональная структурная граница (менее глубокая) Surface of consolidated basement Поверхность консолидированного фундамента Boundary between crustal layers Границы между слоями коры Other boundaries Другие границы Moho Поверхность Мохоровичича Zones of regional strike-slip faulting at depth Зоны региональных сдвигов со смещением по простиранию на глубине Zones of regional strike-slip faulting at surface Зоны региональных сдвигов со смещением по простиранию на поверхности

Line of section shown on Enclosure 2 - Линия разреза из Приложения 2

+ Collisional granites Коллизионные граниты Volcanics Вулканическая порода Late Archaean greenstone belt Позднеархейский зеленокаменный пояс Upper crust “granite-metamorphic” layer Верхний «гранито-метаморфический» слой коры Middle crustal layer Средний слой коры Lower crustal layer Нижний слой коры Lower crust mixed with upper mantle Нижний слой коры смешанный с верхней мантией Upper mantle Верхняя мантия

Volcani-sediments of intra-continental rift origin Вулканогенно-осадочные породы внутриконтинентального рифта Oceanic crust (ophiolites) Океаническая кора (офиолиты) Island arc and marginal sea formations Островная дуга и береговые морские формирования Molasse Молассо Intracontinental sedimentary basin Внутриконтинентальный осадочный бассейн Intracontinental sedimentary basin with coal-bearing clastic formations Внутриконтинентальный осадочный бассейн с угленосными обломочными формациями Basic and ultrabasic intrusions Основные и ультраосновные магматические образования Passive continental margins & cover of microplates Пассивная континентальная окраина и покровы микроплит

Part of Berezov - Ust’-Maya geotraverse (after Egerov, A. S. and Chistyakov, D. N., 2003) Часть Березово-усть-майского геотраверса (по материалам Егорова А.С. и Чистякова Д. Н., 2003)

Приложение 3: Толкование геофизического траверса северо-восточной окраины западносибирского бассейна Enclosure 3: Interpreted geophysical traverse through the northeastern margin of the West Siberian Basin генетических блоков (Приложение 2-4 (Егорова и Чистякова, 2003); (Сурков и Смирнов, 2003)). Здесь показаны Уральский пояс складок, система пояса складок Центральной Западной Сибири, Казахстанский пояс складок, включая зоны Салима и Иртыша, Саяно-Алтайский пояс складок и Енисейский пояс складок. Краткое описание этих поясов складок приведено ниже. Следует отметить, что, ввиду отсутствия обнаженных пород и значительной глубины палезойских и более старых залежей в частях ЗСБ, сведения об этих глубинных горизонтах ограничены. Уральский пояс складок На основании гравиметрических и магниторазведочных данных, с учетом ограниченных данных бурения, можно предположить, что это является в принципе продолжением системы уральских складок, обращенных на юг и запад. СЮ-направление Тагил-Магнитогорской зоны (Приложения 2 и 4) может быть прослежено под Мезозойским-Кайнозойским покрывалом, где включены ранние и средние палеозойские пояса спилито-кератофировой свиты горных пород, порфировые долериты и карбонаты, что связано с многочисленной основной и ультраосновной интрузией. На восток простирается зона Шеркала,

20 ROGTEC

zone (including the Talitsk zone) which curves around in the north to a NE-SW orientation, and marks the eastern limit of the Urals basement block (Enclosure 2). The Sherkala zone is similar according to gravimag data to the Magnitogorsk zone, and it appears to be a northward continuation of the East Urals synclinorium. Between the Tagil-Magnitogorsk and the Sherkala zones is the East Urals Block (or East Urals anticlinal zone), a northward continuation of the Mugodzhar anticlinorium, and this passes in turn into the Isetsk-Saldinsk anticlinal zone. It includes the Sartyn’insk and North Sos’va anticlinoria. These structures have Precambrian gneiss complexes at their core, intruded by late Palaeozoic granitic plutons, and with metamorphosed Ordovician to Silurian volcanics and sediments around their flanks (Enclosure 4). Central West Siberian Fold System This basement block underlies the central part of the West Siberian Basin (Enclosures 2 & 4). In the south of this block the late Palaeozoic Kalba-Narym and Tom’-Kolyvan fold belts outcrop. The central part of the block comprises a series of sub-parallel anticlinal zones (Novosibirsk, Pyl’Karaminsk, Taz and others), separated by basins infilled by late Palaeozoic sediments (the Upper Tol’kinsk and Chekov troughs and the Yugan-Pokur and Nyurol’ basins). The Nyurol’ Basin hosts the only significant oil-producing Palaeozoic reservoirs known in the WSB (Section II.2.1.1). www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION включая зону Талицка, которая сворачивает на севере по направлению СВ – ЮЗ, и отмечает восточную границу блока Уральского фундамента (Приложение 2). Зона Шеркала, согласно данным гравиметрической и магнитной разведок, схожа с Магнитогорской зоной, и является продолжением на север Восточно-Уральского синклинария. Между Тагило-Магнитогорской зоной и зоной Шеркала находится Восточно-Уральский блок (или ВосточноУральская антиклинальная зона), которая является продолжением на север Мугоджарской антиклинали, что в свою очередь переходит в антиклинальную зону Исетск-Салдинск, которая включает антиклинали Сартыньинск и Северная Сосьва. Эти структуры имеют докембрийские комплексные соединения гнейса в своем ядре с интрузией изверженных горных пород позднего палеозойского периода и метаморфизованные вулканические породы и отложения ордовикского и силурийского периодов вокруг крыльев складок (Приложение 4). Система складок Центральной Западной Сибири Этот фундаментный блок залегает под центральной частью Западно-Сибирского бассейна (Приложения 2 и 4). На юг от этого блока на поверхность выходят пласты пояса складок позднего палеозойского периода Калба-Нарим и Томь-Коливан. Центральная часть блока состоит из серии субпараллельных антиклинальных зон (Новосибирск, ПыльКараминск, Таз и других), разделенных бассейнами, заполненными отложениями позднего палеозойского периода (Верхне-Толькинский и Чеховский ковши, Юган-Покурский и Ньюрольский бассейны). На территории Ньюрольского бассейна находится единственный значительный нефтеносный резервуар палеозойского периода, известный в ЗСБ (Раздел II.2.1.1). Новосибирская и другие антиклинальные зоны, также как и Кальба-Нарим и Томь-Каливан, образовались вследствие изменения состояния осадочных бассейнов, заполненных породами раннего девонского периода. Отложения, относящиеся к девонскому периоду и раннему каменноугольному периоду, смешанные терригенные и карбонатные отложения, были интрудированы гранитами позднего палеозойского периода во время современных столкновений. Поэтому колонка породы Новосибирской зоны состоит из гранита с серией метаморфизованных песков и глинистых пород девонского и раннего каменноугольного периодов. Сравниваемые структуры фундаментов можно отследить в северном направлении через пояс складок Центральной Западной Сибири до «антиклинали Северного Ямала» на полуострове Ямал. Более подробная информация по каждому фундаментному блоку системы складок Центральной Западной Сибири приведена в работах Суркова и Смирнова (2003). www.rogtecmagazine.com

The Novosibirsk and other anticlinal zones, like those of Kalba-Narym and Tom’- Kolyvan, resulted from inversion of sedimentary basins infilled from the early Devonian. The Devonian to Early Carboniferous deposits, mixed clastics and carbonates, were intruded by late Palaeozoic granites during contemporary collisions. The Novosibirsk zone is therefore cored by granite, within a sequence of metamorphosed Devonian and Early Carboniferous sands and shales. Comparable basement structures can be traced northwards through the Central West Siberian Fold Belt as far as the “North Yamal inversionary anticlinorium” on the Yamal peninsula. Further specific detail on individual basement blocks within the Central West Siberian Fold System is provided by Surkov and Smirnov (2003). Kazakhstan Fold Belt (including the Salym and Irtysh zones) This basement block is approximately triangular in plan beneath the West Siberian Basin, with its apex in the north, and lies between the Pre-Urals block in the west and the Central West Siberian Block in the east (Enclosure 2). The Kazakhstan Fold Belt is composed, on the basis of drilling and geophysical data, of a series of anticlinoria and superimposed basins filled with Devonian to Carboniferous (and possibly Early Permian) deposits. The Ural-Kazakh Trough runs along the boundary between the Kazakhstan Fold Belt and the Pre-Urals block to the west (not developed in the line of section depicted in Enclosure 4, which crosses the northern apex of the Kazakhstan block). The Urals-Kazakh Trough, which forms a positive gravity and magnetic zone, is filled with Devonian and Early Carboniferous volcanics and mixed clastic and carbonate deposits. It is divided into internal (to the west) and external zones, separated by the Kustanai deep fault (thought to be a major strike-slip suture; Enclosure 2) associated with hyperbyssal diorites. The internal zone, on the Uralian side, comprises mainly deformed and metamorphosed Carboniferous volcanics and sedimentary deposits; the external zone contains a less deformed sedimentary succession. In the northern apex area of the Kazakhstan Fold Belt lies the Khanty-Mansi block (Enclosures 2 & 4). It is thought to be an ancient continental fragment, and in the south comprises mainly gneisses of possibly early Proterozoic age. Much of the block is composed of highly deformed schists (quartz-mica, quartz-graphite, and other greenschist facies lithologies) with numerous granitic intrusions. In plan the block appears to be composed of a complex mosaic of individual structural blocks, in which a number of basinal areas are filled with a variety of midPalaeozoic carbonate, clastic and volcanic deposits. The approximately NW-SE-trending series of structures between and including the Irtysh and Salym structural zones (Enclosure 2) are thought to be a northwestern extension of the Chingiz-Tarbagatai fold system which outcrops in the Kazakh uplands to the south. By

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА

WEST SIBERIAN PLATFOR

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ ПЛАТФ

BARENTS PLATFORM

URALS FOLD BELT

БАРЕНЦЕВСКАЯ ПЛАТФОРМА

УРАЛЬСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ ПОЯС

TIMAN ZONE ТИМАНСКАЯ ЗОНА

NW Северо-запад Pz 3-Mz

V-Mz

+ +

+ + +

WEST & CENTRAL URALS ZONE

UPPER-PECHORA ZONE ВЕРХНЕПЕЧОРСКАЯ ЗОНА

TIMAN-PECHORA BLOCK ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ БЛОК

Pz 3 + +

Pz 2

KHANTY-MANSIISK BLOCK

+ +

Pz 3

+ +

Pz 3 Pz 1-2

+ +V

Pz 2

Pz 1-2

+ V + + + +

O B’

ОБЬ-Т

Mz-Cz + +

Pz 2

Pz 3

Pz 1

ЦЕНТРАЛЬН

Pz 2

R Pz 2

Pz 2-3

ТАГИЛО -МАГНИТОГОРСКАЯ ЗОНА

CENTRAL -

КАЗАХСТАНСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ ПОЯС

SHERKALA EAST URALS ZONE BLOCK ВОСТОЧНО ШЕРКАЛЬСКАЯ ЗОНА -УРАЛЬСКИЙ БЛОК

TAGIL-MAGNITOGORSK ZONE

ЗАПАДНАЯ И ЦЕНТРАЛЬНАЯ УРАЛЬСКАЯ ЗОНА

KAZAKHSTAN FOLD BELT

NADYM BLOCK НАДЫМСКИЙ БЛОК

ВОСТОЧНО -ЕВРОПЕЙСКАЯ ПЛАТФОРМА

SALYM ZONE САЛЫМСКАЯ ЗОНА

EAST EUROPEAN PLATFORM

Mz-C V

V V

Pz 1-2

V V

V +

Pz 3 V V

V V

Pz 2

V V

Pz 2

V V V

30 40

100

200

300

Kilometres

400

500

Километры

Line of section shown on Enclosure 2 Линия разреза из Приложения 2 Part of Murmansk-Kyzyl’ geotraverse (after Egerov, A. S. and Chistyakov, D. N., 2003) Часть Мурманско-Кызылского геотраверса (по материалам Егорова А.С. и Чистякова Д. Н., 2003)

Приложение 4: Толкование северо-западного – юго-восточного геофизического траверса западносибирского бассейна Enclosure 4: Interpreted NW-SE geophysical traverse through the West Siberian Basin

1800

KRASNOSOL’KUP HOMOCLINE

SURGUT ARCH СУРГУТСКОЕ ПОДНЯТИЕ

КРАСНОСЕЛЬКУПСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

Samotlor-59 Самотлор-599

1900

Samotlor-104 Самотлор-1047

Sorominsk-283 Сороминск-283

Enitorsk-154 Enitorsk-152 Enitorsk-871 Khokhryakovsk-7 Khokhryakovsk-58 Ениторск-154 Ениторск-152 Ениторск-871 Хохряковское-7 Хохряковское-58

Ershov-170 Ершов-170

PRE’ YENISEI HOMOCLINE ПРЕДЕНИСЕЙСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

OB’-VASYUGAN ОБЬ-ВАСЮГАН

KRASNOSOL’KUP HOMOCLINE КРАСНОСЕЛЬКУПСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

1800

Kolyk-Egansk-23 Колык-Еганск - 23

1900 2000

2000 2100

Khokhryakov Хохряковское

Greater Samotlor

2200

Stage Ярус

Эпоха

Epoch

2300

Period Период

Carboniferous Каменноугольный

Middle Jurassic

Среднеюрский

Bajocian Bath Байосский Батский

Late Jur. Позднеюрский

Sorominsk Сороминск

2100 2200

Stavropol’sk Ставропольск

Enitorsk Ениторск

2300 2400

2400 2500

Jurassic Юрский

South Agansk Южный Аганск

Ershov Ершов

2500

2600 2700 2800 2900 3300

Cv Ct

3700 4100 4500

Devonian Девонский

4900

Bazhenov Suite Баженовская свита

Late Jurassic Позднеюрский Middle Jurassic Среднеюрский

Early Jurassic Раннеюрский

5300 5700

Silurian Силурийский Ordovician Ордовикский Camb. Кембрийский

6100 6500

Late Triassic Позднетриасовый

Early Triassic Раннетриасовый

Middle Carboniferous & Permian Среднекаменноугольный и Пермский Middle Carboniferous Среднекаменноугольный

Early Carboniferous Раннекаменноугольный Late Devonian Позднедевонский

6900

Middle Devonian Среднедевонский Early Devonian Раннедевонский

Line of section shown on Enclosure II.1

Линия разреза из Приложения II.1

After Kirda, N. P. (2005)

По материалам Кирда Н.П. (2005)

Sandstone Песчаник

Silurian Силурийский

Siltstone Алевролит

Ordovician Ордовикский

Limestone Известняк

Cambrian Кембрийский

Marl Глинистый известняк

Volcanics Вулканический

Приложение 5: Поперечный разрез юрского, триасового и палеозойского периода центральной части западносибирского бассейна (Сургутское поднятие до его восточной окраины). Упрощенная и предположительная глубокая стратиграфия и тектоника Enclosure 5: Cross section of the Jurassic, Triassic and Palaeozoic from the Central West Siberian Basin (Surgut Arch to its eastern margins ). Deeper stratigraphy and structure is simplified and conjectural

22 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

ФОРМА

WEST SIBERIAN FOLD BELT

ALTAI-SAYAN FOLD BLOCK

ZONE

MEZHEV’E-NYUROL’ BLOCK

KOLPASHEV BLOCK КОЛПАШЕВСКИЙ БЛОК

БЛОК МЕЖЕВЬЕ-НЬЮРОЛЬ

IPATOVSKAYA ZONE ИПАТОВСКАЯ ЗОНА

- TAZ

ТАЗОВСКАЯ ЗОНА

АЛТАЕ-САЯНСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ БЛОК KUZNETS BLOCK КУЗНЕЦКИЙ БЛОК

НО-ЗАПАДНО-СИБИРСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ ПОЯС

KUZNETS-ALATAU ZONE ЗОНА КУЗНЕЦКИЙ АЛАТАУ

Pz 3 Pz 1-2

Mz-Cz V

Pz 2 V

V V V

V V

Pz 3 V

Pz 1-2

Pz 2

Mz V

+ Pz 2 +

R-Pz

+ Pz 2 +

V Pz 2

R-Pz

1-2

Pz 1 V

+ V + +

V V

+ V

Pz 1 +

Pz 1-2

TUVA BLOCK ТУВИНСКИЙ БЛОК

WEST SAYAN ZONE ЗАПАДНО-САЯНСКАЯ ЗОНА

SE Юго-восток Pz 2

Mz-Cz

Pz 1

MINUSINSK BLOCK МИНУСИНСКИЙ БЛОК

+ ++ +

++ + + + ++ + + + + D 2-3 + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + C -O + + 1 + + + 2 + + + + + + + C 2-O 1 + + R + + + + + R R + + + +

Pz 2 Pz 2

Pz 1

R-Pz +

V V

+ +

+ V

Pz 2

J +

Pz 1-2 Pz 1

+ + +

C 2-O 1

Pz 1 V V

+ + ++ +

D2 +

+ +

0 10

C 2-O 1

Pz 1-2

30 40 50

Казахстанский пояс складок (включая зоны Салима и Иртыша) Этот фундаментный блок, приблизительно треугольной формы, залегает под ЗападноСибирским бассейном, с вершиной антиклинали на севере, и расположением между предуральским блоком на западе и Центральным Западно-Сибирским бассейном на востоке (Приложение 2). Казахстанский пояс складок составлен на основании данных бурения и геофизических исследований серий антиклинальных и совмещенных бассейнов, заполненных породами от девонского до каменноугольного периодов, и возможно, породами раннего Пермского периода. Урало-Казахский ковш проходит по границе между Казахстанским поясом складок и предуральским блоком на запад (не разработан в линии разреза, как показано в Приложении 4, которая пересекает северную вершину антиклинали Казахстанского блока). Урало-Казахстанский ковш, который образует положительную гравитацию и зону магнитной аномалии, заполнен отложениями вулканического www.rogtecmagazine.com

Volcanics and sediments of intra-continental rift origin Вулканогенные и осадочные породы внутриконтинентального рифта Oceanic crust (ophiolites) Океаническая кора (офиолиты) Island arc and marginal sea formations Островная дуга и береговые морские формирования Molasse Молассо Intracontinental sedimentary basin Внутриконтинентальный осадочный бассейн Intracontinental sedimentary basin with coal-bearing clastic formations Внутриконтинентальный осадочный бассейн с угленосными обломочными формациями Basic and ultrabasic intrusions Основные и ультраосновные магматические образования Passive continental margins & cover of microplates Пассивная континентальная окраина и покровы микроплит

analogy with the latter it is interpreted as comprising a series of structures thrust over one another towards the Kokchetav block in the southwest. Where more uplifted blocks have been penetrated by drilling they comprise volcanic rocks metamorphosed to greenschist facies, with granitic intrusions; these structures have been traced in the subsurface as linear gravity and magnetic anomalies. The NW-SE trending Tara- Muromtsev trough, lying between two of these linear structures, is filled by mid- to late Palaeozoic deposits, and locally with highly metamorphosed early Palaeozoic lithologies. Altai-Sayan Fold Belt This block, in the southeast of the region (Enclosure 2), is largely outcropping, although its northwestern apex dips beneath the Mesozoic cover. It is thought essentially to comprise a series of Palaeozoic basement ridges, which can be traced as positive linear gravitational and magnetic anomalies, with intervening basins filled with up to 2 km of later Palaeozoic deposits. Wells have penetrated Early and Middle Devonian volcanics, and clastic sediments of Carboniferous and, possibly, Permian age. Red-bed deposits of possibly Middle Devonian age have also been encountered.

ROGTEC 23

РАЗВЕДКА E

Tyumen Superdeep Well SG-6 Тюменская сверхглубокая скважина СГ-6

5600 5700

2.5

5800

T1 2 T1 T2 1 T4 2 T4

5900

6100

V V

4.0

V V

4.5

V V

Time (sec)

Key to interpreted seismic section Обозначения сейсмического разреза

Время (сек)

6200 6300

6600

6700 Key to well section Обозначения разреза скважины

V VV V V V V V

Source: Kazakov, A. M. et al., 2000

Conglomerate/gravel Обломочная порода / гравий Sandstone and coarse siltstone Песчаник и крупнозернистый алевролит Siltstone and mudstone Алевролит и аргиллит Basic extrusive igneous rocks Основные вулканические магматические породы Tuffs and tuffaceous rocks Туф и туфогенные породы Intervals without core recovery Сечение без извлечения керна Flora Флора Spore & pollen assemblages Споровые и пыльцевые формации

6800 6900 7000

V V

T 2-3

T 1-2 V

. ... . .. . .. .

6500

Fault Сдвиг Major reflective horizon Основная отражающая граница Cretaceous clinoform strata Клиноформы пласта мелового периода Bazhenov Suite Баженовская свита Early-Middle Jurassic Ранне-средний юрский период Triassic Tampei Series (clastic) Триасовая тампейская толща (обломочная) Triassic Turinskaya Series (volcanic) Триасовая туринская толща (вулканическая) Palaeozoic folded basement Палеозойский складчатый фундамент

T 2-3

6400 V

V V

6000

3.5 V

TampeisSeries Тампейская толща

3.0

Beregovaya Suite Береговая свита

5500

Turinskaya Series Туринская толща

V V

V V V V V V V V V V V V

V V

V V V V

7100 7200 7300 7400 7500

V V V V

V V

V V V

V V

Metres Метры

Рисунок I.3.1: Поперечный разрез Уренгойского рифта и стратиграфия Тюменской скважины СГ-6 от триасового до раннеюрского периода Figure I.3.1: Cross section through the Urengoirift, and the Triassicto Early Jurassic stratigraphy of the TyumenSG-6well происхождения и смешанными кластическими и карбонатными отложениями девонского и раннего каменноугольного периодов. Он разделен на внутреннюю (на запад) и наружную зоны и отделен Кустанайским глубинным переломом, который считается крупнейшим горизонтальным смещением (Приложение 2), связанным с гипербиссальными диоритами. Внутренняя зона, с уральской стороны, состоит из большей части деформированных и метаморфизованных вулканических отложений каменноугольного периода и осадочных отложений; наружная зона содержит менее деформированную осадочную последовательность. В зоне северной вершины антиклинали Казахстанского пояса складок находится блок ХантыМанси (Приложения 2 и 4). Предполагается, что этот блок представляет собой древний отрезок континента и на юге состоит в основном из гнейса возможно, раннего протезеройского периода. Большинство блоков составлено из сильно деформированного кристаллического сланца кварцевой слюды, кварцевого графита) и прочих разновидностей литологических зеленокаменных пород со

24 ROGTEC

Yenisei Fold Belt The Yenisei Fold Belt lies in the east, alongside the Siberian Platform, and is characterised by Baikalian (late Precambrian) crustal structures (Starosel’tsev et al., 2003). The pre-Mesozoic surface of the Fold Belt dips quite uniformly westwards from the Siberian Platform towards the basin (Enclosure 3). Seismic coverage of the Yenisei Fold Belt is sparse, and its structure is known largely from gravity and magnetic surveys. Several ancient “massifs” have been recognised, including the Upper Keta massif in the southern part of the Fold Belt, and the Nadoyakh massif in the north. There are also several elongate thrust-bounded basins, filled with supposed Palaeozoic deposits; the deep Kassk survey well penetrated Devonian deposits similar to those which outcrop in the west of the Siberian Platform. The Lemok-1 stratigraphic well, drilled beside the River Syma, penetrated (oil-bearing) Cambrian deposits at depths between 1200-4200 m, comprising an upper red-bed section of siltstones and claystones, and a lower carbonate section similar to Early Cambrian deposits in the South Tungusska area (Surkov and Smirnov, 2003; Zadoenko et al., 2004). Note that Permian (and possibly www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION множеством гранитных внедрений. На плане видно, что блок состоит из комплексной мозаики отдельных структурных блоков, где множество бессточных участков заполнены различными карбонатными отложениями среднепалеозойского периода, кластическими и вулканогенными отложениями. Свиты пластов между СЗ – ЮВ направлением и включая структурные зоны Иртыша и Салима (Приложение 2) предполагается, что являются северо-западным продолжением системы складок Чингиз-Тарбагатай, которая выходит на поверхность на Казахской возвышенности на юге. По аналогии с последним, предполагается, что она содержит серию пластов, находящих друг на друга в направлении Кокчетавского блока на юго-западе. Там, где больше поднятых блоков было пройдено бурением, образуется изверженная вулканическая порода, метаморфизованная в зеленосланцевую фацию с гранитными внедрениями; такие структуры зафиксированы в подземном пласте как магнитная аномалия. Тара-Муромцевский ковш, простирающийся между этими двумя линейными структурами и направленный ЮВ-ЮВ, заполнен отложениями пород от среднего до позднего палеозойского периода, с высоко метаморфизованными осадочными породами раннего палеозойского периода. Саяно-Алтайский пояс складок Основная часть этого блока, на юго-востоке региона (Приложение 2), выходит на поверхность, хотя его северо-западная вершина антиклинали уходит вниз под мезозойское покрывало. Предполагается, что он в основном состоит из гряды хребтов фундамента палеозойского периода, который прослеживается как положительная линейная гравитационная и магнитная аномалия с бассейнами заполненными до 2 км отложениями пород палеозойского периода. Скважины прошли через отложения вулканического происхождения раннего и среднего девонского периодов, кластические отложения каменноугольного и, возможно, пермского периодов. Красноцветные отложения, возможно, среднего девонского периода, также были обнаружены. Енисейский пояс складок Енисейский пояс складок располагается на востоке, вдоль Сибирской платформы, и характеризуется байкальским (позднего докембрийского периода) строением земной коры (Старосельцев и другие, 2003). домезозойская поверхность пояса складок погружается довольно равномерно на запад от Сибирской платформы по направлению к бассейну (Приложение 3).

Permian) deposits have rarely been encountered within the WSB. This was probably a result at least in part of orogenic uplift caused by collisions of various continental plates, not least that associated with the final closure of the Ural Ocean (Fig. I.2.2). However, regional uplift may also have been associated with the development beneath the northern WSB of a major mantle plume, which caused rifting and massive trap volcanism at around the PermianTriassic boundary (Section I.3.1). Subsequent thermal subsidence during the Mesozoic and Tertiary was probably the main control on the development of the West Siberian Basin.

и магнитной разведок. Идентифицировано несколько древних массивов, включая массив Верхней Кеты в южной части пояса складок, и массив Надоях на севере. Кроме того, имеется несколько растянутых, наполненных, предположительно, палеозойскими месторождениями; глубокие хорошо исследованные Девонские месторождения, аналогичные тем, которые выходят на поверхность в западной части Сибирской платформы. Стратиграфическая опорная скважина Лемок-1, пробуренная рядом с рекой Сума, проникла в нефтеносные Кембрийские залежи на глубине 1200 – 4200 м, состоящие из верхних красноцветных отложений алеврита и аргиллита и низких карбонатных отложений, аналогичных залежам раннего кембрийского периода на юге Тунгусского района (Сурков и Смирнов, 2003; Задоенко и др., 2004). Примечательно, что Пермские отложения редко встречаются на территории ЗСБ. Это, возможно, явилось результатом, по крайне мере частичным, горообразующего подъема, вызванного столкновением литосферных плит, и которое не в самую последнюю очередь связано с окончательным закрытием Уральского палеоокеана (Рис. I.2.2). Тем не мене, региональный горообразующий подъем мог также быть связан с развитием под северной частью ЗСБ крупного магматического выброса, что привело к раскалыванию и массивной ловушке вулканических процессов на пермско-триаской границе (Раздел I.3.1). Последующее термальное осаждение во время мезозойского и третичного периодов было, возможно, основным объектом контроля при разработке Западно-Сибирского бассейна.

Объем сейсмических исследований Енисейского пояса складок довольно скуден, а его строение в основном известно на основании гравиметрической www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 25

РАЗВЕДКА

Каспийское море: морфометрические характеристики и стохастическое моделирование Часть 2

Caspian Sea: Morphometrics & Stochastic Modelling Part 2

Во 2 части этой статьи, впервые опубликованной в мартовском номере Журнала ROGTEC 2010 года, мы рассматриваем результаты и заключения статистического анализа морфометрического и статистического моделирования Каспийского моря Олибий Йшола - biyiishola@yahoo.com

Результаты и заключения Данные, полученные на основании замеров, показывают, что протяженность русла дельты Волги составляет от 0,28 до 24,03 км, со средней длиной 5,41 км (Рис 5a). Средняя длина русла иерархической группировки колеблется между 1,32 и 18,06 км. Величины средних протяженностей самые высокие в иерархии 3, а самые низкие вниз по 15 иерархии русла, что указывает на некоторое сокращение средней протяженности вниз по иерархии (Таблица 5.1). Среднее отклонение протяженности русла (L) составляет 4,38 км (Приложение 1). Стандартное отклонение колеблется между 0,3 и 4,72 км в иерархических группировках, с самым высоким значением наверху иерархии и самым низким значением у основания (Таблица 5.1). Извилистость русел дельты Волги колеблется от 1 до 1,5, тогда как средняя величина извилистости составляет 1,1. Средняя величина извилистости иерархической группировки колеблется между 1 и 1,34 (Таблица 5.1). Величина извилистости достигает самого высокого значения в 3 иерархии, а самого низкого

26 ROGTEC

In part 2 of this article, Part 1 was first published in the March 2010 issue of ROGTEC Magazine, we look at the results & conclusions from the statistical analysis of Caspian Sea Morphometrics & Stochastic Modeling Olubiyi Ishola - biyiishola@yahoo.com

Results & Conclusions The measured data reveals that the Volga delta channel ranges from 0.28 to 24.03 km in length, with a mean length of 5.41 km (Fig 5a). The mean channel length of the hierarchy grouping ranges between 1.32 and 18.06 km. The values of the mean lengths are highest up in hierarchy 3, and lowest down the channel hierarchy 15, indicating that there are some decrease in mean length down the hierarchy (Table 5.1). The standard deviation of the length of the channel (L) is 4.38 km (Appendix 1). The standard deviation ranges between 0.3 and 4.72 km in the hierarchy groupings, with the largest value at the top of the hierarchy and the lowest at the base (Table 5.1). The sinuosity of the Volga delta channels range from 1 to1.5, with a mean sinuosity of 1.1. The mean sinuosity of the hierarchy grouping ranges between 1 and 1.34 (Table 5.1). The sinuosity value is highest in hierarchy 3 and lowest in hierarchy 15, indicating a decrease in mean sinuosity down the hierarchy. This decrease is not seen in hierarchy 11 and 12 (Table 5.1). The standard deviation for the sinuosity of the channels in the Volga delta is 0.09 (Appendix 1), and ranges from 0 to www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION значения – в 15 иерархии, указывая на понижение величины средней извилистости вниз по иерархии. Такое понижение не наблюдается в иерархии 11 и 12 (Таблица 5.1). Стандартное отклонение извилистости русел в дельте Волги составляет 0,09 (Приложение 1), и колеблется от 0 до 0,1 в группировках иерархии (Таблица 5.1). Ширина русел дельты Волги, согласно замерам, колеблется от 70 м до 833 м, тогда как средняя величина ширины составляет 248 м со стандартным отклонением 162 м. Для сравнения, данные увеличенного участка от дельты Волги (Рис 5b ) показывают колебания протяженности русла от 0,23 до 13,42 км, тогда как средняя протяженность составляет 1.61 км. Извилистость увеличенного участка колеблется от 1 до 1,33, тогда как средняя извилистость составляет 1,07. Средняя протяженность, средняя извилистость и средние отклонения русел увеличенного участка карты дельты Волги, с аналогичной иерархией, показаны в Таблице 5.2.

www.rogtecmagazine.com

0.1 in the hierarchy groupings (Table 5.1). The Volga delta channels measured ranged from 70m to 833 m in width, with a mean width of 248 m and a standard deviation of 162m. In comparison, the data from the enlarged section worked on from the Volga delta (Fig 5b) reveals a range of 0.23 to 13.42 km for channel length, a mean length of 1.61 km. The sinuosity from the enlarged section ranges from 1 to 1.33 with a mean sinuosity of 1.07 The mean length and mean sinuosity and standard deviations of channels having similar hierarchy from the enlarged section of the Volga delta map are illustrated in Table 5.2. Рис 5.a Составленная карта дельты Волги с последующими доработками (Масштаб: 3,6см равно 5 км) Figure 5.a The traced out map of the Volga delta that was worked on (Scale: 3.6cm represents 5 km)

ROGTEC 27

РАЗВЕДКА

Рис 5.b Подробная карта участка с выраженной схемой распределения реки на мелкие рукава (Масштаб: 9.8см равно 5 км). Figure 5.b A map of the section looked at in detail showing a pronounced distributary pattern (Scale: 9.8cm represents 5 km).

Таблица 5.1 Среднее и стандартное отклонение протяженности (L) и извилистости для русел, имеющих аналогичную иерархию в дельте Волги Table 5.1 The mean and standard deviation of length (L) and sinuosity for channels having similar hierarchy in the Volga delta Иерархия русла Channel hierarchy

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Number of channel segments

Средняя протяженность русла (длина-L) (км) Mean of channel (lenght-L) (km)

Стандартное отклонение протяженности русла (длина-L) Standard of Deviation of channel (lenght-L)

Средняя извилистость Mean (Sinuosity)

Стандартное отклоненте извилистости Standard Deviation Sinuosity

1 13 16 27 32 41 37 38 26 19 15 2 2

18.06 6.81 5.48 6.76 5.24 4.76 6.12 4.26 6.32 5.14 4.14 2.92 1.32

4.72 4.91 4.53 4.44 3.42 4.87 3.45 5.60 4.05 2.63 1.38 0.30

1.34 1.18 1.14 1.14 1.1 1.08 1.07 1.07 1.09 1.12 1.1 1.1 1

0.1 0.12 0.12 0.09 0.06 0.08 0.05 0.07 0.10 0.08 0.28 0

Кол-во участков реки между устьями 2 соседних притоков

Таблица 5.2 Среднее и стандартное отклонение протяженности (L) и извилистости для русел, имеющих аналогичную иерархию на увеличенной части изображения дельты Волги Table 5.2 The mean and standard deviation of length (L) and sinuosity for channels having similar hierarchy in the enlarged part of the Volga delta image Иерархия русла Channel hierarchy

Кол-во участков реки между устьями 2 соседних притоков Number of channel segments

Средняя протяженность русла (длина-L) (км) Mean of channel (lenght-L) (km)

Стандартное отклонение протяженности русла (длина-L) Standard of Deviation of channel (lenght-L)

Средняя извилистость Mean (Sinuosity)

Стандартное отклоненте извилистости Standard Deviation Sinuosity

10 11 12 13 14 15 16 17 18

2 7 12 15 16 15 7 4 2

4.46 2.72 2.52 1.73 1.1 1.16 0.68 1.11 0.39

3.93 3.97 3.69 1.31 0.63 0.60 0.44 0.82 0.11

3.93 1.05 1.08 1.08 1.09 1.07 1.04 1.09 1

1 0.07 0.08 0.09 0.09 0.05 0.08 0.07 0

28 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

¢»¿»ÒÃ ÌÀ¾É¿ÈÚÓÈÀ¾É ¿ÈÚ ¢»½ÍË»ÓÈÃÀ ËÀÓÀÈÃÚ

ÉÌÊÉÆ×ÂÎÄÍÀÌ× ÈÉ½ÖÇ ÌÍ»È¿»ËÍÉÇ ½ ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÃ ÃÂÇÀËÀÈÃÚ ÇÈÉ¾ÉÏ»ÂÈÖÐ Ê»Ë»ÇÀÍËÉ½

¬Í»È×ÍÀ Ì½Ã¿ÀÍÀÆÀÇ ÀÔÀ É¿ÈÉ¾É Ó»¾» ½ ÊÀËÀ¿É½ÖÐ ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÚÐ ªÉÌÀÍÃÍÀ WWW ROXAR COM ZECTOR ÃÆÃ É¼Ë»ÍÃÍÀÌ× ÊÉ »¿ËÀÌÎ ZECTOR ROXAR COM

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

РАЗВЕДКА Графики протяженности в сопоставлении с извилистостью, иерархии в сопоставлении с извилистостью, иерархии в сопоставлении с шириной и извилистости в сопоставлении с шириной рукавов дельты представляет рассредоточенную диаграмму. Диапазон значений коэффициента детерминации R-квадрата на диаграммах ниже колеблется между 0,002 и 0,12. Результаты столбчатой диаграммы и интегральной кривой распределения протяженности, ширины, иерархии и извилистости русел в дельте Волги показаны на графиках ниже.

The plots of length versus sinuosity, length versus hierarchy, hierarchy versus sinuosity, hierarchy versus width and sinuosity versus width of the Volga delta channels all gives a scattered graph. The R-squared values of the graphs below ranges between 0.002 and 0.12 The results of the bar chart and cumulative frequency curve of the length, width, hierarchy and sinuosity of channels in the Volga delta are shown on the plots in the figures below.

Рис 5.2: Гра Fig 5.2: Plot of Channel Hierachy Vs. Sinuosity of the Volga Delta

Рис 5.1: Гр Fig 5.1: Plot of Channel Length Vs. Sinuosity of the Volga Delta 16

Серия 1 Линейная зависимость (серия 1) Series 1 Linear (Series 1)

20 18 16 14 12 10 8 6 4

14 12 10

R2 = 0.0439

6 4 2

1.1

1.2

1.3 1.4 Извилистость - Sinuosity

1.5

1.6

Рис 5.4: Гр Fig 5.4: Plot of Sinuosity Vs. Channel width of the Volga Delta

1.1

1.2

1.3 1.4 Извилистость - Sinuosity

1.5

1.6

Рис 5.5: График протяженности русла относительно иерархии русла Fig 5.5: Plot of Channel Length Vs. Channel heirachy

1.5 S vs CW Линейная зависимость (S vs CW) S vs CW Linear (S vs CW)

1.4 1.35 1.3 1.25 1.2 1.15 1.1

y = -7E-05x + 1.0881 R2 = 0.0171

1.05

Протяженность русла (км) - Channel length (km)

1.45

Извилистость - Sinuosity

y = -5.9725x + 15.235

2 0

Серия 1 Линейная зависимость (серия 1) Series 1 Linear (Series 1)

10 y = -0.2415x + 7.5203 R2 = 0.019

0 70

140

210

280

350 420 490 560 630 Ширина русла (м) - Channel width (m)

700

770

Предел разрешения данных 70 м или ниже Limit of data resolution 70 m or less

7 9 11 Иерархия русла - Channel Heirachy

Рис 5.12: График протяженности русла относительно иерархии русла увеличенной части дельты Волги Fig 5.12: Plot of Channel Length Vs. Channel hierarchy of the enlarged part of the Volga Delta

Рис 5.6: График протяженности русла относительно ширины русла дельты Волги Fig 5.6: Plot of Channel Length Vs. Chennel Width of the Volga Delta 26

24 Серия 1 Линейная зависимость (серия 1) Series 1 Linear (Series 1)

22 20 18 16 14 12

y = 0.0012x + 5.688

R2 = 0.0021

8 6 4 2 0 70

140

210

280 350 420 490 560 Ширина русла (м) - Channel width (m)

Предел разрешения данных 70 м или ниже Limit of data resolution 70 m or less

30 ROGTEC

630

700

770

840

Протяженность русла (км) - Channel length (km)

Серия 1 Линейная зависимость (серия 1) Series 1 Linear (Series 1)

24 Иерархия русла - Channel Hierachy

Протяженность русла (км) - Channel Length (km)

Серия 1 Линейная зависимость (серия 1) Series 1 Linear (Series 1)

13 12 11 10 9 8 7

y = -0.3981x + 7.0929

R2 = 0.1196

5 4 3 2 1 0 10

Иерархия русла - Channel Hierarchy

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION /FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

ION ADVERT /FFSHORE SERVICES

SUBSEA ROCK INSTALLATION SEABED INTERVENTION WORKS LANDFALL CONSTRUCTION 30- INSTALLATION '"3 INSTALLATION

www.rogtecmagazine.com

6AN /ORD /FFSHORE BV

0/ "OX

!, 'ORINCHEM

% AREA OFF VANOORD COM

4HE .ETHERLANDS

) WWW VANOORD COM

ROGTEC 31

РАЗВЕДКА Рис 5.13: График иерархии русла относительно извилистости увеличенной части дельты Волги Fig 5.13: Plot of Channel Hierachy Vs. Sinuosity of the enlarged part of the Volga Delta

Примечание: Значения R2, полученные на основании диаграмм разброса, наводят на мысль, что не существует тесной взаимосвязи между переменными характеристиками; протяженность, извилистость и ширина, как значения R2 -все приблизительно равны нолю, что дает основания полагать, что эти переменные могут рассматриваться независимо при построении модели бассейна.

19 Серия 1 Линейная зависимость (серия 1) Series 1 Linear (Series 1)

Иерархия русла - Channel Hierachy

18 17 16 15

y = -1.5187x + 15.393

R2 = 0.041

Note: The R2 values obtained from the scatter plots all suggest that there is no strong relationship between the variables; length, sinuosity and width, as the R2 values are all approximately zero. This implies that these variables can be treated independent when building a reservoir model.

12 11 10 1.1

1.15 1.2 Иерархия русла - Sinuosity

1.25

1.3

1.35

Извилистость уменьшается по мере повышения иерархии Sinuosity decreases as we move up the hierarchy

100%

90%

14 12

Частота - Frequency

80%

Серия 6 Серия 7 Series 6 Series 7

70% 60%

50% 8

40%

30%

100%

90%

20 Частота ширины Накопленная частота, % Freq W Cum Freq %

18 16 14

80% 70% 60%

50%

40%

30%

20%

10%

2 0

6 6. 5 7 7.7 5 8. 25 8. 7 9. 5 7 10 5 .2 5 11 11 . 5 12 .7 13 5 . 13 25 .7 5 14 .5 15 16 1 18 7 .2 5 21 24 .2 5

0 4 4. 5 5 5. 5

10%

3 3. 5

2 2. 5

20%

0. 5 1 1.5

Рис 5.8: Столбчатая диаграмма и кривая накопленной частоты, отражающие распределение ширин русел в дельте Волги Fig 5.8: Bar chart and Cumulative frequency showing width distribution of the Volga delta channels

Частота - Frequency

Накопленная частота, % - Cumulative Frequency (%)

Рис 5.7:Столбчатая диаграмма и кривая накопленной частоты, отражающие распределение протяженностей русел в дельте Волги Fig 5.7: Bar chart and Cumulative frequency showing distribution of the Volga delta channels

140

210

280

420

490

560

700

840

0% 17

Накопленная частота, % - Cumulative Frequency (%)

1.50

Ширина русла (м) - Channel Width (m)

Протяженность русла (км) - Channel Length (km)

Предел разрешения данных 70 м или ниже Limit of data resolution 70 m or less

Асимметрия = 1,6 (положительная асимметрия) Skewness = 1.6 (positivelyskewed) Рис 5.10: Столбчатая диаграмма и кривая накопленной частоты, отражающие распределение извилистости русел в дельте Волги Fig 5.10: Bar chart and Cumulative frequency curve showing sinuosity distribution of the Volga delta channels 100%

90%

80%

Freq W Cum Freq %Freq W Cum Freq %

70% 60%

30 25

Частота - Frequency

90%

80% Frequency Cum Freq Frequency Cum Freq

14 12

70% 60% 50%

40%

30%

20%

10%

30% 20%

Иерархия русла (m) - Channel hierarchy (m)

Асимметрия = 1,6 (положительная асимметрия) Skewness = 1.6 (positivelyskewed)

32 ROGTEC

1.1 2 1.1 4 1.1 6 1.1 8

20 40%

1.2 1.2 2 1.2 4 1.2 6 1.2 8 1.3 1.3 2 1.3 4 1.3 6 1.3 8 1.4 1.4 2 1.4 4 1.4 6 1.4 8 1.5

50%

1 1.0 2 1.0 4 1.0 6 1.0 8 1.1

Накопленная частота, % - Cumulative Frequency (%)

100%

Накопленная частота, % - Cumulative Frequency (%)

Рис 5.9: Столбчатая диаграмма и кривая накопленной частоты, отражающие иерархическое распределение русел в дельте Волги Fig 5.9: Bar chart and Cumulative frequency curve showing heirarchy distribution of the Volga delta channels

Извилистость - Sinuosity

Асимметрия = 1,6 (нормальное распределение) Skewness = 1.6 (Normal distribution)

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Примечание: Столбчатая диаграмма и графики накопленных частот указывают на положительную величину ассиметрии и частоты распределения для протяженности, ширины и извилистости русел в дельте Волги, и нулевую величину ассиметрии и частоты распределения (нормальное распределение) для иерархии русла.

Толкование результатов Результаты, полученные на основании статистического анализа, интерпретируются следующим образом. Значения коэффициента детерминации R- квадрата, полученные на основании диаграммы разброса, наводят на мысль, что не существует тесной взаимосвязи между переменными характеристиками протяженности, извилистости, ширины и иерархии на графике зависимости, по той причине, что значения R- квадрата, полученные для всех графиков, равны приблизительно нолю (Рисунки 5.1-5.5, и 5.11-5.13). Это дает основания полагать, что эти переменные характеристики являются независимыми и могут быть взяты как самостоятельные составляющие при построении модели бассейна. Таблица 5.1 показывает распределение средней протяженности и средней извилистости русла в дельте Волги вниз по иерархии. Значение протяженности в 3 иерархии, которое составляет 18 км, предполагает значительную протяженность русла. Средняя протяженность в пределах иерархии порядка от 4- до 13 указывает на то, что большинство русел в пределах этого диапазона иерархий составляют русла значительной протяженности, а разветвленная сеть рукавов дельты, которая указывает на движение с верхней дельтовой равнины в нижнюю. Тогда как средние и стандартные значения отклонения средней протяженности и извилистости русел в иерархии порядка от 14 до 15 указывают на русла с покровным песком или впадины. Сравнение средней протяженности 5,41 км со стандартным отклонением 4,38 км указывает на наличие обширного отклонения от средней протяженности русел в дельте Волги. Это связано с большой разницей между обоими значениями, и тем фактом, что диапазон значений для протяженности русла распределяется далеко от среднего значения. На основании значений среднего и стандартного отклонений, диапазон протяженности русла в большей части дельты Волги составляет от 1,03 до 9,79 км. Кривая распределения частот указывает на то, что протяженность большинства русел в дельте Волги является короткой, с интерквартильным диапазоном www.rogtecmagazine.com

Note: The bar chart and cumulative frequency plots indicates a positive skewness for the length, width & sinuosity of channels in the Volga delta, and a zero skewness (normal distribution) for the channel hierarchy.

Interpretation of results The results obtained from the statistical analysis are interpreted as follows; The R- squared values obtained from the scatter plots all suggest that there is no strong relationship between the variables; length, sinuosity, width and hierarchy of the Volga delta channels when plotted against each other. This is because the R-squared values obtained for all the plots are approximately zero (Figures 5.1-5.5, and 5.11-5.13). This implies that these variables can be treated as independent and can be placed as separate entities when building a reservoir model. Table 5.1 shows the distribution of the mean length and mean sinuosity of channel in the Volga delta as we move down the hierarchy. The value of the length in Hierarchy 3 which is 18 km suggests a major channel length. The mean channel length within the hierarchy order of 4 to 13 indicates that majority of channels within this range of hierarchies comprise major channels and branching network of distributaries which suggests movement from an upper to a lower deltaic plain environment. While the mean and standard deviation values of the mean length and sinuosity of channels in the hierarchy order from 14 to 15 suggests channels with sheet sands or lobes. The mean length of 5.41 km when compared with the standard deviation of 4.38 km indicates that there is a wide deviation from the mean length of channels in the Volga delta. This is due to the large difference between both values, and the fact that the range of values for the channel length is distributed far from the mean value. Based on the values of mean and standard deviation, the range of channel length in most part of the Volga delta is from 1.03 to 9.79 km. The cumulative frequency distribution indicates that majority of the channel lengths in the Volga delta are short, having an inter-quartile range of 5.25 km and median of 4 km in length (figure 5.7). The bar chart also shows a decrease in the frequency of channels with longer lengths. This suggests that the probability of getting a lower channel length is higher, while the probability of getting channels with higher length is low. The mean sinuosity of 1.1, when compared to the standard deviation of 0.09 signifies a narrow deviation, and that most

ROGTEC 33

РАЗВЕДКА

Значение извилистости русел связано с объемом пройденной воды и, впоследствии, содержанием наносов. Это является типичным для более низких дельтовых равнин и более низкой крутизны склона. Извилистость русел характеризуются от прямого до слабо извилистого контура. Пространство участка к низкой дельтовой равнине является обыкновенным, где уклоны реки и дельты русла в сторону моря низкие. Обычно, в таких средах, количество русел увеличивается, и часто имеет вилкообразный или разветвляющийся вид на плане. Такой вид является типичным для дельты Волги и виден на изображениях, полученных с помощью ИСЗ. С точки зрения формирования песчаного горизонта, отложения, заполняющие бухты, которые часто образуют клинообразные обломочные породы, находящие друг на друга и разделенные промежуточными рукавами и болотными отложениями. Это позволяет понять какой тип гетерогенности

34 ROGTEC

The Sinuosity values of the channels relates to the volume of water discharged and subsequently the sediment load. This is typical of a lower delta plain environment and lower gradient of the slope. The sinuosities of the channels are straight to low sinuous. 1.3 1.2 1.1 1.0 0

Прямой - Straight

Сравнение средней извилистости 1,1 со стандартным отклонением 0,09 указывает на незначительное отклонение, и на то, что большая часть значений извилистости русла в дельте Волги распределяется близко к среднему значению. Это связано с незначительным различием между стандартным отклонением и средними значениями. Изображение контура реки является характерным для типа с разветвленными руслами, от прямой до слабо извилистой формы. Поправки контура, замеренные как вариации извилистости тесно связаны с типом, размером и содержанием наносов (мутностью воды). Они также связаны с устойчивостью к отмели и характеристиками дебита потока. Взаимосвязь между уклоном русла и извилистостью была разработана в лабораторных опытах Шума (Schumm) и Хана (Kahn) в 1972 году. Также, на основании исследований, проведенных Саркером (Sarker) и другими в 1999, были сделаны выводы, что уклон реки уменьшается (в ответ на сокращение поступления воды и осадочных пород вверх по течению) по мере того как она становится более извилистой. Кроме того, это также подтверждает наблюдения и заключения Адамса (Adams) в 1919 году о том, что рукав дельты становится более извилистым в процессе деклинации. На основании результатов моих исследований, я прихожу к выводу, что большинство русел дельты Волги имеют высокую скорость течения.

of the sinuosity values of channels in the Volga delta are closely distributed near the mean. This is due to the small difference between the standard deviation and the mean values. The river pattern is characteristic of Straight to lowsinuosity braided channels. Pattern adjustments measured as sinuosity variation are closely related to the type, size, and amount of sediment load. They are also related to bank resistance and to the discharge characteristics of the stream. The relationship between channel slope to sinuosity in an experimental river was elaborated by Schumm and Kahn (1972). Also from a research carried out by Sarker et al (1999), it was inferred that the river reduces its slope (in response to reduction in water and sediment supply upstream) by becoming more sinuous. It also endorses the observation of Adams (1919) that a distributary becomes more tortuous during their process of declination. From my results, I can conclude that most of the channels in the Volga delta have a high discharge rate

Извилистость - Sinuosity

5,25 км и средним значением 4 км (Рис 5.7). Столбчатая диаграмма также указывает на понижение частоты русел с большой протяженностью. Это наводит на мысль, что вероятность русел с низкой протяженностью выше, тогда как вероятность русел с высокой протяженностью ниже.

Заплетенный Braided Меандрический тальвег Meandering Thalweg 0.004

0.008

0.012

0.016

0.02

Уклон - Slope

Рис 6.1: Взаимозависимость между уклоном и извилистостью для аллювиального русла, с демонстрацией пороговых изменений между различными типами русла показана на основании лабораторных исследований (Шумм и Хан, 1972 г). Figure 6.1: Experimental relation between slope and sinuosity for an alluvial channel, showing threshold changes between channel pattern types (Schumm and Kahn, 1972). The area extent to the lower delta plain is common where the seaward gradients of the river and channel delta are low. Most commonly in these environments, channels become more numerous and often show a bifurcating or anastomosing type on plan view. These patterns are typical of the Volga delta and can be seen from the satellite image. From the standpoint of the sand body formation, bay fill deposits, which often form thin clastic wedges, stacked, one on top of another and separated by inter-distributary bay and marsh deposits. This gives an insight into the type of heterogeneities to expect and input when www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 35

РАЗВЕДКА следует ожидать и учитывать при построении объектно-ориентированной модели. Кроме того, извилистость зависит от угла наклона и объема пропущенной воды, но не зависит от прочих переменных. Среднее значение иерархии 9 и стандартное отклонение 2,5 указывают на то, что существует умеренное отклонение от средней иерархии, принимая во внимание диапазон иерархий между 7 и 12. На основании столбчатой диаграммы видно, что большинство иерархий русла имеют нормальное или симметрическое распределение, с ассиметрией распределения приблизительно равной нолю (Рис 5.9). Можно заметить, что диапазон иерархий от 6 до 12 встречается наиболее часто. Это также очевидно на основании графика накопительных частот. Столбчатая диаграмма также показывает ассиметричное распределение по длине, ширине и извилистости русел в дельте Волги (Рис 5.7, 5.8, 5.10 и 5.14). Это указывает на то, что большая часть значений протяженности, ширины и извилистости русел дельты Волги находится в диапазоне низких значений, ниже среднего значения. Предел разрешения данных усложняет определение истинного среднего и стандартного отклонения ширины большинства русел в дельте Волги. Однако, на основании полученных результатов видно, что средняя ширина 248 м, при сравнении со стандартным отклонением 162 м, обнаруживает обширное отклонение от средней величины в диапазоне от 86-410 м. Большая часть ширины русла, которую невозможно замерить, подпадает под диапазон 70 м (51 м для увеличенной части) или меньше, что связано с пределом разрешения данных на изображениях дельты (Приложение 1 и 3), полученных с помощью ИСЗ. Суммарная кривая частот ширины русел в дельте Волги показывает, что около 50% русел имеют ширину от 70 м или меньше (51 м на увеличенном участке) до 140 м. Интерквартильный диапазон составляет 175 м. Также, предполагается, что вероятность русел с менее обширной широтой выше по сравнению с более широкими руслами. На основании столбчатой диаграммы и суммарной частоты извилистости на Рис 5.10, можно судить, что диапазон извилистости от 1 до 1,8 характерен для большинства русел, затем следует диапазон от 1,1 до 1,2, тогда как наименее встречающийся диапазон извилистости находится между 1,22 до 1,4. График суммарной частоты показывает, что приблизительно 50% извилистости находится в пределах 1-1,1, на основании чего можно заключить,

36 ROGTEC

constructing an object based model. Also the sinuosity is related to gradient and the volume of water discharge but independent of other variables. The mean hierarchy of 9 and a standard deviation of 2.5 indicate that there is a moderate deviation from the mean, giving a hierarchy range of 7-12. The bar chart reveals that most of the channel hierarchy have a normal (or symmetric) distribution, with the skewness approximately equal to zero (Figure 5.9). It can be seen that the hierarchy range from 6 to 12 are the most frequently occurring. This is also evident from the cumulative frequency plot. The bar charts reveal a positively skewed distribution for the length, width and sinuosity of channels in the Volga delta (Figure 5.7, 5.8, 5.10 and 5.14). This indicates that most of the length, width and sinuosity of channels in the Volga delta fall within the low values, less than the mean value. The limit of resolution of data made it difficult to determine the true mean and standard deviation of majority of the channel width in the Volga delta. But based on the result obtained, the mean width of 248 m when compared with a standard deviation of 162 m reveals a wide deviation from the mean, with a range from 86-410m. Most of the channel width that could not be measured fall within the range of 70m (51m for enlarged part) or less due to the limit of resolution on the satellite image of the delta (Appendix 1 & 3). The cumulative frequency curve of the width of channels in the Volga delta shows that about 50% of the channels have a width of 70 m or less (51 m on the enlarged section) to 140 m. The inter-quartile range is 175 m. It also implies that the probability of getting channels with lower width is higher than getting higher channels. From the bar chart and cumulative frequency of the sinuosity in figure 5.10 it can be interpreted that the sinuosity range from 1 to 1.8 for most of channels, followed by 1.1 to 1.2, while the least occurring sinuosity is between 1.22 to 1.4. The cumulative frequency plot reveals that about 50% of sinuosity fall within 1-1.1, which implies that the channels have mainly low to moderate sinuosity. Previous studies by Fielding et al, 1987 utilised dataset from width, depth and thickness of fluvial channel sandstones to show the relationship between sand body geometry and fluvial channel type. Cross plots of various channel types (such as low sinuosity channel, braided, meandering and anastomosed channels) where made to obtain width to www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Международный лидер в области производства и поставок защитных покрытий Мы занимаемся производством защитных покрытий с 1722 года

PPG Protective & Marine Coatings Непревзойденные эксплуатационные характеристики и высокий уровень защиты Компания PPG Protective and Marine Coatings ориентируется на разработку, производство и поставку защитных покрытий для решения ответственных задач в сфере морской промышленности и в отраслях, где используются защитные покрытия. Хорошо зарекомендовавшие себя продукты и технологии нашей компании обеспечивают защиту целого ряда объектов: от новых судов и техобслуживания и ремонта судов до морских платформ и нефтехимии, от гражданских сооружений и объектов инфраструктуры и энергетики до железнодорожного транспорта. Опираясь на достижения своих предшественников, мы используем накопленные знания и опыт для выпуска отличной продукции, обеспечения эффективной и результативной работы и высокого качества обслуживания.

www.rogtecmagazine.com

PPG Protective and Marine Coatings Tel: +31 (0)20 407 5227 Fax : +31 (0)20 407 5059 Email: pmcmarketing@ppg.com Website: www.ppgpmc.com

ROGTEC 37

РАЗВЕДКА что русла имеют в основном контур от слабо извилистого до умеренно извилистого. Предыдущие исследования, проведенные Филдингом (Fielding) и его группой в 1987 году на основании использования набора данных по ширине, глубине и плотности слоя речных отложений песчаника в русле, были проведены с целью демонстрации взаимосвязи между геометрией песчаного горизонта и типом речного русла. Сравнительные графики различных типов русел, таких как русел со слабо выраженной извилистостью, заплетенных, меандрических и разветвляющихся, были выполнены с целью получения соотношения ширины к плотности и глубины относительно плотности. На основании их графиков была составлена диаграмма разброса, которая указывает на отсутствие связи между плотностью и шириной русел. При сравнении с набором данных изображения русла Волги, полученных с помощью ИСЗ, большее количество параметров, таких как протяженность, ширина, извилистость, иерархия и схема дренажа русел, могут быть использованы. Однако, набор данных не предоставляет замеров плотности русел. Проблемы с морфометрией изображений, полученных с помощью ИСЗ, включают слабую разрешающую способность, и тот факт, что все, что находится между руслами, может быть основано только на предположениях и может не совсем соответствовать действительности. Программное обеспечение для моделирования бассейна Собранные данные могут быть использованы для исследований недр во время моделирования для получения общего представления пространственного распространения песчаных тел, геометрии русла и наличия связей, которые часто бывают ниже разрешающей способности сейсмической разведки и не могут быть точно предсказаны на основании необработанного материала. Различные параметры, такие как длина, извилистость и ширина могут быть внесены в модель самостоятельно, независимо от их позиции в иерархии. Морфометрический набор данных может быть использован для создания стохастической трехмерной геологической модели на основании программного продукта IRAP RMS, используя фациальное русло и прочие методы. Набор данных будет являться руководством для моделей, создаваемых в IRAP, тогда как ввод различных параметров (длины, извилистости и ширины) даст реальное отражение гетерогенности бассейна. Форма, распределение бассейна и природа

38 ROGTEC

thickness ratio and depth versus thickness. Their graph resulted in a scatter plot which shows that there is no relationship between thickness and width of channels. When compared with the dataset collected from satellite image of the Volga delta more attributes such as length, width, sinuosity, hierarchy and the drainage pattern of channels can used. However, the dataset does not provide measurements of channel thickness. Problems with morphometrics from satellite includes poor resolution of the image, and the fact that what is in between the channels can only be based on assumptions as it might not be closely related to the real scenario. Application to reservoir modelling The dataset collected can be utilised in subsurface studies during modelling to give a general idea of the spatial distribution of sandbodies, channel geometries and connectivity which are often below seismic resolution and cannot be accurately predicted on logs. Various parameters such as length, sinuosity and width can be input into the model independently, without worrying about the position they are in the hierarchy. The morphometric datasets can be used to generate a stochastic model in IRAP RMS, Petrel & other reservoir modelling software using the facies channel and other techniques. The dataset will serve as a guideline for models generated in IRAP/other modelling software as inputs of various channel parameters (Length, sinuosity and width) will give a true representation of reservoir heterogeneities. The shape, reservoir distribution and the nature of connectivity in which the dataset can be applied is typical of a low energy or mud delta, with many bifurcating distributary channels which are straight to sinuous, with discontinuous sands and mud at the shore line. This is typical of the modern Volga delta, and other examples include the Mississippi, Orinoco and Lena; all of which are river-dominated. From the dataset obtained the, possible sand body types, which may have been deposited in the system are Major channel belt sand deposits, overbank or distributary channel sand, and lobes/sheet sands with swamp or marsh deposits. In a large reservoir such as those of the productive series of the Caspian Sea, the dataset can be used to define the geometry of the Volga delta which will signify where in the reservoir distribution is a major channel sands or overbank/ branching channel sand. Based on the dataset obtained, the mean sinuosity of 1.1 can be modelled effectively in IRAP for all parts of the delta. This is due to the low standard deviation www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION взаимосвязей, в которой может быть применен набор данных является типичной для слабоэнергетической или грязевой дельты, со многими вилкообразными рукавами от прямых до извилистых, с прерывистыми песками и грязью по береговой линии. Эта картина является типичной для современной дельты Волги, другие примеры включают Миссисипи, Ориноко и Лену. На основании набора данных можно получить типы песчаных горизонтов, которые могли быть введены в систему и которые являются основными песчаными отложениями русла, пойменного русла или дельтовидного рукава, впадин/ пластовых песчаных залежей с болотистыми отложениями. В большом бассейне, таком как продуктивные нефтяные месторождения Каспийского моря, набор данных может быть использован для определения геометрии дельты Волги, на основании чего можно прогнозировать, где в распределении бассейна находятся основные пески русла или пески пойменного /разветвленного русла. На основании полученного набора данных, можно эффективно построить модель средней извилистости 1,1 в IRAP для всех частей дельты. Это благодаря тому, что низко-стандартное отклонение 0,09 и значение извилистости 1,1 представляет извилистость от низкой до умеренной, что является типичным для дельты Волги. Моделирование будет основано на характеристике донных наносов, подразумеваемых на основании вариаций извилистости, среды отложений и сравнения с аналоговыми месторождениями, такими как дельта Миссисипи. Заключения » Количественные данные будут использованы для объектно-ориентированного моделирования бассейнов Каспийского моря с системами, аналогичными современной дельте Волги, например Миссисипи, Ориноко и Лена (все, доминируемые реками).

Совокупность статистических данных, собранных на основании диаграмм геофизических исследований скважин и данных сейсморазведки, может быть использована для ввода в построение модели бассейна для создания более подробной и точной модели подземных течений.

Набор данных позволяет собрать аналоги резервуаров на изучаемых площадках и также дает общее представление о пространственных распределениях песчаных горизонтов на площадках

www.rogtecmagazine.com

of 0.09 and the value of sinuosity 1.1 represents low to moderate sinuosity typical of the Volga delta. The modelling will be based on the bed load characteristics inferred from the sinuosity variations, the environment of deposition and comparison with analogue fields such as the Mississippi delta. Conclusions » The quantitative data will be useful in object based modelling of the Caspian Sea reservoirs and modelling reservoirs with systems similar to those of the modern Volga delta e.g. Mississippi, Orinoco, & Lena (all river dominated).

The statistics from the data combined with well log & seismic data can be used to populate a reservoir to create a more detailed & accurate subsurface flow model.

The dataset allows us to collect reservoir analogues in assessable areas and also give a general idea of the spatial distribution of sandbodies in areas below seismic resolution.

The length, width and sinuosity of channels in the Volga delta can be input into a model independently irrespective of the position they are in the hierarchy.

The dataset can be synthesised into cumulative probability curves which provide a quick look at P10, P50 & P90 of reservoir character.

The dataset collected can be used to generate an object-based model in softwares such as IRAP or petrel, as inputs of variables; length, width, sinuosity will give true representation of reservoir heterogeneities.

Measurements of quantitative architecture derived from seismic data in fluvio-deltaic systems can be integrated with measurements collected from the satellite image of the Volga delta to better improve the quality of the reservoir models.

The use of sedimentological analysis, core reports and well logs will further assist modelling reservoirs, when combined with the dataset collected.

More study of several datasets in fluvial deltaic facies is recommended to provide more quantitative geomorphology.

Reference Bryant, I.D. and Flint, S.S., 1993. Quantitative clastic reservoir geological modelling: problems and perspectives: In Flint, S.S and Bryant, I.D., eds., The Geological Modelling of Hydrocarbon Reservoirs and Outcrop Analogues, Int.

ROGTEC 39

РАЗВЕДКА

ниже разрешающей способности сейсмической разведки.

Ass. Sedimentologists Spec. Pub. 15, Blackwell, Oxford, p3-20.Chambers, J.,

Параметры протяженности, ширины и извилистости русел дельты Волги могут быть введены в модель независимо от их позиции в иерархии.

Cleveland, W., Kleiner, B., Tukey, P., 1983. Graphical methods for data analysis, Wadsworth.

Набор данных может быть синтезирован в кумулятивные кривые вероятностей, которые предоставляют быстрый обзор характера резервуара P10, P50 и P90.

Fielding, C. R., Crane, R.C., 1987. An application of statistical modelling to the prediction of hydrocarbon recovery factors in fluvial reservoir sequences. In: Recent Developments in Fluvial Sedimentology (Ed. By Ethridge, F.G., Flores, R.M., Harvey, M.D.) Society of Economic Paleontologists and Mineralogist, Spec Pub. 39. 321-327

Набор данных может быть использован для создания объектно-ориентированной модели в таких программах как IRAP или PETREL, тогда как ввод переменных, длины, ширины и извилистости даст реальное представление гетерогенностей резервуара.

Galloway, W.E., 1981. depositional architecture of Cenozoic Gulf Coastal Plain fluvial systems. In: Recent and Ancient Nonmarine Depositional Systems: models for exploration (Ed. By F.G., Ethridge and R.M., Flores). Soc. econ. Miner., 31, 127-156. Tulsa.

Замеры количественной архитектуры, полученные на основании сейсмических данных систем дельты рек, могут быть интегрированы с замерами, собранными с изображениями дельты Волги, полученными ИСЗ для улучшения качества моделей резервуара.

Использование седиментологического анализа, отчетов по образцам и диаграмм геофизических исследований скважин также помогают в построении модели резервуаров.

Рекомендуется проведение дополнительных исследований нескольких наборов данных дельтовых фаций для предоставления количественной геоморфологии.

Список справочной литературы Брянт (Bryant, I.D.) и Флинт (Flint, S.S.,) 1993. Геологическое моделирование количественных кластических резервуаров: проблемы и перспективы (Quantitative clastic reservoir geological modelling: problems and perspectives: In Flint, S.S and Bryant, I.D., eds.), Геологическое моделирование резервуаров углеводородов и выявление аналогов (The Geological Modelling of Hydrocarbon Reservoirs and Outcrop Analogues, Int. Ass. Sedimentologists) Специальное издание 15, Блэевелл, Оксфорд стр 3-20, Чемберс (Chambers, J.,) Кливленд (Cleveland, W.), Кляйнер (Kleiner, B.), Терки (Tukey, P.), 1983. Графические методы анализа полученных данных (Graphical methods for data analysis, Wadsworth). Филдинг (Fielding, C. R.), Крейн (Crane, R.C.), 1987. Применение статистического моделирования для

40 ROGTEC

Haq, B.U., Hardenbol, J., and P.R. Vail, 1988, Mesozoic and Cenozoic chronostratigraphy and cycles of sea-level change, in Wilgus, C.K., Hastings, B.S., Kendall, C.G.St.C., Posamentier, H.W., Ross, C.A., Van Wagoner, J.C., eds., Sea-level change: an integrated approach: SEPM Special Publication 42, p. 40-45. Isaaks, E. H., Srivastava, R. M., 1989, An introduction to applied geostatistics: New York Oxford University press, pp. 10-21 Jones, R.W., and Simmons, M.D., 1996, a review of the stratigraphy of eastern Paratethys (Oligocene-Holocene): Bulletin of the Natural History Museum (Geology Supplement), v. 52, p. 25-49 Kroonenberg, S.B., Simmons, M.D., Overeem, I., Hinds, D., Aliyeva, E.,Svitoch, A.A., Rusakov, G.V., 2001, The recent Volga delta as an analogue for the Productive Series in the South Caspian Basin. Expanded abstract, EAGE Amsterdam June 2001. Kroonenberg, S.B., Overeem, I., Rusakov, G.V., Svitoch, A.A., 2001, Impact of Sea-Level change on river delta development: lessons from the Caspian. ICSF, Amsterdam July 2001. Kosarev, A.N.,Yabblonskaya, E.A.,1994. The Caspian Sea. SPB. The Hague, 259 pp. Mathword, 2005, http://mathworld.wolfram.com/Skewness.html NASA; http://www.loc.gov/exhibits/earthasart/images/eaa-37s.jpg Overeem, I., Kroonenberg, S.B., Veldkamp, A., Groenesteijn, K., Rusakov, G. V., www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION прогноза факторов добычи углеводородов в серии речных резервуаров (An application of statistical modelling to the prediction of hydrocarbon recovery factors in fluvial reservoir sequences). Современные разработки в речной седиментологии ( In: Recent Developments in Fluvial Sedimentology ) (Редакция Эсридж (Ethridge, F.G.), Флорес (Flores, R.M., Harvey, M.D.) Общество экономистов палеонтологов и минерологов (Society of Economic Paleontologists and Mineralogist, Spec Pub. 39. 321-327) Галловей (Galloway, W.E.), 1981. Архитектура отложений прибрежной равнины Мексиканского залива (depositional architecture of Cenozoic Gulf Coastal Plain fluvial systems). В современных и древних не морских условиях осадконакопления: модели для исследования (In: Recent and Ancient Nonmarine Depositional Systems: models for exploration0 (Ed. By F.G., Ethridge and R.M., Flores). Soc. econ. Miner., 31, 127-156. Талса (Tulsa). Харденбол (Haq, B.U., Hardenbol, J.), и Вайл (P.R. Vail), 1988, Мезозойская и генозойская хроностратиграфия и циклы изменения уровня моря (Mesozoic and Cenozoic chronostratigraphy and cycles of sea-level change), по Вильгусу (Wilgus, C.K.), Хастингу (Hastings, B.S.), Кендалу (Kendall, C.G.St.C.), Позаминтьер (Posamentier, H.W.), Росс (Ross, C.A.), Ван Вагонер (Van Wagoner, J.C.), eds., Изменение уровня моря: Интегрированный подход Общество специалистов по экономической палеонтологии и минералогии (Sea-level change: an integrated approach: SEPM) Специальное издание 42, стр. 40-45. Исаакс (Isaaks, E. H.), Шривастава (Srivastava, R. M.), 1989, Введение в прикладную геостатистику (An introduction to applied geostatistics): Нью Йорк, издание Оксфордского университета (New York Oxford University press), стр. 10-21 Джоунс (Jones, R.W.) и Симмонс (Simmons, M.D.), 1996, Обзор стратиграфии восточного Паратетиса (a review of the stratigraphy of eastern Paratethys (Oligocene-Holocene): Бюллетень Национального исторического музея (Дополнение к геологии), т. 52, стр. 25-49 Крунберг (Kroonenberg, S.B.), Симмонс (Simmons, M.D.), Оверим (Overeem, I.), Хиндс (Hinds, D.), Алиева (Aliyeva,) Свиточ (E.,Svitoch,), Русаков ( A.A., Rusakov), G.V., 2001, Современная дельта Волги как аналог продуктивного нефтяного месторождения южного Каспийского бассейна (The recent Volga delta as an analogue for the Productive Series in the South Caspian Basin). Выборка EAGE Амстердам июнь 2001 (Expanded abstract, EAGE Amsterdam June 2001). www.rogtecmagazine.com

Svitoch, A.A., (accepted for publ. 2002). Smallscale stratigraphy in a large ramp delta: recent and Holocene sedimentation in the Volga delta, Caspian Sea. Pidwirny, M., 2005, Stream Morphometry: in Chapter 10: Introduction to the geography.net) Schmaltz, J., 2005, www.parstimes.com/MODIS/ CaspianSeaTerra.jpg Weber, K., J., Van Geuns, L.C.,1989. Framework for constructing clastic reservoir simulation models. SPE paper 19582 presented at Annual Technical Exhibition, San Antonio.

Крунберг (Kroonenberg, S.B.), Оверим (Overeem, I.), Русаков (Rusakov, G.V.), Свиточ (Svitoch, A.A.), 2001, Влияние изменения уровня моря на развитие дельты реки: Каспийские уроки (Impact of Sea-Level change on river delta development: lessons from the Caspian. ICSF), Амстердам июль 2001. Косарев (Kosarev, A.N.), Яблонская (Yabblonskaya, E.A.),1994. Каспийское море (The Caspian Sea. SPB. The Hague), Стр 259. Mathword, 2005, http://mathworld.wolfram.com/Skewness.html NASA;http://www.loc.gov/exhibits/earthasart/images/eaa37s.jpg Overeem, I., Kroonenberg, S.B., Veldkamp, A., Groenesteijn, K., Rusakov, G. V., Svitoch, A.A., (accepted for publ. 2002). Small-Масштаб stratigraphy in a large ramp delta: recent and Holocene sedimentation in the Volga delta, Caspian Sea. Pidwirny, M., 2005, Stream Morphometry: in Chapter 10: Introduction to the geography.net) Schmaltz, J., 2005, www.parstimes.com/MODIS/CaspianSeaTerra.jpg Weber, K., J., Van Geuns, L.C.,1989. Концепция построения расчетных геолого-математических моделей кластического водоема Framework for constructing clastic reservoir Расчетной геологоматематической модели simulation models. SPE paper 19582 presented at Annual Technical Exhibition, San Antonio.

ROGTEC 41

ДОБЫЧА

ЛУКОЙЛ: Технологии повышения нефтеотдачи LUKoil: Enhanced Oil Recovery B

2010 году началась добыча нефти на месторождении им. Ю. Корчагина в Каспийском море. Разработка месторождения будет вестись с помощью горизонтальных скважин сверхпротяженной длины – более 5 километров, что является уникальным для России проектно-технологическим решением. Путем равномерного радиального размещения скважин достигается одновременное вскрытие всех продуктивных пластов. Уникальным для России также является метод мониторинга буровых работ. Данные с систем регистрации, установленных на морской буровой, поступают по спутниковому каналу связи в режиме реального времени в Aстраханский офис ЛУКОЙЛа. Таким образом, находясь на берегу, специалисты ЛУКОЙЛа имеют возможность контролировать процесс бурения в он-лайновом режиме. В Западной Сибири внедрение инновационных технологий бурения боковых стволов из старых скважин и подбора технологий гидроразрыва пластов позволило ОАО «ЛУКОЙЛ» за семь лет увеличить добычу нефти из ачимовских отложений со 100 тыс. тонн в год до почти 1 млн. тонн и увеличить вдвое балансовые запасы. В Пермском крае на базе современных технологий бурения и безопасной эксплуатации горизонтальных скважин с большими отходами от вертикали реализована программа вовлечения в активную разработку запасов нефти, находящихся под залежами калийно-магниевых солей уникального Верхнекамского месторождения. Это позволило вовлечь в оборот более 110 млн. тонн ранее недоступных запасов. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции промышленное применение технологий

42 ROGTEC

rude oil production from the Korchagin oil field in the Caspian Sea started in 2010. The oil field will be developed with super-long horizontal wells of over 5 km, a unique engineering design solution for Russia. The simultaneous drilling of all oil-bearing strata will be achieved through a uniform radial distribution of wells. The method of monitoring drilling operations is also unique in Russia. Data from the registration systems, installed on an offshore drilling rig, will be transferred to our Astrakhan office via a satellite communication channel in real-time. Consequently, our onshore specialists will have the opportunity of monitoring the drilling process online. The introduction of innovative sidetracking technologies for old wells and the selection of hydraulic fracturing technologies in Western Siberia has enabled LUKOIL OJSC to increase oil production from the Achimovsky oil deposits from 100 thousand tonnes per year to almost 1 million tonnes within seven years and to double the reserves. In the Perm Region, an industrial development programme for the oil reserves lying beneath the potassiummagnesium salt deposits of the unique Verkhnekamsk oil field has been used on the basis of modern drilling technologies and the safe operation of extended-reach horizontal wells. This has enabled over 100 million tonnes of previously unreachable reserves buried deep in the earth to be brought into production. In the Timan-Pechora oil-and-gas province, the industrial application of heat-gravitation drainage technologies for the development of high-viscosity oil deposits has made it possible to increase the production of the oil raw-materials base by 300 million tonnes and has significantly improved the industrial and environmental safety of the production process. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION термогравитационного дренирования пластов при разработке месторождений высоковязкой нефти позволило увеличить сырьевую базу нефтедобычи на 300 млн. тонн и существенно повысить промышленную и экологическую безопасность производства.

In Saudi Arabia, LUKAR, a JV of LUKOIL and Saudi Aramco, carried out the world’s deepest hydraulic fracturing at a depth of 5,500 metres. For the first time ever in Saudi Arabia, LUKAR applied 11¾ inch columns to close off a lost circulation zone and used multi-pack assemblies for well testing.

В Саудовской Аравии СП ЛУКОЙЛа и Saudi Aramco, ЛУКСАР выполнило самый глубокий в мире гидроразрыв пласта на глубине 5 500 метров. Впервые в Саудовской Аравии ЛУКСАР применил 11¾-дюймовую колонну для перекрытия зоны поглощения, использовал многопакерные компоновки для испытания скважин.

One of the Company’s most prominent achievements in the development of new technologies is its ambitious use of methods for intensifying oil production and enhanced oil recovery (EOR). These methods allow for a significant increase in recoverable reserves and oil production, and encourage the industrial production of high-viscosity/ Heavy oil reserves which are hard to recover and originate from low-permeability reservoirs at the later stages of field production. In recent years, the LUKOIL group’s share of oil production, based on the use of various oilfield technologies, reached over 20% of the total volume produced. The Company applies physical, chemical, hydrodynamic and thermal methods of impact on production reservoirs.

Одним из важнейших результатов деятельности Компании в сфере развития технологий является активное применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Эти методы позволяют существенно увеличить извлекаемые запасы и добычу нефти, вовлечь в промышленную разработку запасы высоковязкой нефти, запасы в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений. В течение последних лет на месторождениях Группы «ЛУКОЙЛ» доля добычи нефти за счет применения различных технологий воздействия на нефтяные пласты составляет более 20% от общего объема добычи.

In 2009, the Group performed 5,098 EOR operations, 300 fewer than in 2008. However, incremental ultimate recovery was higher compared with 2008. In the reporting year, incremental ultimate recovery due to the use of ORI methods accounted for 23 million tonnes, or 25% of the Company’s total oil production in Russia.

Все Ваши потребности по усовершенствованию нефтеотдачи обеспечивает один партнер Компания TIORCO поставляет разрабатываемые под заказ химические растворы, необходимые для увеличения добычи нефти и газа на действующих месторождениях. Опираясь на свой более, чем 30-летний опыт компания TIORCO предлагает полный пакет услуг и продуктов, обеспечивающий непревзойденные возможности по максимизации потенциала Ваших месторождений.

Solutions

Products

РЕШЕНИЯ ПРОДУКТЫ • Взаимодействие • Полимерные гели • Запирание скелета породы гелями • Гели с коллоидальной дисперсией • Повышение соответствия техническим требованиям • Технология BrightWater® • Запирание воды в газовых скважинах гелями • Щелочные поверхностно-активные полимеры / • Высокотемпературные пластовые резервуары поверхностно-активные полимеры • Стабилизация глин • Усовершенствование зондирования • Заводнение с применением поверхностно-активных веществ

Services УСЛУГИ • Лабораторный анализ - Фильтрационные свойства керна - Песчаный фильтр с тонкими трубками • Разработка месторождений - Моделирование - Проектирование систем ППД

Для получения дополнительной информации о том, как компания TIORCO может содействовать в максимизации потенциала Ваших месторождений, связывайтесь с нами по телефону: +7 495 980 7280 или посетите наш веб-сайт: www.tiorco.com.

ДОБЫЧА Компания применяет физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты. В 2009 году Группа выполнила 5 098 операций ПНП, что на 300 операций меньше, чем в 2008 году. При этом дополнительная добыча, полученная от этих операций, превысила уровень 2008 года. В отчетном году дополнительная добыча за счет применения методов ПНП составила 23 млн т, или 25% от общей добычи нефти Компанией в России. В 2009 году на месторождениях ЛУКОЙЛа были проведены 634 операции ГРП со средним приростом дебита нефти 9,6 т/сут. Объемы и эффективность работ по гидравлическому разрыву пласта в 2009 году сопоставимы с аналогичными показателями 2008 года. В 2009 году специалисты Компании награждены дипломом Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) в номинации «100 лучших изобретений России» за изобретение метода локального направленного гидроразрыва пласта нефтяного или газового месторождения. Метод используется для повышения отдачи нефтяных, газовых и газокондесатных месторождений и, в частности, месторождений на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью обводненности добываемой продукции и наличием застойных и тупиковых зон, добыча из которых невозможна традиционными методами. За счет других методов ПНП (гидродинамических, тепловых, химических, интенсификации добычи нефти) было добыто 9 млн т. В 2009 году продолжилось активное внедрение химических технологий: при практически неизменном числе операций (1 357 в 2009 году, 1 324 в 2008 году) дополнительная добыча достигла 1,9 млн т (рост на 18%). Высокоэффективным методом ПНП является также бурение вторых стволов на существующих скважинах. В отчетном году продолжилось активное бурение вторых стволов. Были пробурены 264 скважины со вторыми стволами (260 годом ранее) со средним приростом дебита 16,8 т/сут. В 2009 году Компания сохранила объемы работ по бурению вторых стволов на уровне предыдущего года, несмотря на общее снижение инвестиционной программы. Следует отметить, что бурение вторых стволов применяется с целью доизвлечения остаточных запасов в основном на бездействующем фонде скважин месторождений, длительное время находящихся в разработке, характеризующихся значительной степенью выработки активных запасов и высокой обводненностью добываемой продукции.

44 ROGTEC

In 2009, 634 EOR operations with an average yield increase of 9.6 t/d were performed in LUKOIL’s oil fields. Volumes and operational efficiency on hydraulic fracturing in 2009 are comparable to the corresponding figures in 2008. In 2009, some of the Company’s specialists were awarded the Diploma of Federal Authorities on Intellectual Property, Patents and Trade Marks (RUSPATENT) for the nomination “100 Best Russian Inventions” for inventing the method of Local Directional Hydraulic Fracturing of Oil or Gas Deposits. This method is used to improve the production output of oil, gas and gas condensate fields, in particular at the later stage of well development, which is characterised by a high water cut level and the presence of stagnant and blind zones, making oil extraction impossible by conventional methods. 9 million tonnes of oil were produced owing to the use of other EOR methods, such as hydrodynamic, thermal and chemical techniques and well stimulation. In 2009, the ambitious introduction of chemical technologies continued, which allowed for the achievement of an incremental ultimate recovery of 1.9 million tonnes (an increase of 18%), while the number of operations remained practically the same: 1,357 in 2009 and 1,324 in 2008. Sidetracking on existing wells is another highly efficient EOR method. In the reporting year, active sidetracking continued. There were 264 sidetracked wells (vs. 260 a year earlier) with an average yield increase of 16.8 t/d. In 2009, the Company retained sidetracking scopes at the level of the previous year despite a general cutback in the investment programme. It is worth mentioning that sidetracking is used with the aim of recovering remaining reserves, mainly from the stock of inactive wells which have been in development for long periods and are characterised by highly depleted active reserves and a high water content in the recovered oil. To increase the efficiency of oil production, a method of extended reach drilling is used, which provides for a production growth of 1.5 – 2 times. In 2009, a new 91st lateral well was put into operation with an average yield of 78.2 t/d, which is twice as high as the yield of conventional wells. The Company ambitiously develops and applies new technologies for the production of high-viscosity oils. The latest domestic experience in the development of highviscosity oil reserves was gained in the Republic of Komi, where LUKOIL developed the Jaregsky and Usinsky fields with initial geological heavy oil reserves of over 1 billion tonnes, according to the Russian classification. Thermal methods of EOR are used in both fields and the production rate is over 2.2 million tonnes per year, which comprises two thirds of the total heavy oil yield in Russia. The permocarboniferous deposits of the Usinsky field are developed using thermal steam and cyclical steam pattern drive technologies. In recent years, successful work on improving www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

¢cÀÄÅÀË w×ÙÂ£ ÌÀ¾É¿Èº

nÖ ÊÉÌÍÉºÈÈÉ ÌÉ½ÀËÓÀÈÌÍ½ÎÀÇ È»ÓÃ ÌÃÌÍÀÇÖ ¾ÀÉÆÉ¾ÃÒÀÌÅÉ¾É ÌÉÊËÉ½ÉÁ¿ÀÈÃº ¼ÎËÀÈÃº ÒÍÉ¼Ö ÊÉ½ÖÓÀÈÃÀ ÈÀÏÍÀÉÍ¿»ÒÃ ÌÍ»ÆÉ ËÀ»Æ×ÈÉÌÍ×Ù

nÖ ½ ÅÉÇÊ»ÈÃÃ ¢cÀÄÅÀË w×ÙÂ£ ÊÉÈÃÇ»ÀÇ È»ÌÅÉÆ×ÅÉ ½»ÁÈÉ ÍÉÒÈÉ ÉÊËÀ¿ÀÆÃÍ× Ã¿À»Æ×ÈÉÀ Ë»ÌÊÉÆÉÁÀÈÃÀ ÌÅ½»ÁÃÈÖ Ç»ÅÌÃÇÃÂÃËÎÙÔÀÀ ÈÀÏÍÀÉÍ¿»ÒÎ nÖ Í»ÅÁÀ ÂÈ»ÀÇ È»ÌÅÉÆ×ÅÉ ÍËÎ¿ÈÉÄ ÇÉÁÀÍ ÉÅ»Â»Í×Ìº ØÍ» Â»¿»Ò» ÉÌÉ¼ÀÈÈÉ ÅÉ¾¿» ¼ÎËÀÈÃÀ ÉÌÎÔÀÌÍ½ÆºÀÍÌº ½ ÎÌÆÉ½ÃºÐ ¾ÀÉÆÉ¾ÃÒÀÌÅÉÄ ÈÀÉÊËÀ¿ÀÆÀÈÈÉÌÍÃ qÉØÍÉÇÎ ÇÖ ÊËÀ¿Æ»¾»ÀÇ ÑÀÆÎÙ ¾»ÇÇÎ ¾ÀÉÈ»½Ã¾»ÑÃÉÈÈÖÐ ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÄ ¿Æº ËÀÓÀÈÃº d»ÓÃÐ ÎÈÃÅ»Æ×ÈÖÐ Â»¿»Ò qËÃ¼ÉË ¾ÆÎ¼ÉÅÉ¾É »ÂÃÇÎÍ»Æ×ÈÉ¾É ÃÂÇÀËÀÈÃº ÌÉÊËÉÍÃ½ÆÀÈÃº $]L7UDN70 ¿»ÀÍ É¼ÂÉË ½ÈÎÍËÃ ÌÅ½»ÁÃÈÖ È» qËÃ ØÍÉÇ È»Ó» ÌÆÎÁ¼» eÀÉÆÉ¾ÃÒÀÌÅÉ¾É sÉÊËÉ½ÉÁ¿ÀÈÃº cÎËÀÈÃº ÌÉ½ÇÀÌÍÈÉ Ì È»ÓÃÇÃ ÑÀÈÍË»ÇÃ %($&21 ÃÌÊÉÆ×ÂÎÀÍ ØÍÃ Ã ¿ËÎ¾ÃÀ ¿»ÈÈÖÀ ÊÉÌÍÎÊ»ÙÔÃÀ ½ ËÀ»Æ×ÈÉÇ ½ËÀÇÀÈÃ ¿Æº ÍÉ¾É ÒÍÉ¼Ö ÊÉÇÉÒ× d»Ç ÊËÃÈÃÇ»Í× ¼ÖÌÍËÖÀ Ã ÍÉÒÈÖÀ ËÀÓÀÈÃº É ÊËÉ½É¿ÅÀ ÌÍ½ÉÆ» ÌÅ½»ÁÃÈÖ ÍÉ ÆÃÓ× Ç»Æ»º Ò»ÌÍ× ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÄ ¢cÀÄÅÀË w×ÙÂ£ ¿ÉÌÍÎÊÈÖÐ d»Ç ¿Æº Ç»ÅÌÃÇÃÂ»ÑÃÃ ÈÀÏÍÀÉÍ¿»ÒÃ yÍÉ¼Ö ÎÂÈ»Í× É¼É ½ÌÀÐ ¿ÉÌÍÎÊÈÖÐ ÌÊÉÌÉ¼»Ð ÊÉ½ÖÓÀÈÃº ÈÀÏÍÀÉÍ¿»ÒÃ Ì½ºÁÃÍÀÌ× Ì ÊËÀ¿ÌÍ»½ÃÍÀÆÀÇ ¢cÀÄÅÀË w×ÙÂ£ ÃÆÃ Â»Ä¿ÃÍÀ È» Ì»ÄÍ ZZZ EDNHUKXJKHV FRP PD[UHFRYHU\ b ÇÖ ½ÉÊÆÉÍÃÇ ½ ÁÃÂÈ× d»ÓÃ ÊÆ»ÈÖ ÊÉ Î½ÀÆÃÒÀÈÃÙ ¿É¼ÖÒÃ ZZZ EDNHUKXJKHV FRP PD[UHFRYHU\

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

ДОБЫЧА Для увеличения эффективности добычи нефти применяется бурение горизонтальных скважин, обеспечивающих рост продуктивности в 1,5–2 раза. В 2009 году в эксплуатацию была введена 91 новая горизонтальная скважина средним дебитом 78,2 т/сут (в два раза выше, чем у обычных скважин). Компания динамично разрабатывает и использует новые технологии добычи высоковязких нефтей. Наибольший отечественный опыт освоения запасов высоковязких нефтей накоплен в Республике Коми, где ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществляет разработку Ярегского и Усинского месторождений с начальными геологическими запасами тяжелых нефтей свыше 1 млрд т по российской классификации. На обоих месторождениях применяются термические методы увеличения нефтеотдачи пласта и добывается более 2,2 млн т/год, что составляет около двух третей от объема добычи тяжелых нефтей в России. Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения разрабатывается по технологиям площадного паротеплового воздействия и пароциклического воздействия на пласт. В последние годы успешно проводятся работы по повышению эффективности применения термических технологий в системе вертикальных скважин (продолжается освоение технологии комбинированных пароциклических обработок (ПЦО) и начаты опытные работы по интенсификации притока нефти за счет совместной закачки теплоносителя и нефтевытесняющей композиции). Ведется внедрение новых термических технологий – технологии паротеплового воздействия на пласт в системе горизонтальных скважин; технологии перпендикулярного термогравитационного дренирования пласта; технологий ПЦО горизонтальной скважины, вертикальных скважин с радиальными отводами и всего продуктивного разреза; технологий вытеснения нефти паром. Ярегское месторождение разрабатывается по термошахтной технологии. Поверхностная добыча находится на стадии опытно-промышленных работ. Для организации эффективной поверхностной добычи нефти на опытном участке Ярегского месторождения в 2009 году проведены работы по технологии термогравитационного дренирования пласта. В 2010 году начинаются работы с применением нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин. Закачка пара планируется с 2011 года. Несколько лет назад специалисты ЛУКОЙЛа разработали новый реагент, РИТИН-10, для повышения нефтеотдачи неоднородных терригенных и карбонатных заводненных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. За 8 лет применения

46 ROGTEC

efficiency in the application of thermal technologies in the system of vertical wells continued. Furthermore, the development of combined steam cycle treatment (SCT) technologies continues and the development of well stimulation using the simultaneous injection of a heat transfer medium. The displacement of oil composition started with the introduction of new thermal technologies, such as thermal steam technologies, into the system of lateral wells, perpendicular thermal gravity drainage technologies, EOR technologies for lateral wells, straight wells with radial bends, the whole production section and steam oil displacement technologies. The Jaregs field is developed on the basis of thermal mining technology. Surface production is at the pilot production stage. In 2009, operations based on thermal gravity drainage technology were carried out for the purpose of organising the efficient surface production of oil on the Jaregsky field’s pilot site. In 2010, work will start on injection and lateral well production. Steam injection is planned as from 2011. Several years ago, one of LUKOIL’s specialists developed a new reacting substance, RITIN-10, to improve the oil production rate of non-uniform terrigenous carbonaceous flooded deposits in the extreme water cut conditions at the late stages of oil field development. 1,002 wells were processed in 8 years, resulting in an additional yield of 1,300 tonnes of oil. The average operational benefit comes to 1,296 tonnes per well, and in some cases reaches 5,500 tonnes of additionally produced oil with an average return on investment time of between several weeks and three months. Various modifications of the reacting substance RITIN-10 were developed for repair and insulation operations, and to improve oil production. A project for the marketing of this reacting substance includes the establishment of a joint venture for large capacity production and of a service infrastructure for customer support. обработано 1002 скважины, дополнительно получено 1300 тыс. тонн нефти. Средний технологический эффект составляет 1296 тонн на скважино-операцию, а в отдельных случаях достигает 5500 тонн дополнительно добытой нефти при среднем сроке окупаемости затрат от несколько недель до 3-х месяцев. Для повышения нефтеотдачи пластов и проведения ремонтно-изоляционных работ созданы различные модификации реагента РИТИН-10. Проект по коммерциализации этого реагента включает создание совместного предприятия по организации крупнотоннажного производства и сервисной инфраструктуры по применению. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

HR-4000 our new flagship

КСА DEUTAG - крупнейший международный буровой подрядчик по бурению на суше и на море KCA DEUTAG – за 8 лет своего присутствия на российском рынке буровых работ, стабильно оказывает высококачественный и эффективный сервис на передовом уровне На базе накопленного опыта работы в суровых климатических условиях российского региона, в целях дальнейшего роста парка БУ компания КЦА ДОЙТАГ заказала две новые буровые установки нового поколения HR-4000, которые помимо известной надежности позволяют не только экономить энергопотребление, но и потребуют меньшую площадь размещения на кустовой площадке.

KCA DEUTAG is one of the largest international land and offshore drilling contractors KCA DEUTAG is a leader in rendering high quality and effective services during 8 years of its presence on the Russian drilling market Basing on the experience earned during its operation in severe weather conditions of the Russian region and aiming to increase its rig fleet, KCA DEUTAG placed an order for construction of two new rigs HR-4000. Apart from the well-known reliability new rigs will allow to save on power consumption with smaller footprint area.

Обе буровые установки будут доступны на рынке с конца II-го квартала 2011г.

Both rigs will be available on the market in the end of II quarter of 2011.

МОСКВА Представительство КЦА ДОЙТАГ Дриллинг ГмбХ Тел: +7 495 234 44 59 Факс: +7 495 234 44 60 E-mail: info@ru.kcadeutag.com Олаф Боне Михаэль Домменц

MOSCOW Representative Office KCA DEUTAG Drilling GMBH Tel: +7 495 234 44 59 Fax: +7 495 234 44 60 E-mail: info@ru.kcadeutag.com Olaf Bohne Michael Dommenz

www.rogtecmagazine.com

ТЮМЕНЬ Филиал КЦА ДОЙТАГ Дриллинг ГмбХ Тел: +7 3452 22 00 75 Факс: +7 3452 22 00 91 Герд Писториус Томас Бендцко

TYUMEN Branch KCA DEUTAG Drilling GMBH Tel: +7 3452 22 00 75 Fax: +7 3452 22 00 91 Gerd Pistorius Thomas Bendzko

ROGTEC 47

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН

Новые стандарты изучения месторождений – разрез своими глазами опыт отбора и анализа керна на месторождениях Салым Петролеум Девелопмент

New Standards for Oilfield Study: Core Intersections Sampling and Well Core Analysis in the Oilfields of Salym Petroleum Development Я.Е. Волокитин, Хабаров А.В., Баранов В.Б., Анискин А.А., G.de Brouker

Ja.E. Volokitin, A.V. Khabarov, V.B. Baranov, A.A. Aniskin, G.de Brouker

Салым Петролеум Девелопмент

Salym Petroleum Development

Введение Выбуренный и доставленный на поверхность образец горной породы – керн, является, пожалуй, единственным достоверным источником геологической информации об изучаемом нефтегазоносном пласте. В сопоставлении с масштабами всего месторождения скважина подобна тонкой нити, подвешенной в огромной комнате. Вместе с тем, в отношении геологического моделирования изучаемого резервуара, керновые данные являются тем основополагающим фундаментом, на котором базируются все последующие слои накопленных знаний. Таким образом, огромную значимость керновых материалов, в сравнении с их физическим объемом, сложно переоценить. В связи с этим, сохранность каменного материала при его отборе, выносе и транспортировке представляется, как одна из первоочередных задач в ходе сбора информации об изучаемом резервуаре. К сожалению, и в наши дни, применение архаичных технологий отбора керна приводит, зачастую, к безвозвратной потере ценнейшей информации, вследствие механического разрушения керна и замещения поровых флюидов фильтратом бурового раствора.

48 ROGTEC

Introduction Drilled out and delivered to the surface, a rock specimen or a core, is, perhaps, the only reliable source of geological information on the oil-and-gas bearing formation being studied. Compared with the scale of the whole oilfield, the well is like a thin thread suspended in a huge room. At the same time, as regards the geological simulation of the reservoir being studied, core data are the principal foundation on which all subsequent knowledge will be based. Thus, it is difficult to overestimate the great significance of core materials in comparison with their physical volume. Therefore, the integrity of the rock material during sampling, recovery and transportation is considered to be the primary concern in the process of collecting information on the reservoir being studied. Unfortunately, nowadays, the application of obsolete core sampling technologies results in the permanent loss of valuable information due to the mechanical disintegration of the core and the substitution of pore fluids with drilling fluid filtrate. As mentioned many times before, SPD is committed to the principle of making decisions on the basis of quality data. According to this rule, everything possible www.rogtecmagazine.com

WELL TESTING Как уже не раз упоминалось, компания СПД придерживается принципа «принятия решений на основе качественных данных». В соответствие с этим правилом в компании делается все возможное для достижения 100%-го выноса керна, сохранения его естественного насыщения и всестороннего анализа отобранного каменного материала. Осуществленный СПД анализ существующих технологий (и подрядных компаний владеющих ими) привел к выбору НПП «СибБурМаш».

is done in the company to achieve 100% core recovery, the preservation of its native wettability and the comprehensive analysis of a rock material sample. SPD has analysed existing technologies and sub-contractor companies which own such technologies and decided to select one of the technologies of SibBurMash Scientific Research Enterprise. SibBurMash Scientific Research Enterprise (SRE) owns special technologies for drilling with isolated core sampling which minimize the filtration of water-based drilling fluid (WBDF) into the core, preserving its native wettability.

Научно-производственное предприятие «СибБурМаш» владеет специальными технологиями бурения с отбором изолированного керна, предельно минимизирующими фильтрацию РВО в керн и сохраняющими его естественное насыщение.

Improving the Effectiveness of Production during Core Sampling Based on the experience of SHELL in other countries, core recovery to the surface under different drilling conditions comprises on average 60-70% at 20-25 metres sampled metreage per round trip

Повышение эффективности производства при отборе керна Из опыта концерна «Шелл» в других странах при различных условиях бурения вынос керна на поверхность составляет в среднем 60-70% при метраже отбора 20-25 метров за одну спускоподъёмную операцию.

The integration of the worldwide experience of SHELL and SibBurMash technology and the close cooperation between the specialists of the two companies has resulted in successful core sampling from 27 wells in the Salym Group’s oilfields, beginning in 2004. The overall length of the extracted core comprised over

Интеграция мирового опыта Шелл и технологии СибБурМаш, тесное взаимодействие специалистов Количество рейсов Quantity of rounds’

W S-1287-K09 W S-1313-K01 W S-1090-K16C W S-1090-K16A SVA-1049-K54 W S-1056-K05C W S-1056K05A W S-1377-K26 W S-2156-K16 W S-1351-K10 SVA-1023-K50 W S-1426-K23 W S-1500-K3-18 W S-1500-K3-18A W S-1453-K21-01 SVA-1173 SAV-42 W S-5665-K25-16 W S-1343-K25-13 US-390-K07-03 W S-5590-K06-05 US-22bls-K07-01 SAV-44C SAV-44A SAV-45C SAV-45A SAV-45B SAV-45T SVA-1035-K51-06 W S-7086-K05-18

2004

99.9% 100%

100% 98.8% 99.1%

88.4% 100%

100% 99.4% 100%

99% 100% 99.4% 99.6%

2009

2009 0

Run 1

Вынос керна Drill core samples / core recovery

Run 2

Run 3

Run 4

Run 5

Run 6

Длина керна, м - Length in M

Рис. 1. Динамика улучшения показателей отбора керна Fig. 1. Core Sampling Value Improvement Performance www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН обеих компаний привели к тому, что, начиная с 2004 года на Салымской группе месторождений был успешно отобран керн из 27 скважин. Суммарная длина извлеченного на поверхность керна составила более 2-х километров со средним качеством выноса 98,9% (средний вынос керна в компании «СибБурМаш» ≈94%). Выполнено 82 спускоподъёмные операции. В 68 случаях достигнута 100%ая сохранность каменного материала. В начале сотрудничества, длина поднятого за один рейс керна составляла 6-12 метров (средний показатель по Западной Сибири), что требовало 4-6 рейсов для полного отбора керна в исследуемом интервале (пластах АС10-АС11). С целью снижения экономических затрат и повышения эффективности проводимых работ компанией «СПД» был осуществлен пересмотр производственных стандартов. Интервал отбора керна за один рейс был увеличен до 36 метров (рис. 1). Компания СибБурМаш успешно справилась с поставленной задачей. Это привело к снижению до числа двух общего количества рейсов на скважину. В январе 2008 года был достигнут рекордный показатель: 48,5 метров за один рейс со 100% выносом, несмотря на суровые погодные условия во время операции – минус 38 градусов С°. В результате, механическая скорость бурения с отбором керна с 2004 года увеличилась с 1,96 м/час до 7,93 м/час. Затраты времени на извлечение 72 метра керна снизились с 6 до 2 дней. Это позволило сократить более чем на 50% время бурения скважин с керном. Таким образом, «СибБурМаш» с помощью специалистов «СПД» поднял планку отбора керна на территории Западной Сибири на новую высоту. Подход к вопросам техники безопасности и охраны труда Техника и технология отбора керна Применяемая в СПД методика по отбору и анализу изолированного керна позволяет получить керновый материал, в котором проникновение фильтрата бурового раствора в керн сведено к минимуму.

Диафрагма Lower Sealing Unit Бурголовка Core Bit

At the beginning of this cooperation, the length of the core withdrawn per trip comprised 6-12 metres (mean value for Western Siberia), which required 4-6 trips for a full core sampling in the interval being studied (formations АС10-АС11). With the aim of minimising costs and improving the efficiency of operations, SPD reviewed its production standards. The core sample interval per trip was increased to 36 metres (Fig 1). SibBurMash successfully managed this task, which reduced the total number of trips per well to two. In January 2008, a recordbreaking figure was achieved: 48.5 metres per trip with 100% recovery, in spite of severe weather during operations – minus 38 С°. As a result, as from the year 2004 the mechanical drilling speed with core sampling increased from 1.96 m/h to7.93 m/h. The time required for 72 m core withdrawal dropped from 6 to 2 days, making it possible to reduce the core drilling time by 50%. As can be seen from the above, SibBurMash, together with the specialists of SPD raised the level of core sampling in Western Siberia to a new height. Health & Safety Policy Equipment & Core Sampling Technology The method for isolated core sampling and analysis used by CPD makes it possible to receive core material with a minimum penetration of drilling fluid filtrate. An isolating core retrieval barrel with an internal plastic tube and isolating materials (non-polar oil) inside an inner core recovery tube is used for this purpose (Fig 2). Корпус Outer Barrel

Кернорватели Catcher Assembly

Керноприемник Inner Tube

Подвесная опора Swivel Assembly

Изолирующий агент Isolating Media

Пробка Upper Sealing Unit

Рис.2 Конструкция изолирующего керноотборника Fig.2 Isolating Core Retrieval Barrel Structure

Для этого используется керновый снаряд «КИ» (керноотборник изолирующий) с внутренними пластиковыми пеналами и изолирующим агентом (неполярное масло) внутри керноприемника (рис. 2).

50 ROGTEC

2 kilometres with a 98.9% average quality of core recovery (average core recovery of SibBurMash ≈94%). 82 round trips were made. 100% preservation of rock material was achieved in 68 cases.

Isolating materials minimises the impact of drilling fluid filtrate on the core and plastic cases provide extra protection against mechanical damage and insulate it from the environment (Fig 3). www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

DRESSER RAND ADVERT ª© ©¡ ¤¨¡¡® «¬¡ ® §¡©¤» ª ´¤± ¨·± ©¤£¦¤± ¹¦«§¯ ® ²¤ª©©·± £ ®¬ ® ±

Bringing energy and the environment into harmony.

ª© «¬ª®ª ¤£ §¡¦ ¡® ¤£ ¹®ª ª «ª§¸£¯ Технические решения дрессер-рэнд обладают как экономическими, так и экологическими преимуществами. Наши передовые технологии и инновационные решения доступны для вас в рекордно короткие сроки, с качеством и надежностью, которые начинают работать на вас незамедлительно. Наша сеть из 40 сервисных центров и центров поддержки, охватывающая более 140 стран мира, готова помочь обеспечить бесперебойную работу вашего оборудования. Мы помогаем сократить затраты на защиту окружающей среды и отвечаем на растущие потребности в производстве энергии экологически приемлемым способом. Приглашаем Вас посетить стенд фирмы Дрессер-Рэнд на выставке Нефтегаз 2010 Павильон 2 Зал 2 Стенд 22D80 119034 Россия, Москва; Сеченовский пер. 9, офис 16 Тел.: 7-495-637-75-16. Факс: 7-495-637-45-76 Эл. адрес: DR_Moscow@dresser-rand.com Территория Европы, тел.: 33-2-35-25-52-25. Факс: 33-2-35-25-53-66.53-67

www.rogtecmagazine.com

www.dresser-rand.com www.dresser-rand.com/ru/

ROGTEC 51

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН Благодаря изолирующему агенту керн наименее подвержен влиянию фильтрата бурового раствора, а пластиковые пеналы обеспечивают дополнительную защиту от механических повреждений и изоляцию от внешней среды (рис.3). При подъеме компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на стол ротора, керноприемник спускается на мостки, где из него извлекаются пластиковые пеналы с керном. Шестиметровые пеналы маркируются и разрезаются на метровые секции. Далее, с торца каждой полученной секции откалываются небольшие кусочки 4-5мм толщиной, используемые в дальнейшем для экспресс-анализа литологии, минералогии и характера насыщения горных пород непосредственно на скважине. После отбора торцевых образцов секции герметично закрываются с обеих сторон и отправляются в лабораторию для анализа (рис. 4).

Рис.3 Операция по извлечению изолированных пеналов с керном из керноотборного снаряда Fig.3 Withdrawal of Isolated Cases with Core from the Core Retrieving Barrel When lifting the bottom hole assembly (BHA) to the rotary table, the core-retrieving barrel is lowered to the ramp, where plastic cases containing core samples are retrieved. Six-metre cases are marked and cut into onemetre sections. Then, small pieces of 4-5 mm thickness are cut from the end of each section and are used for express analysis of the lithology, mineralogy and character of the rock saturation directly on the well. During the sampling of section end pieces, sections are sealed from both sides and sent to the laboratory for analysis (Fig. 4).

Рис. 4 Фото пеналов и тубусов с керном Fig.4 Picture of the cases and tubes with a core Проводимая в лаборатории распиловка керна с последующим фотографированием в дневном и ультрафиолетовом свете позволяет ориентировочно оценить видимую глубину проникновения ФБР. Так, на фотографии керна в ультрафиолетовом свете (рис.5) хорошо видно, что глубина проникновения ФБР в керн не превышает в среднем 5-10мм. При этом, насыщение внутренней части керновой колонки практически не подвержено искажающему влиянию технической жидкости. С целью проверки, в СПД был проведён отбор керна с применением люминесцентного раствора (флуоресцеиннатрия), добавлявшегося в систему циркуляции промывочной жидкости при отборе керна (рис.6). После извлечения, из центральной части керна высверливались цилиндрические образцы (2 см в диаметре), немедленно консервируемые посредством парафинирования и используемые в

52 ROGTEC

Splitting the core with further photographing in daylight and ultraviolet light in the laboratory allows an approximate evaluation of the visible depth of a drilling fluid filtrate (DFF). The photograph below, Pic. 5, shot in ultra violet light shows that the depth of DFF penetration into the core does not exceed 5-10 mm.

Drilling Fluid Filtrate Penetration Zone

Рис.5 Фотография керна в ультрафиолетовом свете с видимой зоной проникновения ФБР Pic.5 Photograph of a core in ultra violet light with a visible zone of DFF penetration Having said that, the saturation of the internal part of the core column is virtually unaffected by a distortion effect of technical fluids. For testing purposes, CPD carried out core sampling using a luminescent solution (soluble fluorescein), which was added to the circulation system of the washing fluid during core sampling (Pic.6). www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION КНИЖНАЯ СЕРИЯ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА

«Стремясь способствовать распространению знаний, НК «Роснефть» инициирует издание серии, в которой планируется выпускать наиболее значимые книги российских и зарубежных ученых, обобщающие лучший мировой опыт в области поиска, разведки и добычи нефти и газа …» Президент НК «Роснефть» Богданчиков С.М.

РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ

Главный редактор С. М. Богданчиков, НК «Роснефть» Ответственный редактор М. М. Хасанов, НК «Роснефть» К. С. Басниев, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, РАЕН Г. Г. Гилаев, НК «Роснефть» А.Н. Дмитриевский, Институт проблем нефти и газа РАН С. И. Кудряшов, Министерство энергетики РФ В. Г. Мартынов, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина М. Е. Ставский, НК «Роснефть» Э. М. Халимов, ВНИГРИ, РАЕН

БЕСТСЕЛЛЕРЫ СЕРИИ «БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА» Уиллхайт Г.П.

Уолш М., Лейк Л.

ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТОВ

ПЕРВИЧНЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ИКИ, 2009, 704 стр.

Оригинальное издание: Willhite G.P. Waterﬂooding SPE Textbook Series V. 3, 1986

Заводнение является одним из основных методов повышения нефтеотдачи, эффективность его проведения зависит от качества проектирования. В книге сначала рассматриваются основные принципы несмешивающегося вытеснения, затем описывается системная процедура проектирования заводнения. Также описаны некоторые программы, используемые для проведения сложных расчетов.

Эрлагер Р. мл. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

ИКИ, 2006, 512 стр. Оригинальное издание: Earlougher R.C., Jr Advances in Well Test Analysis SPE Monograph Series V. 5, 2003

В книге изложены методы исследований скважин на нестационарных режимах и соответствующие методики интерпретации, приведены оценки влияния различных факторов на результаты исследований, освещены вопросы планирования исследований и выбора измерительного оборудования. Рассматриваемые методы исследований иллюстрируются примерами.

ИКИ, 2008, 672 стр.

Оригинальное издание: Walsh M., Lake L. A Generalized Approach to Primary Hydrocarbon Recovery Elsevier, 2003

Книга служит введением в современную теорию первичных методов разработки месторождений. В основных разделах систематически рассмотрены свойства пород и флюидов, виды пластовой энергии и пластовые режимы, лабораторные PVT-методы и процедуры сепарации, методы материального баланса, режимы течения флюидов, приток воды в пласт, продуктивность скважин и кривые истощения пласта.

Малышев Н.А., Никишин А.М. (ред.) ГЕОЛОГИЯ ДЛЯ НЕФТЯНИКОВ

ИКИ, 2008, 360 стр.

В книге отражены современные научные представления о строении Земли, истории ее геологического развития, разнотипных и разномасштабных структурах земной коры. В ней рассматриваются основные положения концепции тектоники литосферных плит. Особое внимание уделено геологии осадочных бассейнов и методам их изучения. Отдельно рассмотрены вопросы моделирования углеводородных систем.

ТАКЖЕ ВЫШЛИ В СВЕТ

Мирзаджанзаде А. Х. «Введение в специальность», ИКИ, 2010, 280 стр. Матерон Ж. «Основы прикладной геостатистики», ИКИ, 2009, 460 стр. Дейк Л.П. «Практический инжиниринг резервуаров», ИКИ, 2008, 668 стр. Косентино «Системные подходы к изучению пластов», ИКИ, 2007, 400 стр. Экономидес М., Олини Р., Валько П. «Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике», ИКИ, 2007, 236 стр. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. «Многофазный поток в скважинах», ИКИ, 2006, 384 стр.

ГОТОВЯТСЯ К ПЕЧАТИ В 2010 г. Дж. Фанчи «Моделирование фильтрационных потоков в пластах» П. Роуз «Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами» Дж. Лючия «Карбонатные коллекторы. Интегрированный подход» Р. Батлер «Горизонтальные скважины в добыче нефти, газа и битума» М. Экономидес, К. Нолте «Стимулирование продуктивных пластов» Е.А. Копилевич, И.А. Мушин, Е.А. Давыдова, М.Л. Афанасьев «Комплексное спектрально-скоростное прогнозирование типов геологического разреза и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов»

Издания серии «Библиотека нефтяного инжиниринга» и другие книги, выпускаемые Институтом компьютерных исследований и Научно-издательским центром «Регулярная и хаотическая динамика», можно приобрести: • через интернет-магазин Mathesis: http://shop.rcd.ru • через представительства «ИКИ» и НИЦ «РХД»: г. Ижевск Удмуртский государственный университет ул. Университетская, д. 1, корп. 4, к. 211 тел./факс: (3412) 50 02 95 subscribe@rcd.ru

г. Москва ИМАШ им. А.А. Благонравова РАН ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414 тел.: (495) 641 69 38, факс: (499) 135 54 37 rhd-m@mail.ru

• в магазинах г. Москвы и Московской области, г. Санкт-Петербурга. Подробная информация о точках продаж представлена на сайте интернет-магазина http://shop.rcd.ru

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН дальнейшем для оценки загрязненности поровых флюидов фильтратом БР (рис.7).

Рис.7 Отбор и консервирование образцов керна на скважине Pic.7 Core Sampling and Preservation on the Well Проведенные лабораторные исследования показали, что степень проникновения фильтрата в центральную часть керна составляет в среднем 2%, т.е. практически отсутствует. Анализ керна с сохраненным насыщением Высокий процент выноса керна и сохранение его естественного насыщения выводят геологические и петрофизические представления о месторождении, поистине, на новый уровень знаний. Очевидно, что высокая сохранность поднятого на поверхность каменного материала является важнейшим составляющим последующего эффективного моделирования резервуара по результатам лабораторных исследований ФЕС, литологии, минералогии, гранулометрии и структурных особенностей изучаемых горных пород. Вместе с тем, в этой статье, авторам хотелось бы сделать акцент на активной работе исследователя с имиджевыми материалами керна. В этом свете, особую роль при анализе каменного материала, наряду с лабораторными определениями, играют фотографии керновой колонки в дневном и ультрафиолетовом свете. Будучи загруженными в программу обработки и интерпретации геологогеофизических данных, изображения керна, увязанные с каротажными материалами позволяют исследователю, в буквальном смысле, увидеть своими глазами весь разрез, вскрытый скважиной. По своей информативности сформированные цифровые имиджи полноразмерного керна можно сравнить с обнажениями горных пород в условиях их «мгновенного» выноса из недр на дневную поверхность с сохранением глубинного насыщения и охарактеризованных в дополнение каротажным материалом. Такие данные позволяют снять большинство традиционных неопределенностей

54 ROGTEC

Рис.6 Введение люминесцентного раствора в систему циркуляции промывочной жидкости Pic.6 Introduction of luminescent solution into the circulation system of the washing fluid Upon withdrawal, cylindrical samples of 2 cm in diameter were drilled out from the central part of the core and immediately preserved by wax coating to be used in the future for assessing the contamination of pore fluids by drilling fluid filtrate (Pic.7). Laboratory research has showed that the degree of filtrate penetration into the central part of the core comprises on average 2%, i.e. practically absent. Core Analysis with Preserved Saturation The high percentage of core recovery and the preservation of its natural saturation lead geological and petrophysical oilfield design to a truly new level of knowledge. Obviously, the high degree of preservation of the rock material removed to the surface is an important component in the subsequent efficient reservoir simulation based on the results of reservoir property studies in the laboratory, lithology, mineralogy, grainsize classification and the structural characteristics of the rocks being studied. Alongside this, the authors of this article want to highlight the researcher’s thorough work of the image core materials. Alongside laboratory studies, an important role for rock material analysis is played by the core column photographs taken in daylight and in ultra violet light. Core images loaded into the program for the processing and interpretation of geologicalphysical data compared with logged materials allow researchers to see for themselves the whole core intersection opened by a well. The information value of the digital images of a full-size core could be compared with the outcropping of rocks in the conditions of “instantaneous” recovery from the subsurface to the www.rogtecmagazine.com

WELL TESTING связанных с ограничением разрешающей способности каротажных методов, уточнить литологию горных пород, увидеть истинные мощности прослоев, текстурные особенности, распределение насыщенности, наличие невидимых для каротажа гетерогенных коллекторов. Полная сохранность каменного материала устраняет также проблему привязки керна к каротажным данным, позволяя сопоставлять керновые и каротажные характеристики горных пород во всем целевом интервале с высокой статистической обоснованностью (рис.8). Приведем некоторые примеры, иллюстрирующие 0

Д.e.

surface with the preservation of subsurface saturation and, in addition, are characterised by the logging materials. Such data allow the elimination of major traditional uncertainties connected with the limited resolution characteristics of logging methods, specify the lithology of rocks, show the true thickness of formations, their textural features, saturation distribution and the presence of heterogenic collectors that are not visible for logging. The full preservation of the rock material also eliminates the problem of tying the core to the logging data, allowing the comparison of the core and the logging characteristics of rocks throughout the entire interval with high statistical relevance (Pic.8).

Кн ГК Ре

ГГКп КВ

НК

КП керн

КВ coxp керн

КПР керн

КП

КВCкерн

КПР

УЭС 0.3

Д.e.

mД

Фото керна ДС

УФ

1000

Pic.8 Shows an example of the comparison of logging materials, laboratory core analysis results and photographs of core in daylight and ultra violet light. Below are some examples showing the key role of the core information for the resolution of various geological uncertainties: A new type of oil saturated heterogeneous reservoir– “sandy-argillaceous conglomerate” (for the particular drilling territory). If no core data had been available, Then the chances are that such a reservoir would have been missed due to its “invisibility” to the logging methods and the standard procedures used to interpret them (Pic.9).

Рис.8 Пример сопоставления каротажных материалов, результатов лабораторных анализов керна и фотографий керна в дневном и ультрафиолетовом свете Pic.8 Example of the Comparison of Logging Materials, Laboratory Core Analysis Results and Photographs of Core in Daylight and Ultra Violet Light ключевую роль подобной керновой информации при разрешении различного рода геологических неопределенностей. Так в одной из скважин был вскрыт новый (для разбуриваемой территории) тип нефтенасыщенного гетерогенного коллектора – «песчано-глинистый конгломерат». В отсутствии керновых данных, такой коллектор был бы, скорее всего, практически полностью пропущен, в связи с его «невидимостью» для каротажных методов и стандартной методики их интерпретации (рис.9). При вскрытии разведочными скважинами разрезов ачимовской свиты на участках СПД, как правило, возникают существенные сложности интерпретации полученных материалов ГИС. Причиной этого, зачастую, являются крайне низкие коллекторские свойства пород ачимовской пачки, недостаточная www.rogtecmagazine.com

ГК Ре

ГГКп КВ

НК

УЭС

КП керн

Кн

КПР керн

КП

КВCкерн

КПР

0.3

Д.e.

mД

Фото керна ДС

УФ

1000

Пропущенный гетерогенный коллектор Missed Heterogenic Reservoir

10m

Песчано-глинистый конгломерат Sandy-Argillaceous Conglomerate

10m

Рис.9 Пример выделения нефтенасыщенного песчано-глинистого конгломерата Pic.9 Example of Detection of Oil Saturated SandyArgillaceous Conglomerate

When opening the drill core of the Achimovskaya series on CPD sites by exploration wells, as a rule, there are essential problems with the interpretation of logging materials. This is because of the extremely

ROGTEC 55

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН изученность их петрофизических характеристик, затруднения с получением достоверных величин минерализации пластовой воды в малоприточных объектах и т.д.

low collection properties of the Achimovskaya series rocks, insufficient exploration of their petrophysical characteristics, difficulties in obtaining true figures for formation water salinity, etc.

В то же время, как известно, даже незначительные изменения калибровочных параметров интерпретационной модели для подобных низкопроницаемых коллекторов приводят к значительным изменениям в оценке их эффективных толщин и степени насыщения. Все это может привести к серьезным ошибкам при прогнозе продуктивности таких резервуаров, сложных с позиции их разработки.

At the same time, as is already known, even slight alterations to the calibrating parameters of the interpretation model for low-permeability reservoirs result in major changes in the evaluation of their productive formations and their degree of saturation. All these factors may result in serious mistakes when forecasting the productivity of such reservoirs, which are complicated from the point of view of their exploration.

Так, при анализе каротажных данных одной из разведочных скважин СПД, вскрывших ачимовскую толщу (рис.10), может возникнуть впечатление о наличии значительных эффективных толщин и возможной перспективности рассматриваемых отложений, в связи с повышенными значениями удельного электрического сопротивления опесчаненных пачек и их вероятным нефтенасыщением (рис.10, левая часть).

When analysing the logging data of one of the exploration wells of CPD’s of Achimovskaya series sites (Pic.10), one can get an impression of the presence of significantly effective series and a possible perspective of sedimentation studies, in connection with the increased values of the true resistivity of sanded formations and their probable oil saturation (Pic.10, left part).

Вместе с тем, изображение керновой колонки в ультрафиолетовом свете убедительно свидетельствует, что из общей кажущейся эффективной толщины, едва ли, десятая часть является нефтенасыщенной (рис.10, правая часть). Остальная подавляющая доля опесчаненных разностей является, по всей видимости, либо неколлектором, либо, так называемым «субколлектором», неспособным (при данных капиллярных давлениях) принимать нефть и содержащим исключительно рыхлосвязанную воду.

The image of a core column in ultra violet light truly demonstrates that, from the entire, seemingly effective formation, barely a tenth of it is oil-saturated (Pic. 10, right part). The rest, the majority of the sanded differences, apparently indicate either no reservoir, or the so-called sub-reservoir which, under such capillary ГК Ре

ГГКп КВ

керна

НК

УЭС 1

0mm

КП 50

0.3 Д.e. 0

КН

КПР 0.1 mД

УФ 100

Другим примером высокой информативности керна с сохраненным насыщением является возможность обоснования положений ВНК и определения различного характера насыщения одновозрастных песчаных тел. Так на рисунке 11 приведен пример однозначного обоснования ВНК для пласта АС11.2 по материалам керновых изображений в ультрафиолетовом свете. Эта же иллюстрация (рис.11) демонстрирует существование независимых нефте и водонасыщенных каналов в интервале пласта АС11.3. Сохранение естественного насыщения керна позволяет напрямую (методом ретортирования) определить текущую водо/нефтенасыщенность коллекторов (рис.12). Такой подход может быть с успехом использован для прямой оценки нефтенасыщенности разрезов скважин с начальным нефтенасыщением и, что особенно важно, для определения текущей нефтенасыщенности в обводненных зонах, в ситуации, когда оценка

56 ROGTEC

Рис.10 Пример неоднородно-полосчатой слабой нефтенасыщенности ачимовской свиты Pic.10 Example of Heterogeneous Low-Saturation Banded Achimovskaya Series www.rogtecmagazine.com

WELL TESTING pressure, cannot accept oil and contains exclusively osmotic water. керна ГК УЭС

КП

КН

УФ

Another example of the high informational content of a core with the preserved saturation is the possibility of substantiating the statement on Oil-Water-Contact (OWC) and determining various saturation characteristics of the coeval sand bodies. Pic. 11 demonstrates an example of a simple substantiation of OWC for the АС11.2 bed based on the materials of core images in ultra violet light. The same picture (Pic. 11) demonstrates the existence of independent oil-and-water saturated channels in the interval of the АС11.3 bed.

10m

BHK/OWC AC11.2

нефтенасыщенный “канал” AC11.3 Oil Saturated Channel AC11.3

водонасыщенный “канал” АС11.3 Water Saturated Channel AC11.3

Рис.11 Оценка характера насыщения и обоснование ВНК по фотографиям керна в ультрафиолетовом свете и материалам ГИС Pic. 11 Evaluation of the Saturation Properties and Substantiation of OWC Based on the Core Photographs in Ultra Violet Light and Logging Materials текущих величин Кн по данным каротажа , как правило, затруднена, а ее результаты не объективны.

The preservation of natural core saturation allows direct identification of the current oil-water-saturation of reservoirs using a retortion method (Pic. 12). This approach may be successfully used for directly assessing the oil saturation of core sections with initial oil saturation, and most especially, for identifying the current oil saturation of water-cut zones in situations in which assessing such values as Кн based on logging data is very complicated and the results are not objective. Начальное насыщение Initial Saturation

Измененное разработкой насыщение Saturation Changed Due to Development

Фото керна КП

Кн

УФ

ДС

Вместе с тем, необходимо помнить, что полученные по керновым образцам величины нефтенасыщения могут быть несколько завышены, вследствие неизбежной потери поровой воды при выносе, транспортировке, обработке и анализе керна (обусловленной процессами дегазации и усушки). При этом, наиболее сильное проявление этого эффекта наблюдается в интервалах недонасыщенных коллекторов, характеризующихся повышенным содержанием свободной воды. В области предельного нефтенасыщения, где вся поровая вода становится остаточной этот эффект, по мнению авторов, практически исчезает. В заключение, приведем интересный пример, связанный с проблемами оценки нефтенасыщенности и продуктивности гетерогенных коллекторов. Так, при бурении нового куста скважин на Ваделыпском месторождении был встречен новый тип разреза с аномально низким (менее 40% по данным ГИС) нефтенасыщением выше ВНК. Вместе с тем, результаты освоения новых скважин показали неожиданно низкую обводненность скважинной продукции, в результате чего достоверность модели насыщения в этой зоне была подвергнута сомнению. Однако, бурение скважины с отбором керна с сохраненным насыщением немедленно прояснило ситуацию. Как оказалось, кажущийся относительно www.rogtecmagazine.com

“промытые” зоны “Washed Zones”

Рис.12 Оценка нефтенасыщенности в скважинах с отсутствием и наличием признаков обводнения по данным керна и ГИС Pic. 12 Evaluation of Oil Saturation in the Wells with and without the Presence of Water Intrusion Based on Core Data and Logging

ROGTEC 57

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН однородным коллектор, представляет собой тонкослоистое переслаивание пропластков с различными свойствами, плохо различимое по данным ГИС вследствие их ограниченной разрешающей способности (рис.13). При этом, будучи расположенными недалеко от зеркала чистой воды, наименее проницаемые прослои являются практически полностью водонасыщенными под действием капиллярной пропитки (отсутствие свечения в уль трафиолетовом свете).

However, it should be remembered that the oil saturation values, received on the basis of core samples, may be slightly higher, due to the inevitable loss of pore water during recovery, transportation, processing and core analysis, conditioned by degassing and moisture loss. Having said that, this effect shows most prominently in the intervals of under-saturated reservoirs which are characterised by a high content of gravity water. In the area of ultimate oil saturation where all pore water becomes irreducible, this effect, according to authors, practically disappears.

Таким образом, мы имеем дело с преимущественно водонасыщенными коллекторами выше принятого уровня ВНК. К счастью, вследствие их плохих коллекторских свойств содержание в них свободной воды невелико и, по той же причине, их вклад в общую продукцию скважины мало ощутим. В то же время, коэффициент нефтенасыщенности прослоев с улучшенными ФЕС составляет (по данным керна) величину порядка 50%, что является нормальным для данного типа коллектора. Видимая же общая низкая насыщенность обусловлена усреднением Кн нефте и водонасыщенных прослоев.

In conclusion, we should like to demonstrate another interesting example, connected with the problems of oil saturation evaluation and the productivity of heterogenic reservoirs. When drilling a well cluster on Vadelipsky oilfield, a new type of core intersection was found with anomalously low oil saturation above OWC (less than 40% based on logging). However, the results of well developments showed the unexpectedly low water content of the well products, casting doubt on the reliability of the saturation model in that zone. However, the drilling of the well with core sampling clarified the situation immediately.

ГК

УЭС

КП 0.3

Д.e.

КВC coxp керн

КП керн

Кн 0

Д.e.

КПР керн

керн

КПР

УФ

mД

1000

Рис.13 Пример переслаивания нефте и водонасыщенных коллекторов с различными ФЕС Pic.13 Example of the Inter-layering of Oil and Water Saturated Reservoirs with Various Properties Заключение Резюмируя, можно выделить следующие основные аспекты достигнутой эффективности работ по отбору и анализу керна: » уменьшение времени отбора керна осуществлено за счет увеличения длины керноотборника, что привело к снижению количества спуско подъёмных операций при стабильно высоком проценте выноса

58 ROGTEC

It turned out that the seemingly relatively homogeneous reservoir represented a thin layer alternation of inter-layers with various properties, which were not detected based on logging because of their limited resolving capacity (Pic.13). Less permeable formations, being located close to the clean water surface, are almost fully water-saturated under the influence of capillary imbibing (absence of glow in ultraviolet light). Therefore, what we have here are predominantly water-saturated reservoirs located higher than the recognised level of OWC. Fortunately, due to their bad collection properties, the water content is not high, and for the same reason their input into the well products is not significant. At the same time, the oil-saturation factor of inter-layers with improved reservoir properties comprises ca 50%, based on core data, which is acceptable for this type of reservoir. The visible general low saturation is conditioned by averaging the Кн of oil and water saturated inter-layers. Summary It is possible to identify the following main aspects of the achievements during the operations carried out on core sampling and core analysis:

Reduction in core-sampling time is achieved due to the increase length of the core-retrieving barrel, which resulted in a reduction in the number of trips and at the same time ensured a stable high percentage of recovery www.rogtecmagazine.com

WELL TESTING

» сокращение операционного времени прямым

образом понижает трудовые и денежные затраты, уменьшает вероятность получения травм и, как следствие, увеличивает безопасность работ

Российский подрядчик ООО НПО «СибБурМаш» демонстрирует качество проводимых работ на уровне, а по некоторым показателям и выше, ведущих мировых компаний по отбору керна. Тем не менее, как показывает практика, необходимо вести постоянную работу по совершенствованию мероприятий по отбору керна для понимания сложного строения месторождений. Успехи в области сбора керновой информации позволили вывести интерпретационную составляющую на новый качественный уровень. Хотелось бы также отметить снятие неопределенностей в оценке характера насыщения в керновых скважинах, устранение проблем привязки каменного материала, создание цифровых имиджей керна – ценного дополнительного источника информации о вскрытом разрезе.

The reduction in operation time directly reduces labour and financial costs, lowers injury risks and improves work safety.

The Russian subcontractor SibBurMash Scientific Research Enterprise OJSC demonstrates the quality of operations at the same level, and on some parameters, even at a higher level when compared with the world’s leading core sampling companies. Nevertheless, the experience shows that work must be continued on the improvement of core sampling procedures in order to understand the complicated structure of oilfields. Success in the area of core collection information enabled its interpretation to be raised to a new level of quality. Furthermore, we should like to point out that the uncertainties in the evaluation of the saturation properties of core wells and the problems of rock material tying have been eliminated and digital images of core – a valuable additional source of information on core intersection, have been created.

Russian O&G Tenders Unlock the Potential!

Gain access to daily short, medium and long term O&G tender announcements from the majority of Russian operators through our tender alert service.

Can you afford to miss out? Email: info@rogtecmagazine.com Tel: +350 2162 4000 www.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com/tenders.php

ROGTEC 59

ДОБЫЧА

Технология за круглым столом – винтовые насосы кавитационного типа Technology Roundtable – PC Pumps

Евгений Чашин Evgeny Chashin

Кертис Хейде Curtis Heide

Франциско Диаз Телли Francisco Diaz Telli

Директор по маркетингу Baker Hughes, Россия и Каспийский регион

Менеджер по прикладному инжинирингу, компания NOVMonoflo

Tenaris по оказанию технической поддержки по штанговым насосам по всему миру

Director of Marketing, Production Baker Hughes, Russian & Caspian Region

Applications Engineering Manager, NOVMonoflo

Винтовые насосы кавитационного типа хорошо зарекомендовали себя при работе с применением твердых веществ и вязких жидкостей. Хотя разрабатываются новые модели, эксплуатация большинства насосов в настоящее время более ограничена по температуре и по глубине, по сравнению с другими системами подъема. Насосы обладают хорошей производительностью, однако малопригодны для работы с летучими углеводородами из-за агрессивного воздействия на статор, выполненный из резины. В статье перечислен ряд вопросов, относящихся к эксплуатации винтовых насосов кавитационного типа в России и к проблемам, которые могут встречаться при работе с ними. Всегда полезно сравнить замечания по эксплуатации у других операторов, продолжительность службы систем и причины возникших отказов. Каковы основные преимущества винтовых насосов кавитационного типа перед прочими методами механизированной добычи в России? Евгений Чашин: Винтовые насосы кавитационного типа превосходно зарекомендовали себя как системы механизированной добычи при работе с тяжелой

60 ROGTEC

Tenaris-Sucker Rods Technical Sales

Progressive Cavity Pumps (PCP) are noted for handling solids and viscous fluids. Although new models are under development, most now used are temperature limited and more depth limited than other lift techniques. The power efficiency is good but they also have and aversion to light hydrocarbon liquids that can attack the rubber stator. This article lists a series of questions that relate to PCP operation in Russian and what operational concerns may be from the users. It is always useful to compare operational notes with other operators and also useful to compare the run lives of the systems and the cause of failures encountered. What are the key benefits of PC Pumps over other forms of artificial lift in Russia? Evgeny Chashin: Progressive Cavity Pumps are known to be excellent Artificial Lift systems used especially in scenarios where heavy oil, fluids containing sand and other abrasives are present. PCP’s are also good for handling fluids containing gas (unlike conventional ESP’s which would present gas lock). High volumetric efficiency is another property that supersedes Jet Pumping, Beam, Gas Lift and low volume ESP that allows oil companies in Russia to minimize lifting cost through power savings. PCP’s are also used at low flow rate regimes. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION нефтью, флюидами с содержанием песка и прочих абразивных материалов. Они также эффективны при работе с газосодержащими флюидами (в отличие от обычных ПЭН, использование которых приводит к появлению газовых пробок). Объемный коэффициент полезного действия — еще одна характеристика, превосходящая аналогичный показатель для струйных насосов, станков-качалок, газлифтов и малообъемных ПЭН, что позволит российским компаниям минимизировать эксплуатационные расходы за счет экономии энергии. Винтовые насосы кавитационного типа применяются также в режиме слабого притока. Кертис Хейде: Винтовые насосы кавитационного типа действуют по принципу осевого насоса с низкой скоростью течения внутренней жидкости, что позволяет минимизировать сбалтывание жидкости, снижая формирование эмульсии и эрозии вследствие выработки сухого остатка. Вот некоторые преимущества винтовых насосов кавитационного типа перед прочими системами механизированной добычи: » сокращение капитальных затрат; » высокая эффективность насосной установки и системы; » снижение способности подтоварной воды образовывать отложения благодаря подвижным отметкам уплотнителя; » выработка сухого остатка в большем объеме по сравнению с прочими методами механизированной добычи (МД); » низкие расходы на техническое обслуживание; » простая настройка для увеличения объемов производства; » эффективное производство различных видов вязких флюидов. Франциско Диаз Телли: Винтовые насосы кавитационного типа представляют собой высокоэффективную систему механизированной эксплуатации нефтяных скважин. Однако, эти насосы являются хорошим решением только в определенной области, а не для всех скважин или месторождений. Можно сказать, что такие насосы подходят идеально для скважин с высоким содержанием песка или для скважин с вязкой нефтью, учитывая их удобную поверхностную установку по сравнению со штанговыми глубинными насосами. Несмотря на то, что эти насосы требуют меньших капитальных вложений для получения полной системы механизированной эксплуатации, не все операторы знакомы с этой системой. Какие регионы и какие месторождения оптимально подходят для применения винтовых насосов кавитационного типа? Евгений Чашин: Месторождения с ограниченными запасами, низкопродуктивные месторождения, новые месторождения с описанными характеристиками. www.rogtecmagazine.com

Curtis Heide: The flow through a PC pump is a unique axial flow pattern with low internal fluid velocity. This feature minimizes fluid agitation resulting in reduced emulsion generation and erosion due to solids production. Some of the key benefits of PC pumps over other forms of artificial lift are: » Reduced capital cost » High pump and system efficiencies » Reduced scaling tendency due to moving seal lines » Capable of producing higher levels of solids than other forms of artificial lift (AL). » Low maintenance » Easily adjustable to increase production » Ability to effectively produce a full range of fluid viscosities Francisco Diaz Telli: PC Pumps are a highly efficient Artificial Lift System (ALS). Nevertheless, they are only a good solution for some niches and not for every well or field. They provide an excellent behavior in wells with high sand cuts or with viscous oil and they also have a friendly superficial installation in comparison to Rod Pumps. Although they demand a small investment to get the whole ALS, not all operators are familiar with them. Which are the optimal regions and fields for PC pump production? Evgeny Chashin: Marginal, low production fields as well

as new fields where the constraints described above are present are good candidates for the PCP technology. PCP are also used in fields where the customer wants to replace existing old technology (namely beam pumps) by a more technologically advanced, more efficient system is desired. Curtis Heide: Heavy Oil regions predominated by sand production and depths less than 6000ft. Low temperature, heavy oil plays where maximum fluid production rate cannot be achieved by other AL means due to issues such as rod fall for beam pumps, low mixing of gas in heavy oil for gas lift applications and fields that cannot be produced by an ESP due to the intersection points of the IPR and OPR curves being in an unstable zone leading to high risk of failure. Francisco Diaz Telli: PC Pumps are very flexible and are facing a large number of new developments. This makes them a good alternative in different fields. They can be used in shallow or in deep wells, with small or large production flows. Temperature used to be the main limitation but nowadays there are pumps that have overcome this inconvenient. Our guess is that the main limitation is the field personnels knowledge on the system What adaptations or options are required for equipment running in Russia’s harsh locations (downhole or surface)? Evgeny Chashin: PCP can be used in either deviated or

vertical wells. For deviated wells a new downhole string

ROGTEC 61

ДОБЫЧА Винтовые насосы кавитационного типа также применяются на тех месторождения, где по желанию клиента существующая старая технология (например, станки-качалки) может быть заменена более технологически совершенной и эффективной системой. Кертис Хейде: Месторождения тяжелой нефти, преимущественно с выносом песка в процессе добычи, на глубинах менее 6 000 футов. В условиях низких температур, в нефтеносных пластах тяжелой нефти, где невозможно достичь максимальной нормы отбора при использовании иных методов МД в связи с неустойчивостью насосных штанг станковкачалок, низкий уровень перемешивания газа в тяжелой нефти для газлифтных устройств, и на тех месторождениях, где разработка с использованием ПЭН невозможна вследствие того, что точки пересечения кривых показателя IPR и OPR находятся в зоне нестабильности, что связано с определенным риском.

containing the ESPCP will have to be ran and VSD (Variable Speed Drive) installed on surface. For vertical wells a Rod Driven PCP can be used and again, a VSD will be used. The installation is simple and will require conventional completion equipment. Curtis Heide: An analysis of specific well data and field parameters would be required for any PC system design. NOV PCP systems are currently installed in harsh environments all around the world including (but not limited to) Venezuela, Canada, USA, Argentina, Africa, Egypt, Albania, Mexico, Columbia. Francisco Diaz Telli: PCP systems are used in harsh locations all around the world, from Alaska to Australia. They can face extremely cold environments as well as warm weather. No special adaptations are needed for Russia but a careful selection process should take place. How can operators maximize production while minimizing lifting costs?

Франциско Диаз Телли: Винтовые насосы кавитационного типа являются очень гибкими, что позволяет прогнозировать им множество разработок и модификаций в будущем и что делает их хорошей альтернативой для использования на различных месторождениях.

Evgeny Chashin: By running the corresponding Compatibility

Они находят применение, как в неглубоких, так и в глубоких скважинах, как с высокой, так и низкой производительностью. Пределы температур являются основным ограничением этих насосов, но в настоящее время уже есть насосы, которые справляются с этим недостатком. Мы считаем, что основным ограничением является недостаток знаний персонала, работающего на площадке с системой.

Curtis Heide: Utilization of VFD pump off controllers and/ or downhole gauges will greatly enhance the performance and durability of the PCP system. Well optimization can be achieved while reducing the risk of pump damage due to low pump efficiencies.

В каких доработках нуждается оборудование (скважинное или наземное), используемое в суровых условиях на территории России? Евгений Чашин: Винтовые насосы кавитационного типа могут использоваться в наклонно-направленных или вертикальных скважинах, при этом в наклоннонаправленных скважинах устанавливается новая нижняя часть колонны с системой ESPCP, на поверхности — ЧПС. В вертикальных скважинах возможно применение винтовых насосов кавитационного типа с поверхностным приводом в паре с ЧПС. Система проста в установке, которую можно произвести с помощью обычного оборудования для закачивания скважин. Кертис Хейде: Для разработки любых винтовых насосов кавитационного типа необходимо провести анализ данных определенной скважины, а также параметров месторождения. В настоящее время

62 ROGTEC

Tests between well fluid and PCP components (elastomer) a proper material selection is obtained which will provide a long runlife for the system making this a good reason for optimization. Efficiencies are excellent in these type of pumps hence low power consumption.

Francisco Diaz Telli: If we include the maintenance cost in the lifting cost evaluation, a large amount of money is invested in failures reparations. If operators minimize failures they would increase production time and reduce maintenance costs. For this, all equipment (pump, rod string, drivehead, etc.) must be reliable. For example, although a flush connection hollow rod string is more expensive than a conventional one, it increases the tubing lifespan and gives the operator high reliability in the rod and tubing operational performance. A failure reparation cost is similar if the well has a pump, sucker rod, tubing or wellhead failure, so all elements need to be selected to increase the well reliability. Although a flush connection hollow rod string is more expensive than a conventional one, it increases the tubing lifespan and makes the operator forget about failures in these two elements. This is what should be done with all the ALS parts. What is your systems average run life in Russia before any form of failure occurs? Evgeny Chashin: The run-life varies significantly depending www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

ADVERT

NETZSCH Oilfield Products

�обыча нефти & погружные насосы Progressing Cavity Pump System �артнерство на нефтяных промыслах Partnership in the Oilfield �обыча и транспорт высоковязкой нефти Production and Transport of light and heavy crude oil �нижение уровня жидкости в газовых скважинах Gas well deliquification

10 лет NETZSCH – технология для добычи нефти в �О�� и �А�А��А��

2010

www.janczikowski.de

10 Years NETZSCH – Technology in Oilfields of RUSSIA and KAZAKHSTAN � ��О�� – ��Я ��О�А IN THE REGION – FOR THE REGION �аши партнеры для контактов �интовые насосы (��) Your contact adresses for PCP in the oil and gas industry

www.rogtecmagazine.com

NETZSCH Oilfield Products GmbH Gebrüder-Netzsch-Straße 19 . 95100 Selb/Germany �елефон/Phone: +49 (0) 9287 75 424 . �акс/Fax: +49 (0) 9287 75 427 Mail: nop@netzsch.com . www.netzsch.com

Albania Austria Azerbaijan Belarus Brazil Canada China Croatia Egypt France Germany Indonesia Italy Kazakhstan Kyrgyzstan Libya Netherlands Romania Russia Sudan Syria Czech Republic Turkey Turkmenistan Ukraine

ROGTEC 63

ДОБЫЧА насосные системы NOV работают в жестких внешних условиях во многих странах мира, например в Венесуэле, Канаде, США, Аргентине, Африке, Египте, Албании, Мексике, Колумбии. Франциско Диаз Телли: Системы винтовых насосов кавитационного типа используются в суровых условиях окружающей среды по всему миру, от Аляски до Австралии. Они адаптированы как к чрезвычайно низким, так и чрезвычайно высоким температурам окружающей среды. Никаких специальных приспособлений для России не требуется, за исключением внимательного подхода к процедуре подбора насоса. Каким образом можно увеличить объемы производства при минимизации эксплуатационных расходов? Евгений Чашин: Проведение соответствующих тестов на совместимость скважинного флюида и компонентов винтового насоса кавитационного типа (эластомер) позволяет определить подходящий материал, способный обеспечить долговечность системы и тем самым оптимизировать расходы. В этом типе насосных установок КПД очень высоки за счет низких энергозатрат. Кертис Хейде: Значительный рост производительности и износостойкости винтовых насосов кавитационного типа возможен благодаря использованию регуляторов и/или скважинных измерительных приборов насосных установок с системой ВЛД. Оптимизация производства также достигается за счет сокращения риска повреждения насосной установки вследствие низкого КПД насоса. Франциско Диаз Телли: Если мы включим расходы на техническое обслуживание в оценку стоимости эксплуатационных расходов на промысле, большое количество денежных средств уходит на ремонт всевозможных поломок. Если операторы смогут свести до минимума поломки, они смогут увеличить производственное время скважины и снизить расходы на техническое обслуживание. Чтобы достичь этого, необходимо использовать высоконадежную систему. Расходы на ремонт неполадок будут аналогичными, будь то неполадка с насосом, насосной штангой, колонной или устьевым оборудованием – поэтому все элементы должны быть тщательно подобраны с целью повышения надежности скважины. Хотя гладкопроходное соединение полого штока и дороже обычного, оно увеличивает срок службы колонны, и оператор может забыть о неполадках на этих двух элементах. Вот это и следует выполнить на всех частях системы механизированной эксплуатации скважин.

64 ROGTEC

on the well conditions (sand properties, temperature, oil API,etc.). It could be all the way from several months to several years. Another essential contributor to longer run-life is proper design, installation, maintenance and service. Thus we have a customer in Volga-Urals region where there are about 150 Baker Hughes PCP units running with the average run-life exceeding 700 days. Curtis Heide: In Canada, typical run life in heavy oil regions with continuous sand production is ~12 months. Mature wells or wells equipped with pump off control can typically achieve 24 months while PCP systems in high watercut, medium to light oil applications can exceed 36 months. Francisco Diaz Telli: Tenaris doesn’t produce Progressive Cavity Pumps but we have seen that when the system is properly designed, longer running life is obtained as a result. As mentioned before, it’s important to consider all the elements and their running procedures before running them in the well. How can downhole wear and tear be minimized to increase pump and part run life? Evgeny Chashin: By selecting the appropriate materials

for well conditions as well as running appropriate fluid compatibility tests we are making sure that the system has been correctly selected for a particular application so no over-torque or poor efficiency is avoided. Curtis Heide: Automation! Monitoring data such as downhole pump intake pressure, pump discharge pressure and well production can lead to better optimization strategies. Proper well design where pump, tubing, rods, drive systems are selected to ensure good run time performance based on specific well data including oil/gas/water analysis. Francisco Diaz Telli: As rod-tubing contact in PCP systems is always located next to the rod coupling, the tubing lifespan is usually brief (especially in deviated wells). There are several ways to maximize the tubing lifespan but, although it’s not the best solution, rod guides is the most used. A flush connection distributes the tubing wear all along the sucker rod and therefore gives dramatic benefits. In our opinion, this is the best alternative because the number of elements in the well is reduced and because this alternative maximizes the tubing and rod lifespan. What are the latest technological developments that you are using with your PC pump? Evgeny Chashin: New elastomers can be run at higher

temperature and higher API gravity, exclusive breaking system to prevent drivehead damage due to back spinning, proprietary seal system which is environmentally friendly is now part of the catalog we can offer, new high temp. sensor that will provide intake and discharge pressure and motor temperature. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

NOV ADVERT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 65

ДОБЫЧА Каков средний срок службы ваших систем в условиях России до первой поломки? Евгений Чашин: Средний срок службы значительно разнится в зависимости от условий скважины (свойства песка, температура, характеристик нефти и т.д.) и может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. Продления срока службы можно добиться за счет особенностей конструкции, установки, ухода и обслуживания. Так, средний срок службы 150 винтовых насосов кавитационного типа нашего клиента в Волго-Уральском регионе превышает 700 дней. Кертис Хейде: В Канаде средний срок службы установок в регионах с залежами тяжелой нефти и продолжительной добычей песка составляет примерно 12 месяцев. При применении систем на давно используемых скважинах или скважинах, где производится контроль за откачкой, срок службы составляет примерно 24 месяца, а на скважинах с высокой обводненностью, при добыче нефти среднего или низкого уровня плотности — 36 месяцев. Франциско Диаз Телли: КомпанияTenaris не производит винтовые насосы кавитационного типа, но мы знаем, что правильное построение системы гарантирует продолжительный срок службы. Как говорилось ранее, важно провести тщательный анализ всех элементов системы и принципа их работы, прежде чем запускать их для работы в скважине. Каким образом возможно уменьшить износ и увеличить срок службы насоса и оборудования? Евгений Чашин: За счет выбора оптимальных материалов в зависимости от условий скважины, а также за счет проведения соответствующих тестов на совместимость с флюидом с целью удостовериться в правильности выбора системы в каждом конкретном случае и исключить такие факторы, как чрезмерность вращения или низкий кпд. Кертис Хейде: За счет автоматизации! Мониторинг таких данных, как давление на входе в забойный насос, давление на выходе из насоса, а также дебит скважины может помочь в разработке более эффективной стратегии оптимизации. Также имеет значение правильная конструкция скважины, где верный выбор насоса, системы труб, напорной системы обеспечит высокие показатели времени непрерывной работы на основе определенных данных о скважине, полученных, в том числе, при проведении анализа нефти, газа и воды Франциско Диаз Телли: Так как контакт между штоком и колонной в системах винтовых насосов кавитационного типа всегда находится рядом с соединительной штанговой муфтой, срок службы

66 ROGTEC

Curtis Heide: NOV has developed a patented TopTag™ system that eliminates accessories below the pump intake. This allows for unobstructed flow to the inlet of the pump while still maintaining access via coil tubing and protecting the elastomer during coiling operations. NOV has developed a patented Insert PCP system that allows PC pumps to be ran and retrieved on the rod string inside the tubing. NOV patented system also allows for the pressure testing of the tubing during installation and retrieval. Francisco Diaz Telli: Tenaris produces sucker rods and works to increase the PCP system reliability and working capacity. Under this framework we have seen that conventional sucker rods were designed many years ago (when PC Pumps were not applied in the Oil Industry) and therefore they present several limitations that reduce the PCP system reliability. In order to overcome this problem, Tenaris developed PCPRod® Hollow series with a connection designed for torque applications, with higher torque capacity and elasticity reduction (backspin and stick slip effects reduction). Their flush and near-flush connections make them ideal for use in deviated wells, increasing the tubing lifespan. They are also run in the well with conventional tubing tongs as they don’t require any special tool or rig, in contrast with other solutions to rod-tubing wear problems. Tenaris has also developed a Premium Connection rod that given its diametrical interference increases the connection torque capacity and reduces the tendency to get loosen during a backspin effect. In conclusion, they also increase the PCP system reliability. колонны обычно короткий, особенно отклоненных скважин. Существует несколько способов увеличения срока службы колонны; один из наиболее распространенных - использование направляющих центраторов, хотя это и не самое лучшее решение. Как было сказано ранее, гладкопроходное соединение распределяет износ колонны по насосной штанге, вследствие чего дает большие преимущества. По нашему мнению, это является наилучшей альтернативой, так как количество элементов в скважине уменьшается и так как это позволяет увеличить срок службы колонны и штанги. Расскажите о новейших технологических разработках, применяемых в винтовых насосах кавитационного типа? Евгений Чашин: Новые эластомеры могут использоваться при более высоких температурах и www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION показателях API, эксклюзивная тормозная система для недопущения повреждения наголовника для забивки обсадных труб вследствие обратного вращения. Теперь мы можем предложить клиентам нашу новую разработку – экологически приемлемую систему уплотнения и новый датчик высоких температур для мониторинга данных о давлении на входе в забойный насос и на выходе из насоса, а также о температуре двигателя. Кертис Хейде: NOV является разработчиком запатентованной системы TopTag™, которая позволяет сократить количество вспомогательных устройств на уровне до всасывающего отверстия, что обеспечивает свободную проходимость потока во входной канал насоса, доступ через насосно-компрессионные трубы и защищает эластомер при работе змеевикапоглотителя. Разработкой NOV также является запатентованная система Insert PCP, обеспечивающая работу и извлечение винтовых насосов кавитационного типа на колонне насосных штанг в системе насоснокомпрессионных труб. Запатентованная система NOV также позволяет измерять давление в системе насосно-компрессионных труб в процессе установки и извлечения. Франциско Диаз Телли: Компания Tenaris производит насосные штанги и работает в направлении увеличения надежности и эксплуатационной производительности систем с винтовыми насосами кавитационного типа. В рамках этой работы стало понятно, что традиционные насосные штанги были созданы много лет назад, когда винтовые насосы кавитационного типа не использовались в нефтяной промышленности, и, поэтому они представляют несколько ограничений, которые снижают надежность системы винтового насоса кавитационного типа. Чтобы решить эту проблему компания Tenaris разработала серию полых насосных штанг с соединением приложения момента затяжки с максимальным крутящимся моментом и пониженной эластичностью (снижение эффекта подкрутки и прерывистого трения). Их гладкопроходные и почти гладкопроходные соединения обеспечивают идеальное применение для отклоненных скважин, увеличивая срок службы колонн. Кроме того они также используются в скважине с традиционными трубными ключами и, поэтому, не требуют специальных инструментов или буровой установки, как другие решения проблем износа штанги и колонны. Tenaris также разработали исключительную соединительную штангу, которая благодаря диаметральному контакту, увеличивает максимальный крутящий момент соединения и уменьшает тенденцию расслабления во время эффекта подкрутки, в результате чего повышается надежность системы винтового насоса кавитационного типа. www.rogtecmagazine.com

Evgeny Chashin, Director of Marketing, Production Baker Hughes, Russia Caspian Region Evgeny Chashin graduated from Moscow State University in 2001 and joined Baker Hughes in 2003. Over the years he has held various domestic and international positions in sales, operations, manufacturing and marketing with primary focus on oil production solutions including artificial lift and production chemicals. Curtis Heide, Applications Engineering Manager, NOVMonoflo Curtis Heide is a Professional Engineer registered with the Association of Professional Engineers, Geologists, and Geophysicists of Alberta, Canada (APEGGA). He holds a Computer Aided Design and Manufacturing Diploma from Kelsey (Saskatchewan Institute of Applied Science and Technology) as well as a Bachelor of Mechanical Engineering Degree from Lakehead University. In 2009, he joined NOVMonoflo in the Engineering and Design department. As the Applications Engineering Manager, he brings his experience and perspective to NOV’s global customers on issues relating to production, optimization, operations, and design when addressing the high demands placed on the Artificial Lift Systems (ALS) of today’s heavy oil reservoirs. Francisco Diaz Telli Tenaris Sucker Rod International Technical Sales Francisco Diaz Telli earned an industrial engineering degree from the Universidad Nacional de Cuyo, Argentina, and a mechanical specialization from the ENISE, France. He also received an MBA degree at the IAE - Universidad Austral, Argentina. Mr. Diaz Telli has been developing technical assistance with customers for more than 7 years and is part of the Tenaris’s Sucker Rods Technical Sales team. Евгений Чашин Директор по маркетингу и производству Baker Hughes, Россия, Каспийский регион В 2001 году Евгений Чашин закончил МГУ и с 2003 года является сотрудником Baker Hughes. В прошедшие годы он занимал различные должности в головном и международных офисах компании, работая в отделе сбыта, эксплуатации, производства и маркетинга. Основными направлениями его деятельности являются решения для добычи нефти, включая механизированную эксплуатацию и используемые при добыче реагенты. Кертис Хейде менеджер по прикладному инжинирингу, компания NOVMonoflo Кертис Хейде (Curtis Heide), дипломированный инженер, член Ассоциации дипломированных инженеров, геологов и геофизиков провинции Альберта (APEGGA), Канада. Окончил Саскачеванский институт прикладных наук и технологий с дипломом по автоматизированному проектированию и производству, а также Университет Лейкхеда со степенью бакалавра машиностроения. В 2009 году Хейде пришел в компанию NOVMonoflo в отдел разработок и проектирования. Работая в должности менеджера по прикладному инжинирингу, он использует свои знания и опыт, чтобы помогать заказчикам NOV со всего мира решать задачи, связанные с проектированием, производством, оптимизацией и эксплуатацией систем механизированной добычи, применяющихся в разработке современных нефтяных месторождений и к которым предъявляются высокие требования. Франциско Диаз Телли Техническая поддержка от компании Tenaris Sucker Rod по штанговым насосам по всему миру Франциско Диаз Телли закончил технологический факультет университета Nacional de Cuyo в Аргентине и прошел специализацию инженера-механика в ENISE во Франции. Он также получил степень магистра в университете IAE Universidad Austral в Аргентине. Господин Диаз Телли имеет свыше 7 лет опыта работы по оказанию технической помощи заказчикам и фактически является руководителем подразделения компании Tenaris по оказанию технической поддержки по штанговым насосам по всему миру.

ROGTEC 67

ДОБЫЧА

PHOTO: / ФОТО: HALLIBURTON

Восходящая геометрия ствола позволит повысить эффективность ГРП в горизонтальных скважинах Uprising Wellbore Geometry to Boost Frac Efficiency in Horizontal Wells Михаил Гапонов, главный специалист отдела планирования ГТМ, Департамент планирования ГТМ, ЦДО «Самотлорнефтегаз», ТNК-ВР

Mikhail Gaponov, Chief Specialist, Well Intervention Planning Section, Well Intervention Planning Dept., Samotlorneftegaz, TNK-BP

Решение задачи поддержания высокого уровня добычи подразумевает максимальное использование возможностей каждой скважины, в том числе, за счет реализации комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) – гидравлических разрывов пласта (ГРП), кислотных обработок и других. В 2009 году специалисты Департамента планирования ГТМ ОАО «Самотлорнефтегаз» совместно с коллегами из Корпоративного центра ТNК-ВР предложили беспрецедентный комплексный подход к проведению ГРП без дополнительной перфорации в горизонтальных скважинах с незацементированным перфорированным хвостовиком в горизонтальном участке ствола. Высокая эффективность и перспективность этого метода позволили команде разработчиков стать обладателями Премии ТNК-ВР в области технологий по итогам 2009 года. To maintain high production rates each well’s potential is to be exploited to the full, for example through well interventions such as hydraulic fracturing, acid treatments, etc. In 2009, specialists in the Well Intervention Planning Dept. of Samotlorneftegaz together with their colleagues from TNK-BP Corporate Center proposed an unprecedented integrated approach to fracturing in horizontal wells with an uncemented perforated liner in the horizontal section that requires no additional perforation. In recognition of the method’s efficiency and great potential the project team was awarded the TNK-BP Technology Award in 2009.

68 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

ОАО «Самотлорнефтегаз» операции по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах впервые были проведены в марте 2007 года. Наибольшее распространение метод получил при разработке высокопроницаемых коллекторов БВ10(1-2) и низкопроницаемых пластов групп АВ и ЮВ. В 2009 году ГРП стали проводить и в горизонтальных скважинах пласта БВ8(0). Он характеризуется малой нефтенасыщенной мощностью (2,5 – 4 м) и относительно малой расчлененностью, проницаемость составляет 30 мД. Помимо прочего, разработка этого объекта осложняется наличием подстилающего водонасыщенного горизонта.

Необходимость применения методов интенсификации притока в скважинах пласта БВ8(0) обусловлена существенным снижением продуктивности горизонтальных скважин, пробуренных в 2005-2008 годах: к концу 2008 года многие из них работали в заштуцированном или периодическом режиме, средний дебит безводной нефти составлял 10,6 т в сутки. Причинами такого падения дебитов могли стать: » кольматация призабойной зоны при бурении или заканчивании скважины; » неправильно подобранные или проведенные в недостаточном объеме обработки по устранению фильтратной корки при заканчивании; » снижение проницаемости в призабойной зоне при эксплуатации скважины в результате движения мелких частиц, изменений в фазах жидкостей или деформации породы.

amotlorneftegaz first applied hydraulic fracturing in horizontal wells in March 2007. Since then, the method has been most widely used to develop high-permeability BV10(1-2) reservoirs and the lowpermeability formations of AV and YuV groups. In 2009, the frac program was extended to include horizontal wells in BV8(0) reservoir, which has a thin net pay (2.5 m to 4 m), is relatively unsegmented, and has a permeability of 30 mD. The development of this formation is additionally complicated by an underlying aquifer.

The need for inflow stimulation techniques in the wells of BV8(0) reservoir was driven by the substantial drop in productivity of horizontal wells drilled in 2005-2008: by late 2008 many of them were operating on choke or intermittently, with an average water-free flow rate of 10.6 tpd. Possible reasons for this drop in production are: » Clogging of the bottomhole zone during drilling or completion » Incorrectly selected or insufficient treatment to remove mud cake during completion » Loss of permeability in the bottomhole zone during well operation due to movement of fine particles, changes in liquid phase or rock deformation Repeated acid treatments of the bottomhole zone and plastic perforations using a slotted hydromechanical perforator failed to produce the expected result. SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

КП / PI 1 315

0 Well / скв. 12151-2

Неоднократное проведение кислотных обработок призабойной 0,5 зоны и пластических перфораций Well / скв. 900E-2 Well / скв. 176E-2 Well / скв. 12499-2 с использованием щелевого Well / скв. 12261-2 гидромеханического перфоратора Well / скв. 12371-2 не принесли ожидаемого результата. 0 270 90 Некоторые скважины работали в режиме ниже рентабельного или вовсе Well / скв. 10306-2 Well / скв. 10385-2 Well / скв. 198E-2 уходили в бездействие по причине Well / скв. 77042-2 отсутствия притока. Эффективность Well / скв. 77222-2 ГРП по ряду горизонтальных скважин пласта БВ8(0) также Well / скв. 37113-2 225 оказалась весьма низкой из-за 135 прорыва трещины в нижележащий обводненный пласт. Анализируя 180 причины неудач, специалисты ОАО «Самотлорнефтегаз» обнаружили, КП скважин с новой геометрией КП скважин с пологой геометрией PI for Wells with New Profile PI for Wells with Slanted Profile что на дебит скважины после ГРП значительно влияет геометрия ее Рис. 1 Коэффициенты продуктивности горизонтальных скважин по отношению горизонтального ствола; зависимости к углу между горизонтальным стволом к минимальному напряжению коэффициента продуктивности Fig. 1 Productivity Indexes of Horizontal Wells Relative to the Angle скважины от ориентации between the Horizontal Wellbore and Minimum Stress горизонтального ствола в пространстве www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 69

ДОБЫЧА по азимуту выявлено не было (Рис. 1). Some wells had become sub-commercial or were shut Таки образом, необходимо было отработать down due the absence of inflow. Frac efficiency in a алгоритм подбора и оценки скважинnumber of horizontal wells in BV8(0) reservoir also proved кандидатов для проведения ГРП с тем, чтобы rather low due to fracturing of the underlying aquifer. As в дальнейшем избежать системных ошибок и Samotlorneftegaz specialists were analyzing the reasons снизить технологические for the failures, they discovered и геологические риски. that the geometry of the Помимо увеличения дебитов и В решении этой задачи well’s horizontal section had a получения дополнительной добычи substantial effect on the well’s специалистам ОАО нефти изменение геометрии «Самотлорнефтегаз» flow rate after frac; no effect ствола позволило существенно помогали коллеги из СНГДУwas established of the wellbore сократить затраты на бурение 2, ОАО «ТNК-Нижневартовск», spatial orientation on the well Департамента productivity index (Fig.1). Besides boosting flow rates and внутрискважинных работ БН producing incremental oil the «Разведка и Добыча» и БН A process for selecting and change in wellbore geometry has «Технологии». evaluating candidate wells substantially cut the drilling costs for frac therefore had to be Скважины с «изюминкой» devised to avoid future systemic Выявленные закономерности, определяющие дебит errors and mitigate technological and geological risks. скважины после ГРП, позволили сформировать Samotlorneftegaz specialists were assisted in this task новый подход к решению задачи интенсификации by their colleagues from SNGDU-2, TNK-Nizhnevartovsk, притока в горизонтальных скважинах. Его Upstream’s Wellwork Dept. and Technology Stream. ключевая идея состоит в изменении геометрии A горизонтального участка ствола скважины и -1992.5 создании наиболее благоприятных условий для -1993 последующего проведения гидроразрыва в пластах -1993.5 групп АВ, БВ и ЮВ. Начало и окончание фильтров SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

-1994

Типичная горизонтальная скважина бурится с пологой или синусоидальной геометрией ствола на горизонтальном участке (Рис. 2), длина которого составляет 200-300 м. Используя методы геомеханического моделирования, специалисты предложили новую, специфическую и наиболее эффективную для ГРП геометрию горизонтального участка ствола скважины, предусматривающую крутое вхождение в пласт с переходом в пологий восходящий ствол с таким расчетом, чтобы окончание ствола было выше, чем вход в пласт или отсечение пологой части горизонтального ствола неперфорированными трубами хвостовика (Рис. 3 ). Такой профиль скважины, получивший название «корыто», проводится вне зависимости от ориентации горизонтального ствола по отношению к направлению минимального горизонтального напряжения. При проведении ГРП в скважине с вертикальным окончанием трещина развивается в конце горизонтального участка, так как геостатическое давление породы в конце ствола меньше, чем на других участках. Создание трещины именно в конце горизонтального участка расширяет дренируемую область пласта, что позволяет увеличить дебит скважины в несколько раз. Забойное давление

70 ROGTEC

-1994.5

Длина горизонтального ствола – 250 м Start and End of Screens Horizontal Section Length is 250m

-1995 -1995.5 -1996 -1996.5 -1997

-1660 -1662 -1664 -1666 -1668

Начало и окончание фильтров Длина горизонтального ствола – 300 м Start and End of Screens Horizontal Section Length is 300m

-1670 -1672 -1674 -1676 -1678 -1680

Рис. 2 Типичная горизонтальная скважина с синусоидальной (А) и пологой (В) геометрией ствола на горизонтальном участке Fig. 2 Typical Horizontal Well with Sinusoidal (A) and Slanted (B) Horizontal Section Profile www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Êîìïàíèÿ Centrax ïðîèçâîäèò è ìîíòèðóåò ãàçîòóðáèííûå ãåíåðàòîðíûå óñòàíîâêè ìîùíîñòüþ îò 2,5 äî 6,3 ÌÂò

Êîìïëåêòíàÿ ýíåðãåòè÷åñêàÿ óñòàíîâêà Âûñîêàÿ ýôôåêòèâíîñòü Ïðîñòîòà öèêëà Êîìáèíèðîâàííîå ïðîèçâîäñòâî òåïëîâîé è ýëåêòðè÷åñêîé ýíåðãèè

ÏÐÎÈÇÂÎÄÑÒÂÎ ÝËÅÊÒÐÎÝÍÅÐÃÈÈ ÌÀÇÓÒ È ÃÀÇ, ÏÐÎÈÇÂÎÄÑÒÂÎ, ÒÅÏËÎÔÈÊÀÖÈß ÐÀÉÎÍÀ Êîìïàíèÿ Centrax ïðîèçâîäèò ãàçîòóðáèííûå ãåíåðàòîðû äëÿ øèðîêîãî ñïåêòðà ïðîìûøëåííîãî ïðèìåíåíèÿ ñ èñïîëüçîâàíèåì òóðáèí êîìïàíèè Rolls-Royce. Òåõíîëîãèÿ èñïîëüçîâàíèÿ âòîðè÷íîãî âîçäóõà îáåñïå÷èâàåò ýôôåêòèâíåéøèé îòêðûòûé öèêë è êîìáèíèðîâàííîå ïðîèçâîäñòâî òåïëîâîé è ýëåêòðè÷åñêîé ýíåðãèè

www.rogtecmagazine.com

  

CENTRAX LIMITED, Newton Abbot, England UK Òåë:+44 1626 358 000 Ôàêñ: +44 1626 358 158 Ýë. ïî÷òà: sales@centrax.eu.com centrax.eu.com

GAS TURBINES

ROGTEC 71

ДОБЫЧА SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

-1970 -1971 -1972 -1973 -1974

Участок притока, определенный по данным термометрии, совпадает с наиболее высокой точкой ствола Point of Inflow Identified with Temperature Logging Coincides with the Highest Point of Wellbore Начало и окончание фильтров Длина горизонтального ствола – 100 м Start and End of Screens Horizontal Section Length is 100m

-1975 -1976

A typical horizontal section of a well is drilled with a slanted or sinusoidal wellbore geometry (Fig.2); the length of the horizontal section is 200 m to 300 m.

-1977 -1978 -1979 -1970 -1971 -1972 -1973 -1974

Wells with a Twist With proper understanding of the factors affecting a well’s flow rate after frac it became possible to approach the task of inflow stimulation in horizontal wells in a new way. The basic idea was to alter the geometry of the horizontal section of the wellbore to create the best conditions for subsequent frac in the formations of AV, BV and YuV groups.

Перфорация, а затем второй ГРП Perforation Followed by a Second Frac Начало и окончание фильтров Длина горизонтального ствола – 150 м Start and End of Screens Horizontal Section Length is 150m

-1975 -1976 -1977 -1978 -1979

Рис. 3 Горизонтальная скважина с геометрией пологого горизонтального ствола с вертикальным окончанием типа «корыто» Fig. 3 Horizontal Well with Slanted Horizontal Wellbore and Uprising Termination при этом распределяется равномерно по горизонтальному стволу, и приток из скважины сначала поступает из горизонтального участка и лишь затем из созданной трещины в концевой части. Новая геометрия – отличные результаты Изменение концепции выбора скважин-кандидатов в пользу горизонтальных скважин с восходящим профилем привело к значительному увеличению коэффициента продуктивности и добычи нефти после проведения ГРП. Так, по пласту БВ8(0) было выполнено 15 операций в скважинах со средним дебитом нефти до ГТМ, равным 10,7 т в сутки. После гидроразрыва средний дебит нефти увеличился почти в четыре раза и составил 41,1 т в сутки (Рис. 4). Кроме того, по рекомендации отдела планирования ГТМ ОАО «Самотлорнефтегаз», в 2009 году горизонтальные скважины, пробуренные на пласты групп АВ, БВ, ЮВ, были построены с геометрией

72 ROGTEC

The team used geomechanical modeling tools to devise a brand new geometry for the well’s horizontal section that will boost frac efficiency. The well makes a steep entry into the formation before rising gently in such a way that the end of the wellbore is higher than the entry point or the point at which the slanted part of the horizontal wellbore is cut off by the unperforated liner pipes (Fig.3). This uprising well profile can be drilled irrespective of the direction of the horizontal wellbore in relation to the minimum horizontal stress axis. When wells with a vertical termination are fractured, the rock pressure at the end of the bore is lower than in other sections and a fracture forms at the end of the horizontal section. With such a fracture the drainage zone within the formation can be expanded, thus increasing the well’s flow rate by several times. The bottomhole pressure is distributed evenly along the horizontal bore and therefore the flow enters the well first in the horizontal section, and only later from the newly created fracture at the end.

Внедрение нового подхода к проведению ГРП на горизонтальных скважинах только в ОАО «Самотлорнефтегаз» позволит «оживить» 51 скважину New frac approach in horizontal wells can ‘revive’ 51 wells in Samotlorneftegaz alone New Geometry Brings Excellent Results Altering the candidate well selection criteria in favor of horizontal wells with an uprising profile has resulted in a substantial increase in the productivity index and oil production after frac. In BV8(0) reservoir 15 fracs have been performed in wells with an average initial flow rate of 10.7 tpd. After frac, the average flow rate increased by almost four times and reached 41.1 tpd (Fig.4). Moreover, following recommendations from the Well Intervention Planning Section of Samotlorneftegaz, in 2009 horizontal wells penetrating the formations of AV, BV and YuV groups www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73

ДОБЫЧА

Дебит жидкости Fluid Rate

140

80,7 70,4

71,8

70,6

71,2

61,6

63,4

100 50,1

30,5

31,7

35,1 30,8

29,2

27,9

60 36,7

35,5

41,2

20 10

43,7

50 40

120

65,2

Дебит нефти Oil Rate

9,9

9,4

8,7

8,6

5,4

-4

-3

-2

-1

0 1

Месяцы работы Months of Operation

Рис. 4 Динамика работы горизонтальных скважин с восходящим стволом до и после ГРП Fig. 4 Horizontal Well Performance Before and After Frac

Средний дебит жидкости, м3 в сутки Average Fluid Rate, cu. m per day Обводненность, % Watercut,% Средний дебит нефти, т в сутки Average Oil Rate, tpd SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

пологого горизонтального ствола с вертикальным окончанием «корыто». После бурения и зарезки боковых стволов на 15 скважинах были проведены ГРП со средним приростом дебитов 45,8 т в сутки. Общая дополнительная добыча нефти по 30 скважинам за 10 месяцев 2009 года составила 103,3 тыс. т.

were drilled with a gently stanting wellbore and an uprising termination. After drilling or sidetracking, fracs were carried out in 15 wells, producing an average incremental flow rate of 45.8 tpd. Over 10 months of 2009, the total incremental oil production from the 30 wells was 103,300 t.

Помимо увеличения дебитов и получения дополнительной добычи нефти изменение геометрии ствола позволило существенно сократить затраты на бурение и зарезку вторых стволов. Во-первых, после проведения ГРП дренируемая площадь пласта увеличивается до 100 м за счет полудлины трещины, поэтому для скважины новой конструкции достаточно горизонталь- ного участка длиной 100-150 м, в то время как длина горизонтального участка «обычной» скважины составляет 250-300 м. Уменьшение длины ствола сокращает сроки бурения, и соответствующие статьи затрат (в основном, на телеметрию). Кроме того, появляется возможность сократить и само число скважин – вместо двух наклонно-направленных скважин с последующим гидроразрывом достаточно пробурить одну горизонтальную скважину с восходящим профилем и провести в ней ГРП.

Besides boosting flow rates and producing incremental oil the change in wellbore geometry has substantially cut the cost of drilling and sidetracking. First, owing to the half-length of the fracture the drainage area within the formation increases to 100 m after frac; therefore a horizontal section of 100 m to 150 m is sufficient in a new-style well, compared to 250 m to 300 m in a ‘conventional’ well. With the shorter wellbore the drilling time and, therefore, costs (mainly telemetry) are reduced. There is also an opportunity to reduce the number of wells: in place of two directional wells with subsequent fracs it is now sufficient to drill one horizontal well with an uprising profile and frac it.

Таким образом, в совокупности, переход к строительству скважин с геометрией «корыто» позволяет сократить стоимость добычи одного барреля нефти до 15%. Перспективы технологии По оценкам разработчиков проекта, внедрение нового подхода к проведению ГРП на горизонтальных скважинах только в ОАО «Самотлорнефтегаз» позволит «оживить»

74 ROGTEC

As a result, drilling wells with an uprising geometry can cut the cost of producing one barrel of oil by up to 15 percent.

Предложенный подход открывает новые возможности для вовлечения в разработку труднодренируемых запасов, а также для оптимизации и интенсификации системы разработки месторождений Approach opens up new opportunities to develop hard-to-recover reserves www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION 51 скважину. Полученные в ходе анализа эффективности ГРП выводы были учтены и при планировании производственной деятельности предприятия на 2009-2010 годы: » горизонтальные скважины и вторые стволы с горизонтальной секцией на пласты групп АВ, БВ8(0) и БВ10 и ЮВ будут буриться с восходящей геометрией ствола, после чего в них будет проведен ГРП (46 скважин); » для обсадки горизонтальной части вновь пробуренных скважин будет использоваться подготовленный для ГРП фильтр без сетки с диаметром отверстий 16-18 мм, что обеспечит дополнительное снижение затрат за счет исключения перфорации перед ГРП; » при бурении горизонтальных скважин и зарезке вторых стволов будут применяться менее дорогостоящие буровые растворы (допускается в связи последующим проведением ГРП), что также снизит затраты на бурение; » планируется проведение двух ГРП в горизонтальных скважинах – в начале и в конце ствола, что приведет к увеличению коэффициента продуктивности и обеспечит максимальный коэффициент нефтеизвлечения. Метод увеличения продуктивности горизонтальных скважин, предложенный в ОАО «Самотлорнефтегаз», может также найти применение и на других предприятиях ТНК-ВР, эксплуатирующих горизонтальные скважины с низким коэффициентом продуктивности. Внедрять эту технологию разработчики рекомендуют поэтапно, с предварительным опробованием на «пилотных» проектах до 10 скважин с целью учета особенностей различных регионов и месторождений Компании. Используя опыт проекта, реализованного в ОАО «Самотлорнефтегаз», другие предприятия ТНК-ВР смогут планировать бурение горизонтальных скважин и зарезки боковых стволов с горизонтальной секцией на всех пластах с последующим ГРП. Участники проектной команды уверены, что в целом для Компании предложенный подход открывает новые возможности для вовлечения в разработку труднодренируемых запасов, а также для оптимизации и интенсификации системы разработки месторождений, имеющих как низкопроницаемые, так и высокопроницаемые пласты. В свою очередь, разработчики проекта не планируют останавливаться на достигнутом: поиск новых методов повышения нефтеотдачи пластов продолжится и в будущем, ведь доля трудноизвлекаемых запасов нефти растет с каждым годом, а значит, поиск методов повышения эффективности скважин будет всегда оставаться актуальной задачей. www.rogtecmagazine.com

Future of the Technology The project team estimate that this new frac approach in horizontal wells can ‘revive’ 51 wells in Samotlorneftegaz alone. The results of the frac efficiency analysis were considered when planning the subsidiary’s operations in 2009-2010: » Horizontal wells and sidetracks with a horizontal section penetrating the formations of AV, BV8(0), BV10 and YuV groups will be drilled with an uprising wellbore geometry and subsequently fractured (46 wells) » A screen-free filter with 16 m to 18 mm openings specially designed for frac will be used to case the horizontal section of the new wells; with no need for perforation before frac the costs will be further reduced » Less expensive muds will be used when drilling horizontal wells and sidetracking (permissible where frac is to follow) to further reduce drilling costs » Two fracs are planned in each horizontal well – at the start and at the end of the wellbore, thereby boosting productivity and maximizing oil recovery The method proposed by Samotlorneftegaz to boost productivity in horizontal wells could also be used in other Company subsidiaries operating horizontal wells with low productivity indexes. The project team recommend introducing the new technique step-by-step,with pilot tests involving up to 10 wells to take account of the specific features of the different regions and fields where the Company operates. Using the experience gained in the Samotlorneftegaz project other TNK-BP subsidiaries can plan drilling of horizontal wells and sidetracking with horizontal sections in all formations with subsequent frac.

Горизонтальные скважины будут буриться с восходящей геометрией ствола и последующим ГРП Horizontal wells will be drilled with an uprising wellbore geometry and subsequently fractured and to optimize and intensify development of reservoirs The project team are confident that for the Company as a whole this approach opens up new opportunities to develop hard-to-recover reserves and to optimize and intensify development of both low-permeability and highpermeability reservoirs. For their part, the project designers plan to build further on what they have achieved so far. The search for new methods of enhancing oil recovery will continue; the share of tight oil reserves increases year by year, which gives permanent focus to the search for methods to improve well efficiency. Published thanks to TNK-BP and Innovator Magazine

ROGTEC 75

ДОБЫЧА

Гидроразрыв пласта с использованием воды — новые перспективы на базе промысловой практики

Waterfracs: A New Perspective Based on Field Experience Джон Эли: Ely and Associates

рактически сразу после открытия метода гидравлического разрыва пластов стала применяться обработка с использованием маловязких жидкостей. Мы определяем обработку с применением маловязких жидкостей как использование воды с незначительными количествами загустителя, при этом поверхностная вязкость при температуре окружающего воздуха составляет менее 10 сП при скорости сдвига 511 сек-1. И действительно, для бассейна Сан-Хуан обработка реагентами на водной основе являлась доминирующим методом до 1968 года и сохраняется в этом качестве по настоящее время. До внедрения в 1968 году сшитых гелей обработка жидкостями с незначительной вязкостью составляла довольно большую часть операций по гидроразрыву пластов. С развитием жидкостей разрыва, загущенных сшитым полимером, и их характеристик, гидравлический разрыв составами с малой вязкостью стал считаться низкотехнологичным и его применение в подготовке скважин снизилось до небольшой доли. За последние девять с небольшим лет был сделан громадный

76 ROGTEC

PHOTO: / ФОТО: HEXION

John Ely: Ely and Associates

lmost since the inception of hydraulic fracturing low viscosity treatments have been conducted. We would define low viscosity treatments as treatments using water and no significant amount of thickening agent where surface viscosities at ambient temperatures are less than 10 centipoise measured at 511 reciprocal seconds shear. In fact in the San Juan basin slick water treatments were the prevailing type of treatment to be utilized, pre 1968, and have continued to be so today. Prior to the introduction of crosslinked gels in 1968 low viscosity treatments were a very large segment of fracture treatments. With the development of crosslinked fracturing fluids and all their attributes, low viscosity fracs were considered low technology and became a small segment of treatments pumped. Over the past 9 years plus there has been a huge movement toward non-viscosified fluids containing small proppants. This was led initially by the early efforts of UPRC with their paper on the lack of need for proppants and early treatments in tight sandstone reservoirs such as the Cotton Valley, Travis Peak, Bossier, and many tight sands in the Rocky mountain areas. With the advent of Source Rock stimulation in the Barnett www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION рывок к использованию незагущенных жидкостей, содержащих мелкий расклинивающий наполнитель. Изначально метод продвигался первыми стараниями UPRC c их публикациями об отсутствии необходимости в расклинивающих наполнителях и самыми ранними попытками обработки в толщах плотных песчаников, как например в Коттон Вэлли, Трэвис Пик, Боссьер и на многих участках с малопроницаемыми песками в разных районах Скалистых гор. С появлением метода интенсификации притока в материнской породе на месторождении Барнетт и в других сланцевых нефтегазоносных комплексах рост применения разрывов пластов с использованием воды принял практически взрывной характер. Успех метода потряс теорию гидравлических разрывов. Чрезвычайно больших успехов метод интенсификации притока достиг при использовании расклинивающих агентов, которые, если мыслить стандартно, практически не имеют проводимости в условиях скважины. Что примечательно, применение более крупных, с большей проницаемостью расклинивающих наполнителей в жидкости, имеющей 1 сП, не только не улучшило результативность интенсификации притока, но также доказало, что может быть гораздо губительнее проблемы вероятного выпадения расклинивающего агента из жидкости разрыва из-за плохого переноса.

and other shale plays the use of water fracs has virtually exploded. The success of these types of treatments has shaken fracturing theory to the core. Tremendously successful stimulation has been achieved using propping agents which based upon conventional thinking have virtually no conductivity at down hole conditions. Remarkably, the use of larger, more conductive, proppants in this 1 centipoise fluid has not only not improved stimulation results but has been shown to be detrimental far beyond the problem of potential screenouts due to poor transport.

Избыточная промывка стала нормой, а перемежающаяся закачка жидкости с песком и без него привела к улучшению результатов вместо того, чтобы ожидаемо их снизить из-за отсутствия эффективной проводимости. Вместо традиционных требований, предъявляемых к коэффициенту прироста полезного давления для достижения лучшей проводимости, теперь необходимо, чтобы при правильной обработке прирост полезного давления отсутствовал вовсе. Прирост полезного давления является индикатором набивки расклинивающим агентом и, по нашему мнению, мелкий расклинивающий состав, используемый в гидроразрывах, работает не как наполнитель, а скорее как закупоривающий или тампонирующий агент, или действует в качестве механизма, удерживающего разрыв раскрытым, сродни тому, что описывается теорией частичного заполнения монопластов. Это реализуется в использовании низких концентраций расклинивающего агента с предусмотренным вытеснением, чтобы исключить образование уплотнений.

The utilization of viscous fluids in the vast majority of shale’s has been counterproductive. It is believed that the high viscosity fluids tend to create a dominate hydraulic fracture which is counterproductive in naturally fractured reservoirs. Where production comes mainly from natural fractures one does not want to parallel the fracture systems which is the natural course of events when using viscous fluids. We have watched this phenomenon during microseismic work where we have a multitude of seismic events occurring at great distances from the wellbore while pumping thin fluid. Upon commencing to pump viscous fluid, such as a hybrid treatment, all seismic events cease away from the wellbore and a dominate narrow fracture pattern is generated near wellbore. It is felt that the low viscosity fluid tends to follow the natural fracture plane allowing for much improved stimulation compared to a dominate fracture paralleling these same fractures. Some authors have hypothesized that the success of water fracs in stacked sand shale sequences such as the granite wash, cotton valley, Olmos etc. are due to differential width between the sands and shale and the small proppant bridges holding open infinitely conductive fractures. Another mechanism, perhaps more acceptable, is that many of the so called microdarcy formations are dominated by natural fractures in the reservoir and in fact the matrix permeability is too low to produce hydrocarbons in geologic time. This in fact is borne out by the huge success of waterfracs in many reservoirs where crosslink gels have been mostly unsuccessful.

Применение вязких жидкостей на большей части сланцев оказалось конртпродуктивным. Принято считать, что высоковязкие жидкости обычно создают доминирующий гидравлический разрыв, а это отрицательно сказывается на производительности в пластах с естественными трещинами. Там где добыча в основном ведется на природных трещинах, лучше не шунтировать трещинные системы, которые www.rogtecmagazine.com

Over flushing has become the norm and pumping alternating sand laden and neat fluid has improved results rather than given the expected decrease due to lack of effective conductivity. Conventional requirements for net pressure gain to achieve good conductivity has been replaced with the need to show no net pressure gain on properly designed treatments. Net pressure gain is indicative of packing proppant and it is our belief that the small proppants used in water fracs do not function in a pack but rather act as bridging and diverting agents and or function as a mechanism to hold the fracture open akin to partial monolayer theory. This translates into using low concentrations of proppant and designing in sweeps to be sure no packing occurs.

What has been extremely interesting has been the fact that more and more “conventional reservoirs” have been

ROGTEC 77

ДОБЫЧА представляют собой естественный проход при использовании вязких жидкостей. Мы следили за этим явлением при проведении микросейсмических работ, когда во время закачивания маловязкой жидкости наблюдалось большое количество сейсмических проявлений на большом удалении от скважины. В начале закачивания вязкой жидкости, как например, при смешанной обработке, все сейсмические волны затухают на удалении от ствола скважины, а вблизи от нее создается рисунок с преобладанием тонких трещин. Создается впечатление, что жидкость с низкой вязкостью стремится следовать за естественными трещинами в одной плоскости, позволяя улучшить интенсификацию притока по сравнению с шунтированием доминирующих разломов и этих же трещин. Некоторые авторы предположили, что успех использования гидроразрыва многопластовых сланцевых песков, как например, на месторождениях Грэнит Уош, Коттон Вэлли, Олмос и пр. связан с разницей в ширине пластов песка и сланца и наличием сшивок из мелкого расклинивающего агента, которые бесконечно долго удерживают проницаемые трещины открытыми. Еще один механизм, который возможно является более приемлемым, заключается в том, PHOTO: / ФОТО: HEXION что многие из так называемых микропроницаемых (microdarcy) формаций имеют преобладание естественных трещин в пласте и, в действительности, проницаемость основной массы породы слишком низка для образования углеводородов в геологическую эпоху. Практически, в пользу этого свидетельствует громкий успех использования метода гидроразрыва с применением воды на многих пластах, где сшитые гели оказались малоэффективны. Наиболее интригующим стал тот факт, что на все большем количестве «традиционных пластов» смогли добиться лучших результатов с использованием гидроразрывов водой, чем обычной набивкой пачками расклинивающего агента с применением сшитых гелей. В качестве примеров можно назвать кливлендский пласт на месторождении Панхэндл в Техасе, глубокозалегающую свиту Морроу там же,

78 ROGTEC

found to achieve better results with waterfracs compared to the conventional packed proppant pack treatments utilizing crosslinked gels. Examples of these reservoirs are the Cleveland formation in the Texas Panhandle, the deep Morrow formation in the Texas Panhandle, the Olmos formation in South Texas, The cotton Valley and Travis Peak formation in North East Texas, The Mesaverde formation in Colorado and many others. Obviously we have had great success with crosslinked gel systems in many reservoirs but the question comes to mind what a properly designed waterfrac would do in these same reservoirs. Almost all of the deep high temperature reservoirs were being treated with slick water, or certainly systems with no stable viscosity, prior to 1968 but the treatments were typically small and utilized large proppants.

Rationale for small and in some cases substandard propping agents In the early stages of the “Waterfrac Boom” operators were having screenout problems while using 20/40 or larger proppants. To alleviate the screenouts operators switched to smaller 40/70 proppant and were able to place the proppants at concentrations exceeding 2 pounds per gallon. The surprising thing was that not only were they able to place the proppant, they achieved better stimulation results compared to wells where larger proppant had been placed. Following the same thinking operators in the Barnett shale started using 100 mesh sand as the primary proppant. With the huge number of treatments and the extraordinary volumes of proppant pumped there was simply not enough Ottawa quality sand available and operators in the Barnett started pumping much lower quality 100 mesh sand. This proppant was available very close to the Barnett shale play and remarkably the wells www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

ǟǝǍǖǗǍǚ Ǐǒǘǘ ǞǒǝǏǕǞ

75,&$1 :(// 6(59,&(

Предоставляет инновационные инженерные решения для увеличения продуктивности нефтегазовых скважин.

Provides innovative engineering solutions to enhance the production of oil & gas wells.

ǐǵǱǽǻǽǭǴǽȈǯ ǼǸǭǾǿǭ ǗǵǾǸǻǿǺȈǲ ǐǝǜ ǵ ǷǵǾǸǻǿǺȈǲ ǻǮǽǭǮǻǿǷǵ ǛǾǯǻǲǺǵǲ ǾǷǯǭǳǵǺ ǭǴǻǿǻǹ ǠǾǸȀǰǵ ǐǚǗǟ ǣǲǹǲǺǿǵǽǻǯǭǺǵǲ ǻǮǾǭǱǺȈȂ ǷǻǸǻǺǺ ǝǕǝȈ

Заказчики Трайкан Велл Сервис - крупнейшие нефтегазодобывающие компании на территории Российской Федерации и Казахстана: ТНК-ВР, Роснефть, Русснефть, Газпромнефть, ЛУКойл, Казмунайгаз и др. ǜǽǲǱǾǿǭǯǵǿǲǸȉǾǿǯǭ ǷǻǹǼǭǺǵǵ ǝǻǾǾǵȌ ǰ ǚǵǳǺǲǯǭǽǿǻǯǾǷ ул. Северная, 39, строение 34 тел.: (3466) 40-60-85, 47-05-90 факс: (3466) 47-06-01 ǰ ǙǻǾǷǯǭ 1-ый Волоколамский проезд, дом 10, строение 10 тел.: (495) 982-39-43 ǝǲǾǼȀǮǸǵǷǭ ǗǭǴǭȂǾǿǭǺ ǰ ǗȈǴȈǸǻǽǱǭ 4 Укрупненный квартал, 1, офис 3 тел.: (3242) 26-16-23 факс: (3242) 27-77-88 www.rogtecmagazine.com

Fracturing Acidizing :HOO FRPSOHFWLRQ ZLWK QLWURJHQ &RLO VHUYLFHV 3ULPDU\ 5HPHGLDO FDVLQJ FHPHQWLQJ 6TXHH]HV

The Customers of Trican Well Service are the largest oil companies of Russia and Kazakhstan: TNK-BP, Rosneft, Russneft, Gazpromneft, LUKoil, Kazmunaigaz and others. 3HSUHVHQWDWLYH RIÀFHV 5XVVLD 1L]KQHYDUWRYVN Severnaya street 39, building 34 tel: (3466) 40-60-85, 47-05-90 fax: (3466) 47-06-01 0RVFRZ 1st Volokolamsky ride, building10\10 tel: (495) 982-39-43 7KH 5HSXEOLF RI .D]DNKVWDQ .\]\ORUGD The 4th aggregated block. building 1, office 3 tel: (3242) 26-16-23 fax: (3242) 27-77-88

ROGTEC 79

ДОБЫЧА формации в Олмосе на юге Техаса, Коттон Вэлли и Трэвис Пик на северо-востоке этого штата, МесаВерде в Колорадо и многие другие. Несомненно, что применение систем со сшитыми гелями позволило добиться значительных успехов на многих пластах, однако на ум приходит вопрос, чего можно было бы достичь на этих же самых пластах, используя правильно разработанный гидроразрыв. До 1968 года практически все высокотемпературные пласты с глубоким залеганием обрабатывались реагентами на водной основе или же с применением систем, не обладающих стабильной вязкостью, однако такая обработка обычно была ограничена по масштабу и использовала крупные расклинивающие наполнители. Доводы в пользу применения мелких и в ряде случаев нестандартно мелких расклинивающих агентов На ранних этапах, когда гидроразрывный метод набирал популярность, операторы испытывали трудности с выпадением частиц при использовании расклинивающих наполнителей с размером 20/40 или крупнее. Для уменьшения выпадения частиц из жидкости они перешли на более мелкий наполнитель с размером 40/70 и смогли закачивать расклинивающий агент с концентрацией свыше 2 фунтов на галлон. Удивительно не то, что им удалось закачивать наполнитель, они смогли добиться лучших результатов в интенсификации притока по сравнению со скважинами, в которые был закачан более крупный расклинивающий агент. Следуя той же логике, операторы на сланцевом месторождении Барнетт начали использовать песок с зернистостью 100 в качестве основного расклинивающего наполнителя. Огромное количество операций по обработке и чрезвычайно большие количества закачиваемого наполнителя привели к тому, что оттавского песка просто не хватило, и операторы Барнетта стали использовать песок с зерном 100 более низкого качества. Такой расклинивающий агент можно было найти вблизи от сланцевого нефтегазоносного комплекса Барнетт и примечательно, что скважины восприняли его так же хорошо, как и оттавский песок с зерном 100 и 40/70. Мы отметили успех использования песка в качестве расклинивающего агента в сланцах с более глубоким залеганием, как в Хейнсвилле, Вудфорде и Иглфорде, где в зависимости от градиента давления гидроразрыва было необходимо применять керамические наполнители. Первым приходящим на ум объяснением этого феномена был вывод о том, что, поскольку сланец во многих случаях не имеет преобладающего давления, смыкание будет меньше. Возможно, более правдоподобным объяснением для этого сланца будет то, что, поскольку в скелете основной породы практически отсутствует проницаемость, нет и механизма, который направлял бы давление вниз для сдавливания наполнителя. Само собой разумеется, такое

80 ROGTEC

responded equally well as they had with the Ottawa 100 mesh sand and also Ottawa 40/70 sand. We have noted success in utilizing sand as proppant in deeper shale such as the Haynesville, Woodford, and Eagleford where based on the frac gradient we should be using ceramic proppants. The initial thought to explain the phenomena was speculating that since the shale in many cases does not have a dominate stress that the closure would be less. Perhaps a more believable explanation for the shale is that since there is virtually no permeability in the matrix of the rock there is no mechanism for the pressures to be drawn down to crush the proppant. Needless to say this use of weak proppant should not necessarily be transferred to conventional reservoirs where there is measurable permeability in the matrix. I would note that one operator has reported success in water fracs in a conventional reservoir using 100 mesh Ottawa sand. The depths are within the range of Ottawa but belie the need for a conductive proppant pack in the tight reservoir. Using or not using surfactants in waterfracs More than 9 years ago a very frugal customer took it upon himself to remove surfactants from his fracture treatment in the Cotton Valley Sand. Those of us who have both learned at the feet of countless frac Gurus and also have taught Hydraulic Fracturing were aghast at this omission. We were sure that the well having high surface tension fluids would not clean up and perhaps we would be blamed for the potential problem. We closely monitored the well and were surprised to find that the well cleaned up very well and appeared to be better than offsets. After pondering this apparent anomaly for some time it was hypothesized that perhaps it is not a good idea to pump low surface tension fluids into very low permeability reservoirs allowing water to penetrate into tiny pore throats and hairline fractures where the surfactant would inevitably plate out leaving high surface tension fluid in the pore spaces creating damage. For over 6 years we have not recommended the use of surfactants in water fracs and have seen no ill effects due to the omission. There have been several water recovery products introduced to the industry over the history of fracturing and intuitively we felt that with better water recovery that we would achieve better production. In reality what we have found is that enhanced water recovery has little or no effect on production. Many extremely complex “scotch guarding” type materials and some relatively expensive fluorocarbon surfactants have been utilized in fracturing and have indeed yield enhanced flow back but with no real effect on productivity. We have noted some cases in extremely tight rock that particular surfactant formulations have in fact damaged the rock to the extent that an interval would not build up pressure after previous production. There is indeed a correlation between load recovery and productivity but the correlation is inverse i.e. production and the quality of the well is better with minimal load recovery and very poor wells recover very large percentages of the load. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION использование слабо концентрированного наполнителя не обязательно переносить на традиционные пласты, где присутствует измеряемая проницаемость вмещающей породы. Следует заметить, что один из операторов сообщил об успешном применении гидроразрывного метода в традиционном пласте с использованием оттавского песка с зерном 100. Глубины залегания находятся в пределах оттавского диапазона, но не оправдывают необходимость набивки проводящим наполнителем в малопроницаемом пласте. Использовать или не использовать поверхностноактивные добавки в гидроразрывах пластов с применением воды Более девяти лет назад один расчетливый клиент взялся удалить поверхностно-активные добавки из гидроразрыва на песках в Коттон Вэлли. Те из нас, кто учился, внимая бесчисленным гуру гидроразрывного способа, и сами учили этому методу, пришли в ужас от такой оплошности. Мы не сомневались, что скважина, в которой находится жидкость с высоким поверхностным натяжением, не очистится, и вину за возможные проблемы возложат на нас. Мы внимательно следили за скважиной и были удивлены, обнаружив, что она хорошо очистилась и выглядит лучше, чем периферийные стволы. Поразмыслив некоторое время над столь очевидной аномалией, кто-то сделал предположение, что вероятно не стоит закачивать жидкости с низким поверхностным натяжением в пласты с крайне малой проницаемостью, позволяя воде проникать в каналы с мелкими порами и небольшими трещинами, где поверхностно-активная добавка неизбежно будет осаждаться, оставляя жидкость с высоким поверхностным натяжением в порах, что будет приводить к разрушению. Вот уже более шести лет мы не рекомендуем использовать поверхностно-активные вещества в гидроразрывах, и такое исключение ни разу не привело к каким-то негативным последствиям. За всю историю применения гидроразрывного способа в отрасли появилось несколько продуктов для отбора воды и интуитивно мы предполагали, что улучшенный отбор воды должен позволять достичь лучших результатов в добыче. В действительности же, мы обнаружили, что увеличенный отбор воды оказывает незначительный или нулевой эффект на уровень добычи. Многие чрезвычайно сложные материалы типа «скотчгард», а также относительно дорогие поверхностно-активные фторуглеродные добавки использовались для создания разрывов и действительно помогали увеличить вынос, но это не приводило к реальному росту производительности добычи. Нами замечено, что в нескольких случаях для пород с крайне низкой проницаемостью, некоторые отдельные www.rogtecmagazine.com

Summary: The tremendous success of Waterfracs has indeed shaken the foundations of conventional hydraulic fracturing theory. It is extremely interesting to observe those that continue to utilize both conventional high viscosity gels and high strength proppant in unconventional rock and, even with obvious failure to achieve success compared to waterfracs, persist in their thinking and procedures. Although it is obvious that we do not totally understand the mechanisms of why waterfracs work so well, at the same time we cannot allow ourselves to overlook the obvious results. What is most encouraging for the future is that we have identified a process which appears to be unlocking heretofore non accessible hydrocarbon reserves and in fact have within our hands the ability to make our nation, for the first time in more than 60 years, self sufficient in hydrocarbons by utilizing natural gas as our primary energy medium. составы поверхностно-активных добавок на самом деле повреждали породу в такой степени, что в интервалах не накапливалось давление после предшествующей добычи. И действительно, существует корреляция между восстановлением нагрузки и производительностью добычи, однако эта зависимость является обратной, т. е. производительность и качество скважины лучше всего при минимальном восстановлении нагрузки, а скважины с очень низким дебитом возвращают значительный процент нагрузки. Итоговые выводы Громкий успех разрывного метода с использованием воды действительно поколебал основы традиционной теории гидроразрыва пластов. Крайне любопытно наблюдать за теми, кто продолжает использовать традиционные высоковязкие гели и концентрированные наполнители в нестандартных породах и, даже после очевидной неудачи в попытке добиться успеха по сравнению с гидроразрывным методом с использованием воды, продолжают упорствовать в своих мыслях и действиях. Хотя, очевидно, мы не полностью понимаем механизм, благодаря которому этот метод работает столь хорошо, в то же время мы не можем себе позволить игнорировать недвусмысленные результаты. Большие надежды на будущее связаны с тем, что нами найдена технология, которая позволит вскрыть прежде недостижимые пласты углеводородов, и что в наших руках находится возможность сделать нашу страну, впервые за более чем 60 лет, самодостаточной в добыче углеводородного сырья, путем использования природного газа в качестве основного энергоносителя.

ROGTEC 81

ДОБЫЧА

Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтно-изоляционных работ

Best Practice for Selecting Potential Candidate Wells and Methods for Repair and Insulation Works (RIW) Габдулов Р.Р. (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Никишов В.И. (ОАО «НК «Роснефть»), Сливка П.И. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Введение Среди геолого-технических мероприятий (ГТМ), осуществляемых в процессе эксплуатации месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, основную часть составляют ремонтноизоляционные работы (РИР) в добывающих и нагнетательных скважинах и работы по освоению, поддержанию и увеличению приемистости нагнетательных скважин. Это обосновывает

82 ROGTEC

Gabdulov, R.R. (RN-Yuganskneftegas, LLC), Nikishov, V.I. (NK-Rosneft, OJSC), Slivka, P.I. (PN-UfaNIPIneft, LLC)

Introduction Among the Geological and Technical Works (GTW) carried out in the process of oilfield operation at their latest stages of development, the main part of these operations comprises Repair-and-Insulation Works (RIW) on production and injection wells for the development, maintenance and improvement of well-injection capacity. The aforementioned details establish the feasibility for development of a logical design for the selection of candidate-wells for RIW. Most www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION целесообразность разработки алгоритмов подбора скважин-кандидатов для РИР. Большинство отдельных ГТМ проводится в небольших объемах, некоторые из них осуществляются в условиях разработки конкретных месторождений, эпизодически. Планирование объемов ГТМ прежде всего должно исходить из их назначения – обеспечение запланированных уровней выработки запасов нефти из продуктивных пластов, выполнение заданий по добыче нефти, а также решение вопросов охраны недр и окружающей среды. Многие нефтяные месторождения, находящиеся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной текущей выработкой запасов, высокой обводненностью продукции и большим числом неработающих скважин. Эффективное проведение капитального ремонта скважин (КРС) в этих условиях позволяет значительно снизить темпы естественного падения добычи нефти месторождений и получить значительную прибыль. Особое место в КРС занимают РИР.

Исключение или недооценивание значения одного из этих факторов снижает успешность всего мероприятия по планированию РИР. В данной статье авторы постарались обобщить эти показатели www.rogtecmagazine.com

Planning the scope of the GTW to be carried out must be based firstly on their purpose – ensuring planned oil production levels are achieved from productive strata and planned targets for oil recovery, and must also resolve health, safety and environmental protection problems. Many oilfields, in their late stages of development, are characterised by a significant current recovery of reserves, a high degree of water cut from well production and a significant number of non-working wells. Efficient Well Work-Over (WWO) in such conditions allows a significant decrease in the natural decline of oilfield production and results in high profits. RIW are a special major part of WWO. Until now, RIW were limited to the installation of cement plugs or polymer injection. The main reason for the successive failures in the solution of water inflow problems was the insufficient understanding of the problems, leading to the wrong solutions. The success of RIW largely depends upon the following (Pic 1): » The correct selection of wells for RIW and the quality of Geological-Geophysical Methods of Studying Wells (GSW); » The selection of RIW technology; » The selection of appropriate insulation materials. Правильный выбор технологии для проведения РИР Correct Selection of RIW Methods

Успешность - Success

В прошлом РИР сводились к установке цементных мостов либо закачке полимеров. Главной причиной последовательных неудач в попытках борьбы с водопритоками являлось недостаточное понимание возникающих проблем и, как следствие, принятие неправильных решений. Успешность РИР во многом определяется (рис. 1): 1 правильным выбором скважин Правильный выбор для проведения РИР и скважин-кандидатов качеством на проведение РИР проводимых геологоCorrect Selection of геофизических Candidate-wells for RIW исследований скважин; 2 правильным выбором технологии РИР; 3 правильным выбором соответствующего изоляционного материала.

of the individual GTW are carried out in small volumes, some of them rarely performed in the conditions of the development of certain oilfields.

Выбор соответствующего изоляционного материала Selection of Appropriate Insulation Material

Год - Year Рис.1 Факторы, определяющие успешность РИР Pic.1 Factors identifying RIW Success

ROGTEC 83

ДОБЫЧА успешности, с учетом которых планируются все РИР. Даже отрицательный результат при решении многофакторных задач является результатом, требующим анализа, доработки, эксперимента. Анализ геологической и технологической успешности РИР Планирование РИР включает: – определение интервалов негерметичности обсадных колонн или цементного камня; – обоснование подбора скважин-кандидатов для проведения РИР с использованием различных методов, которые в большей части основаны на установлении причин обводнения: » определение несоответствия дебита нефти и содержания воды в продукции скважины (степень ее обводнения); » оценка несоответствия продуктивности характеру насыщенности эксплуатируемого пласта и др.; – проведение технико-экономического обоснования РИР; – выполнение серии прямых геолого-геофизических исследований по выбранным скважинам с целью определения: » профиля и состава притока жидкости из пласта в нефонтанирующих скважинах; » интервалов перетока воды и др.; – непосредственно само проведение РИР (изоляция отдельных заводненных пластов/прослоев, ликвидация перетоков воды за колонной и негерметичности обсадных колонн с применением современных технологий и оборудования, а также качественных тампонажных материалов: цементных растворов со специальными химическими добавками, смол идругих изолирующих композиций); – щадящую реперфорацию нефтенасыщенных интервалов и пластов после проведения РИР; – проведение комплекса геофизических и гидродинамических исследований после выполнения работ, позволяющего получить сведения о качестве проведенных РИР, интенсивности работы интервалов пластов, составе притока, продуктивности скважины и фильтрационных характеристиках пластов; – избирательную глубокопроникающую реперфорацию низкопродуктивных или неработающих интервалов, применение других методов воздействия на призабойную зону пласта. Для выявления факторов, негативно влияющих на текущее состояние разработки, необходимо провести анализ выполненных РИР. В данной работе предлагается провести оценку РИР по двум ключевым показателям, которые позволяют оценить правильность выбора скважины-кандидата для проведения РИР и эффективность применяемой технологии: достижение расчетного прироста (геологическая успешность) и успешность выполнения РИР (технологическая успешность).

84 ROGTEC

The omission or underestimation of even one link in the chain of these procedures reduces the value and success of the whole RIW planning process. In this article, the authors have tried to sum up these efficiency criteria on the basis of how all RIW are planned. Even negative results are still results for the solution of multi-factor tasks, requiring analysis, experiments and follow-up. Analysis of the geological and technological efficiency of RIW RIW planning includes: - identification of casing leak intervals or cement bond - establishing the selection of candidate-wells for RIW with the application of various methods, mostly based on the identification of the reasons for flooding: » the identification of imbalance between the oil production rate and the water ratio in well products (degree of flooding);

» the evaluation of imbalance between productivity and the

character of formation saturation of the formation under operation, etc; » the RIW feasibility study; » the performance of the series of direct geological geophysical studies on selected wells with the aim of identifying: » the profile and composition of liquid influx from the formation of non-flowing wells; » the water cross-flow intervals, etc » RIW procedures (the insulation of separate flooded formations/sub-layers, the elimination of water cross flows behind the casing and casing leaks with the application of modern technologies and equipment, the use of qualitative backfill materials: good quality cement slurry with special chemical additives, resins and other insulation compounds); » the sparing re-perforation of oil-saturated intervals and formations after RIW; » geophysical and geodynamical studies on completion of the works, which provide information on the quality of the RIW performed, formation intervals work efficiency, the composition of influx, well productivity and formation filtration properties; » the selective deeply penetrating re-perforation of low productivity and non-working intervals and the application of other impact methods on the bottom-hole formation zone. In order to identify the reasons which have a negative impact on the current development, it is necessary to analyse the completed RIW. For this work, it is proposed to perform the evaluation of ROW on the basis of two-key criteria, which make it possible to assess the accuracy of the candidate-well selection and the effectiveness of the technologies applied: www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

AKER SOLUTIONS ADVERT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

ДОБЫЧА

» the achievement of design growth (geological success)

Геологическая успешность (1)

and the efficiency/success of RIW (technological efficiency); Geological Success

где *

- фактический прирост нефти, полученный после вывода скважины на режим, т/сут; - расчетный прирост по нефти, т/сут; - в расчет участвуют скважины, которые были сданы в режим

(1) where

• процент успешности выполнения РИР (технологическая успешность)

(2)

- actual oil production growth, recovered after bringing the well into stable operation, t/day; - Design growth for oil production, t/d; - with the allowance for the wells brought into stable operation

Technological Success (2)

где

- количество выполненных РИР, скв.-операций; - количество неуспешных/ некачественных РИР, скв.- операций; - скв., находящиеся под станком/ на выводе

Геологическая успешность определяется условным порогом геологической эффективности (достижением расчетного прироста дебита), обусловленным достоверностью геофизических данных и субъективными факторами (правильностью расчетов ожидаемых параметров: геологического потенциала, обводненности и др.). Ключевым здесь является слово «ожидаемых», так как оно отражает степень неопределенности в оценке. Ниже этой границы расчет ожидаемых показателей оценивается как некорректный. Оценка технологической успешности проводимых РИР сопряжена с рядом трудностей, связанных с многообразием и сложностью явлений, возникающих как в результате РИР, так и вызванных причинами, не связанными с ними, например обводнение пластовой водой скважин, расположенных в чисто нефтяныхзонах, при отсутствии в разрезе водоносных пластов или наличии в разрезе водоносных пластов, насыщенных водой, отличаемой от воды эксплуатируемого пласта. Технологическая успешность РИР подтверждается как геофизическими исследованиями после проведения РИР, так и параметрами работы скважины при выводе на режим. Например, при обводнении пластовой водой скважин, расположенных в чисто нефтяных зонах, при отсутствии в разрезе водоносных пластов или при наличии в разрезе водоносных пластов и отличии добываемой воды от пластовой воды эксплуатируемого

86 ROGTEC

where

- number of executed RIWs, well operations; – number of unsuccessful/poor RIWs, well operations; - wells, under stable operation

Geological success is determined by a relative limit of geological efficiency (the achievement of design growth), depending on the reliability of the geophysical data and subjective factors (the correct calculation of expected parameters: geological potential, watering level, etc). The key word here is “expected” because it reflects the degree of uncertainty in the evaluation. A calculation of expected parameters lower than this boundary is assessed as incorrect. The evaluation of the technological success of performed RIW is connected with a number of problems, identified by the exclusive diversity and complexity of inter-conditioned events resulting from RIW and events not connected with RIW, such as oilfield water flooding of wells located in pure oil zones, while there are no water-bearing formations in the section, or if there are water-bearing formations in the section and the water produced is different from the formation water. The technological success of RIW will be confirmed by geophysical studies on completion of the RIW and by well operation indicators when the well is brought into stable operation. Based on the number of RIWs performed, it is possible to assess the significance of RIW and the problems that occur. A low RIW efficiency figure (Gэф, Тэф) implies that it will be necessary to reconsider the accuracy of the selection of the candidate-wells and of the technology and composition of the insulation materials, etc. The GTW may be considered successful provided that the operation mode of the well, when brought into stable www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION пласта. Технологическая успешность РИР подтверждается как геофизическими исследованиями после проведения РИР, так и параметрами работы скважины при выводе на режим. По числу выполненных РИР можно уже судить о их значимости и проблемах, возникающих приремонтах. Низкая геологическая и технологическая успешность свидетельствует о неправильном выборе скважинкандидатов, технологии, состава изоляционных материалов и т.д. ГТМ можно признать успешным, если режим работы скважины после его проведения будет рентабельным, расходы на выполнение ГТМ будут окупаться в течение межремонтного периода работы скважины. Как показывает практика ремонтных работ, часть ремонтов заканчивается неудачно (ремонтные работы не завершены, не достигаются прогнозируемые технологические режимыработы скважин и др.). Причемдоля неудачных ремонтов различна для различных ГТМ (в ча стности, при смене насоса доля успешности работ составляет от 0,95 до 1). Предложенный метод анализа РИР позволяет наглядно продемонстрировать успешность РИР по подрядчикам, предлагающим те или технологии, а также видам выполняемых работ. Избирательность тампонирования водопроводящих каналов будет определяться не только химическим составом водоизоляционной композиции, но и неравномерностью ее проникновения в нефте- и водонасыщенные интервалы за счет вязкости, плотности флюида и проницаемости породы, а также некоторыми технологическими особенностями обработки и эксплуатации скважин. Приоритетным фактором для выбора технологии и тампонирующего материала является характер обводнения скважин. По данному фактору РИР можно разделить на следующие виды [1]: ликвидация заколонных перетоков, как с » ликвидация заколонных перетоков как с выше-, так и с нижележащих водоносных пластов; » ограничение притока подошвенных вод (залежи с подстилающими подошвенными водами); » ликвидация прорыва пластовых и нагнетаемых вод по наиболее проницаемым прослоям внутри нефтяной толщи; » повышение нефтеотдачи продуктивных пластов за счет выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах; » водоизоляционные работы, проводимые в добывающих и нагнетательных скважинах одновременно; www.rogtecmagazine.com

operation, is cost-effective and the expenditure for GTW evens itself out during operation between overhauls. Experience of repair works shows that some repairs fail (repair works not completed or the forecast operating practice of wells not achieved, etc). This being said, a proportion of failed repairs varies for different GTW, in particular when replacing a pump. A percentage of work success is 0.95 to 1 and, when performing RIW, it is possible to calculate the percentage of RIW success, etc.). The proposed method of RIW analysis gives a clear demonstration of RIW success not only for subcontractors offering various technologies, but also provides a breakdown on the basis of various types of work. The selectivity of the backfilling of water supply channels will be determined not only by the chemical content of the water insulation composition, but also by the variations in the penetration of water insulation material into oil and water, saturated intervals due to viscosity, density and permeability and also due to some technological specifics of treatment and well operation. The priority for selecting technology and backfilling material is well watering. Based on the character of well watering, it is possible to divide RIW into the following types [1]: » elimination behind-the-casing flows from the top and bottom of the water-bearing layers; » limitation of bottom water influx (deposits with bottom waters); » elimination of influxes of embedded and injected waters through mostly permeable layers inside the oil section; » improved oil recovery from production formations by means of conformance control in injection wells; » water insulation works, carried out simultaneously in production and injection wells; » shutting down reservoirs (the requirement for this type of RIW occurs in wells where there are several formations under operation simultaneously); » eliminating casing breakdowns; » switching wells to lower layers/horizons, temporary well preservation and well abandonment (to be carried out in compliance with current regulations on switching wells to other horizons, temporary preservation and abandonment). Furthermore, the following factors affect the selection of RIW technology and backfilling material: » the specific geological structure of the oilfield and formation; » the geological-oilfield specifics of formation, exploration conditions, etc; » the well structure, technical condition, available surface and subsurface equipment, etc

ROGTEC 87

ДОБЫЧА

» отключение отдельных пластов (необходимость проведения данного вида РИР возникает в скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов); » ликвидация нарушений обсадных колонн; » перевод скважин на нижние пласты/горизонты,

временная консервация и ликвидация скважины (осуществляется с действующим положением о порядке перевода скважин на другие горизонты, временной консервации и ликвидации скважин). Кроме того, на выбор технологии РИР и тампонирующего материала влияют следующие факторы: » особенности геологического строения месторождения, пласта, собственно объекта воздействия; » геолого-промысловые характеристики месторождения, пласта, условия разработки и т.д.; » конструкция скважины, ее техническое состояние, имеющееся подземное и наземное оборудование и др. С учетом указанных факторов разрабатывается собственно технология проведения РИР и подбирается наиболее подходящая к ним рецептура изоляционной композиции. Таким образом, если ориентироваться на обоснование необходимости и установление вида РИР без уточнения метода и технологии их проведения, то задачу можно решить,базируясь на сведениях банка данных,созданных для подсчета запасов и анализа разработки месторождений. Целесообразность проведения РИР в первую очередь зависит от общего состояния и эффективности системы разработки на участке залежи (месторождения). В настоящее время имеется множество методов/критериев выбора потенциальных скважин-кандидатов для проведения РИР (см. таблицу),каждый из которых имеет свои преимущества инедостатки. Использовать лишь один метод/критерий при планировании РИР было бы неправильно, поскольку каждый из них является опорным инструм ентом в отборе скважин из большого массива данных и требует в дальнейшем детального поскважинного просмотра. При разработке алгоритмов определения потребности в проведении РИР в добывающих и нагнетательных скважинах ставились задачи выявления потребности в указанных работах в целом. Выбор же технологии проведения РИР в условиях разработки каждого конкретного пласта осуществляется отдельно с учетом таких факторов,

88 ROGTEC

Based on the specified factors, a technology for RIWs is developed and the most suitable insulation composition is selected. Therefore, if guided by the establishment of the necessity and the requirement to identify the type of RIW required without specifying the method and technology, the task may be resolved on the basis of the information in the database for calculating reserves and analysing oilfield exploration. The advisability of RIW will depend firstly on the general conditions and the efficiency of the exploration system in the oilfield. To date, a great number of methods/criteria for selecting potential candidate-wells for RIW (see Table 1) have been developed, each of those methods having its own advantages and disadvantages. It would be wrong to use only one method for planning RIW, since each method is a support tool for the selection of wells on the basis of a large amount of information and requires detailed examination well by well. When developing the algorithm for identifying the RIW requirement for production and injection wells, tasks were set up to identify the general requirements for specified works. However, the methods for work in the development conditions of each individual formation are selected separately, allowing for such factors as experience, equipment, the level of WWO service, the availability of the required materials, etc. For fast decision making, a simple, user-friendly procedure is needed which would not require time and complicated calculations. It should be borne in mind that when wells are selected a calculation of well potential is carried out (for lowering a standard-sized pump), the assessment of watering (one of the most difficult parameters in planning RIW) and a feasibility study. To a greater degree, the methods/criteria for selecting candidate-wells are based on the following: » the comparison of their development parameters with the condition of a reservoir’s management in general; » the application of validity criteria, taking into account the geological-physical characteristics of the reservoirs, the physical-chemical properties of the formation liquids and gases, the exploration system and the reserve recovery conditions; » a study of the reasons for closing errors/reasons for watering (Pic. 2). In order to establish the type of RIW, the reasons for closing errors must be identified, i.e. the reasons for well watering: breakdown of casing, non-watertight cement ring, watering of some intervals of production formation, etc. Watering reasons may be identified on the basis of an analysis of the www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Candidate-wells Selection Method

Method Description

Advantages

Disadvantages

Express method for selection of wells for RIWs (nomographic chart for selection of GTW)

The method is based on the identification of the most important parameters, characterising the condition of their development and oil reserves production in comparison with the condition of the development of the whole oilfield

1. Allows identification of measures for production and injection wells. 2. Allows identification and specification of the required set of measures and technologies for stimulation of production and limitation of water influxes.

1. Does not take into consideration relative position of wells. 2. Applicable for spots of injection wells with reacting mines 3. An addition to the principal method based on course of closing errors

Consistent pattern of RIW success distribution depending on the “reserves-watering” wait function (trend analysis)

The method is based on the statistical processing of the success criteria of completed RIWs in conjunction with the wait function to exclude the most risky event options

1. Practicality and simplicity of application 2. Identification of boundaries for successful RIW 3. Exclusion of risky scenarios at the planning stage

1. Requires a statistical performance period on the works performed earlier 2. Depends on the evaluation accuracy of the development of maps of initial and residual reserves. 3. The variable parameter location probabilities in the possible ranges of waiting functions have not been identified.

Express analysis of the stock situation of oil wells.

Quantitative-qualitative evaluation of well performance parameters over a period of time

1. A detailed approach to problem solution

1. A time and labour consuming analysis

Diagnostic technique for waterways using a graphic method

Based on the correlation analysis of the watering dynamics, production wells recovery of water and liquid, and injection volumes for injection wells. The water-oil ratio adds to the analysis

1. Allows identification of the main reason for well or site watering without any special studies.

1. This method is sufficient for the selection of wells for RIW but not for the design of insulation works.

Calculation of RIW feasibility

The method is based on the identification of a group of wells with the prospect of water insulation works (calculation of a feasibility factor) and rating of the identified list of wells on the expected costeffectiveness of the works

1. Allows work with a large group of wells 2. Assumes that the rating of the identified list of wells is based on the expected cost effectiveness.

1. Depends on the evaluation accuracy of the development of maps of initial and residual reserves.

“Productivity– watering” wait function (4,5)

Wells are selected on the basis of the specified function of feasibility, taking into account the level of surplus water influx and well production potential.

1. Allows work with a large group of wells during the development of a hydro-dynamic model.

1. Complexity in the evaluation of the relative permeability ratio. 2. Depends on the evaluation accuracy of the development of maps of initial and residual reserves.

A series of specified criteria for the selection of wells for various water insulation works (2)

Using calculation studies in the three-dimensional medium of the stimulator the criteria for well selection from the point of view of their development efficiency for the selective insulation of water influxes, conformance control and the elimination of cross-flows

1. The series of specified criteria takes into consideration the identified characteristics of the well watering of various reserve types in the course of studies.

1. The algorithm for the fast, comprehensive computer application of identified criteria has not been developed yet.

An express method for diagnosing wells to identify the main reasons for watering

The method is based on the comprehensive application of priority information, fuzzy sets and graphic research methods

1. Allows the assessment of the well watering source (circulation behind the string, influx of formation or injection waters)

1. The method is based on the fuzzy sets theory 2. The selection of the membership function is based on the application of an expert’s report or statistics.

Well water influx diagnosis (6)

Application of an analytical approach for the identification of watering reasons and excess watering sources: change of Water-Oil ratio and logging data

1. The interpretation of the watering development diagnosis is based on the digital simulation and oilfield operation experience. 2. The use of NODAL analysis for graphic watering diagnosis. 3. The WATERCASE software package has been developed to assist in the analysis of watering reasons and provides a list of possible problems in decreasing order. 4. Watering control within the scale of the oilfield.

1. Expensive (licensed software package)

Establishment of RIW based on the reasons for imbalance, i.e. reasons for watering

1. A detailed approach to resolving the problem.

1. A time and labour -consuming analysis.

The method is based on the solution algorithm “Identification of the RIW requirement in the stock of production and injection wells”.

1. A detailed approach to resolving the problem. 2. A step-by-step analysis of the watering source in the inversion algorithm of a task that is not obvious.

1. A time and labour-consuming analysis.

The selection of candidate-wells for misfit reasons (1)

Table 1 Review of Proposed Methods for Selection of Candidate-wells for RIW как наличие опыта, оснащенность оборудованием, уровень организации службы КРС, наличие необходимых материалов и др. www.rogtecmagazine.com

geological and operational data concerning the well and data on the development of separate deposit sites and formations in general.

ROGTEC 89

ДОБЫЧА

Методика подбора скважин-кандидатов

Сущность метода

Преимущества

Недостатки

Экспресс-метод выбора скважин для проведения РИР (номограмма выбора скважин на проведение ГТМ)

Методика основана на выделении наиболее значимых параметров, характеризующих состояние их разработки и выработки запасов нефти, в сопоставлении с состоянием разработки всей площади или месторождения в целом

1. Позволяет определить мероприятий как на добывающем, так и на нагнетательном фонде 2. Позволяет уточнить необходимый комплекс мероприятий и технологий по интенсификации добычи и ограничению водопритоков

1. Не учитывает взаимоположение скважин 2. Применима для ячеек нагнетательных скважин с реагирующими добывающими 3. Является дополнением к основной методике, основанной на причине невязок

Закономерность распределения успешности РИР от функции ожидания «запасы-обводненность» (трендовый анализ)

Методика основана на статистической обработке успешности проведенных РИР с привязкой к функции ожидания для исключения наиболее рискованных вариантов событий

1. Практичность (простота) в использовании 2. Выявление границ успешности проведения РИР 3. Исключение рискованных вариантов событий уже на стадии планирования

1. Необходима статистическая наработка по ранее выполненным работам 2. Зависит от точности оценки построения карт начальных и остаточных запасов 3. Не определены вероятности нахождения значений переменных параметров в возможных диапазонах функции ожидания

Экспресс-анализ состояния фонда нефтяных скважин

Сущность метода экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин заключается в количественно-качественной оценке показателей ее эксплуатации в динамике

1. Детальный подход к решению задачи

1. Требует много времени и человеческих ресурсов на проведение анализа

Метод диагностики водопротоков графическим методом

Основан на корреляционном анализе динамик обводненности, добычи воды и жидкости добывающих скважин, а также объема закачки по нагнетательным. Дополняет метод анализа динамик ВНФ

1. Позволяет выявить основной источник обводнения скважины или участка без проведения специальных исследований

1. Метод достаточен для выбора скважин под РИР, но не достаточно для дизайна изоляционных работ

Расчет функции целесообразности проведения РИР

Методика основана на выделении группы скважин, перспективных для проведения водоизоляционных работ (расчет функции целесообразности) и ранжирование выделенного списка скважин по ожидаемой экономической эффективности мероприятий

1. Позволяет работать с большим массивом скважин 2. Предполагает ранжирование выделенного списка скважин по ожидаемой экономической эффективности

1. Зависит от точности оценки построения карт начальных и остаточных запасов

Функция ожидания «продуктивность – обводненность» (4,5)

Является усовершенствованием предыдущей методики, выбор скважин производится с расчетом уточненной функции целесообразности, учитывающей как уровень избыточности водопритока, так и потенциал скважин по продуктивности.

1. Позволяет работать с большим массивом скважин при создании гидродинамической модели

1. Сложность в оценке фазовых проницаемостей проницаемости 2. Зависит от точности оценки построения карт начальных и остаточных запасов

Серия уточненных критериев выбора скважин для проведения различных водоизоляционных работ (2)

С использование вычислительных исследований в трехмерной среде симулятора уточнены с позиции эффективности разработки критерии выбора скважин для проведения селективной изоляции водопритоков, ВПП и ликвидации заколонных перетоков

1. Серия уточненных критериев учитывает выявленные в ходе исследований особенности обводнения скважин залежей различного типа

1. Пока не разработан алгоритм быстрого комплексного компьютерного использования выявленных критериев

Экспресс-метод диагностики скважин для определения основных причин обводнения

Методика основана на комплексном использовании «априорной информации», методов нечетких множеств и графических методов исследований

1. Позволяет оценить источник обводнения скважин (ЗКЦ, поступление пластовых или закачиваемых вод)

1. Методика основана на теории нечетких множеств 2. Выбор функции принадлежности основан на использовании экспертных заключений, либо статистики

Скважинная диагностика водопритоков (6)

Достоверные данные по истории добычи обычно содержат достаточно полезной информации для диагностирования проблем обводнения. Метод предполагает использование аналитических подходов к определению причин обводнения и источников избыточного обводнения: изменение ВНФ, динамика добычи и данные каротажа

1. Интерпретация диагностики развития обводнения основывается на численном моделировании и опыте эксплуатации месторождения 2. Используется «узловой» анализ (NODALанализ) при графической диагностике обводнения 3. Разработан программный пакет WATERCASE, помогающий при анализе причин обводнения с выдачей списка возможных проблем в порядке уменьшения их вероятности 4. Контроль обводнения в масштабе месторождения

1. Дороговизна (лицензионный пакет программ)

Обоснование РИР по причинам несоответствия, т.е. причинам обводнения

1. Детальный подход к решению задачи

1. Требует много времени и человеческих ресурсов на проведение анализа

Методика основана на алгоритме решения задачи «Определения потребности в РИР в фонде нефтяных и нагнетательных скважин»

1. Детальный подход к решению задачи 2. Пошаговый анализ оценки источника обводнения заложен в алгоритм решения неявной задачи

1. Требует много времени и человеческих ресурсов на проведение анализа

Подбор скважинкандидатов по причинам невязок (1)

Таблица 1 Обзор предлагаемых методик по подбору скважин-кандидатов на проведение РИР

90 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Динамика дебита нефти, обводненности с начала эксплуатации скважины The history of the oil production rate and watering since well operation began Характеристика насыщенности продуктивного пласта по толщине (нефть, вода), его литологическая характеристика и строение The characteristics of production formation saturation through the layer of oil and water, lithological characteristics and structure Степень выработанности запасов нефти Degree of depletion of oil reserves Наличие в разрезе скважин водоносных пластов и их расположение по отношению к продуктивному The presence of water-bearing formations in the well section and their location against the production formation Расположение скважины на залежи по отношению к внешнему и внутреннему контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и т.д. The well layout on the deposit against the external and internal perimeter of the oil-draining boundary, injection wells, etc Начальное и текущее положение ВНК The initial and Current Oil Water Contact position Данные о физико-химических свойствах вод Information on the physical and chemical properties of waters Данные конструкции скважины Well structure data Описание проведенных работ на скважине и их результаты Results of well research Геолого-технические характеристики нагнетательных скважин (данные геофизических исследований, индикаторные исследования и т.д.) Geological & technical characteristics of injection wells (results of geophysical studies, indicative research, etc)

Принятие решения по предложению скважины на РИР Making a decision for a well to be proposed for RIW Рис. 2 Схема выбора скважин-кандидатов для проведения РИР на основе изучения причин невязок (причин обводнения) Pic. 2 Diagram of the Selection of Candidate-Wells for RIW Based on Studies of the Reasons for Closing Errors/Reasons for Watering www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 91

ДОБЫЧА Для быстрого принятия решения необходима простая методика, не требующая сложных расчетов и времени. Нужно учитывать, что после подбора скважин рассчитывается потенциал скважины (для спуска насоса оптимального типоразмера), оценивается обводненность (один из параметров, осложняющих планирование РИР) и определяется экономическая эффективность. В основном методы/критерии подбора скважинкандидатов базируются на:

» сопоставлении показателей их разработки с состоянием разработки месторождения в целом; » использовании критериев применимости,

учитывающих геолого-физическую характеристику коллекторов, физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов, систему разработки, состояние выработки запасов нефти;

» изучении причин невязок, т.е. причин обводнения (рис. 2). Для обоснования вида РИР должны быть установлены причины несоответствия, т.е. причины обводнения скважины: нарушение обсадной колонны, негерметичное цементное кольцо, обводнение отдельных интервалов продуктивного пласта и др. Установить причины обводнения можно на основе анализа геолого-эксплуатационных данных по скважине и данных о разработке отдельных участков залежи и пласта в целом. Иногда может быть установлена необходимость проведения того или иного вида РИР и сделан выбор метода, технологической схемы и изоляционного материала или разобщающего средства. Если же анализ перечисленных сведений не позволяет получить однозначных заключений о причинах обводнения скважини путях поступления воды в них, то на его основе можно определить комплекс дополнительных исследований для уточнения причин обводнения. Заключение 1. Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений характеризуется все возрастающей потребностью в проведении в скважинах РИР, являющихся одним из основных средств обеспечения рациональной разработки месторождений. Ключевым фактором в современной разработке и эксплуатацииместорождений становится понимание проблем обводнения и их решение. 2. Своевременность и эффективность осуществления РИР во многом определяют техникоэкономические показатели процесса разработки месторождений в целом.

92 ROGTEC

Sometimes, the requirement for a certain type of RIW may be identified and the selection of the method, flow diagram and insulation material or isolation medium established. If the analysis of the data listed above does not allow clear conclusions to be reached about the reasons for well watering and the water influx routes, it will be possible to identify a set of additional studies to clarify the reasons for watering. Summary 1. The modern exploration conditions of many oil deposits are characterised by the increasing requirements for well RIW, which are one of the main means of ensuring the cost-effective development of deposits. The key factor in the modern exploration and operation of deposits is the achievement of an understanding of watering problems and their solution. 2. The timeliness and efficiency of RIW largely depends upon technical and economic performance indicators concerning deposit development in general. 3. The success of RIW largely depends upon the fulfilment of the following tasks: » the accuracy of well selection for RIW and the quality of the geological and geophysical studies of wells (GSW); » the selection of the appropriate insulation material and RIW technology. 4. In order to identify problems in RIW planning it is necessary to analyse the completed works so as to identify the area of the tasks (geological and technological) to be carried out. 5. The priority guideline for the selection of technology and backfilling material is the character of the well watering. 6. To date, a great number of methods/criteria have been developed for selecting potential candidate-wells for RIW, each with its own advantages and disadvantages. The selection of methods/criteria depends on the completion of the relevant task (time, scale, labour cost, etc). 7. The majority of the RIW problems under review require further development and more thorough studies so as to establish the conditions required for RIW and to improve their technology and efficiency. their technology and efficiency. List of References 1. Blazhevich, V.A., Umrikhina, E.N., Umrtbaev, V.G., Уметбаев В.Г. Oilfield Operation Repair & Insulation Works. Published: NEDRA, 1981. – page 236: illustrated. 2. Kulikov, A.N., Stroganov V.M., et al. Best Practice and Study of Validity Criteria for the Selective Insulation of Water Influx Technology Using Organosilicone Compounds // Petroleum Engineering, No 9. - 2005. pages 36-45. 3. Pasinkov, A.G., Gabdulov, R.R., Nikishov V.I., Slivka P.I., Selective Insulation of Water Influxes during Development of Multilayer Deposits // Neftjanoe Khozaistvo, No 5. - 2008. Pages. 64-66. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION 3. Успешность РИР во многом зависит от решения таких задач как: » правильность выбора скважин для проведения РИР, обеспечения качества проводимых геологогеофизических исследований скважин; » выбор соответствующего изоляционного материала и технологии РИР. 4. Для выявления проблем в планировании РИР необходимо проведение анализа выполненных работ с целью определения области решаемых задач (геологических или технологических). 5. Главным фактором для выбора технологии и тампонирующего материала является характер обводнения скважин. 6. В настоящее время разработано множество методов/критериев выбора потенциальных скважинкандидатов для проведения РИР, каждый из которыхимеет свои преимущества и недостатки. Выбор метода/критериев зависит от решения поставленной задачи (времени, масштаба, т рудозатрат и т.д.). 7. Большинство рассмотренных проблем проведения РИР требуют дальнейшего более глубокого исследования с целью обоснования условий проведения РИР, совершенствования их технологии и повышения эффективности. Список использованной литературы 1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 236 с. 2. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений / А.Н. Куликов [и др.]// Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 9. – C. 36-45. 3. Селективная изоляция водопритоков при разработке многопластовых месторождений / А.Г. Пасынков, Р.Р. Габдулов, В.И. Никишов, П.И. Сливка // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – C. 64-66. 4. Куликов А.Н., Нигматуллина Р.Г. К вопросу оптимизации выбора объектов изоляционных работ на водоплавающих залежах Западной Сибири // Интервал. – 2008. – № 6. – C. 36-40. 5. Куликов А.Н., Никишов В.И. Исследование особенностей обводнения скважин нефтяных залежей различного типа при проведении ГТМ с целью планирования мероприятий по ограничению добычи воды // Интервал. – 2007. – № 8. – C. 27-31. 6. Диагностика и ограничение водопритоков / Б. Бейли, М. Крабтри, Д. Тайри [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2001. – C. 44-67. www.rogtecmagazine.com

4. Kulikov, A.N, Nigmatulina R.G. Optimising the Selection of Subjects for Insulation Works on the Bottom Water-Drive Reservoirs of Western Siberia // Interval, No 6. - 2008. pages 36-40. 5. Kulikov, A.N, Nikishov V.I. Study of the Watering Specifics of Various Types of Oil Wells during GTW with the Aim of Planning Measures to Limit the Water Production Interval, No.8. - 2007. pages 27-31. 6. Bill Beyli, Michael Crabtree, Jeb Tairy, et al. Diagnostics and the Limitation of Water Influxes // Oil & Gas Review, Spring. - 2001. pages 44-67.

Эта статья была опубликована в информационном научно-техническом бюллетене «НК «Роснефть» Научно-техническом вестнике ОАО «НК «Роснефть», № 4, 2009 года, стр. 22-26; ISSN 2074-2339) и завоевала первую премию в 2009 году за лучшую публикацию в журнале. Печатается с разрешения редакционной коллегии.

ROGTEC 93

ДОБЫЧА

Рост в использовании многофазных измерителей и ключевые проблемы, которые они помогают решать The Growth of Multiphase Meters and the Key Challenges They Are Addressing Винсент Вьег, Емерсон Управление Процессами

Современный рынок многофазных измерителей Без всякого сомнения, рынок многофазных измерителей в нефтегазовом секторе продолжает расти. Например, Дуглас Вествуд (Douglas Westwood) полагает, что около тысячи подводных многофазных измерителей будут введены в эксплуатацию к 2015 году, а также большое количество компаний продолжает интенсивный ввод в эксплуатацию как подводных, так и поверхностных многофазных измерителей. Примеры включают компанию Петробраз (Petrobras), которая заявила, что намерена использовать многофазные измерители на каждой подводной скважине и компанию Статоил (Statoil), начавшую одной из первых использовать данную технологию и в настоящее время эксплуатирует свыше 150 многофазных и мокрых газовых измерителей. На сегодня многофазные измерители являются критическим компонентом, обуславливающим рост компаний и разработку их месторождений. Они могут использоваться как для мониторинга производства, так и для пробной эксплуатации отдельных скважин, а также для планирования отбора и мониторинга продуктивных пластов. Они так же в состоянии предоставить критическую информацию о характеристиках скважины, например, о водонасыщении и сбойках, прорывах газа, характеристик проницаемости и расплывания.

94 ROGTEC

Vincent Vieugue, Emerson Process Management

The Multiphase Meter Market Today There is no doubt that the market for multiphase meters within the oil and gas industry is continuing to grow. Douglas Westwood, for example, predicts that there will be one thousand additional subsea multiphase meters deployed by 2015 and many operators are continuing the rapid deployment of such meters – both subsea and topside. Examples include Petrobras, who have indicated that they would like to see a multiphase meter on each of their subsea wells and trees; and Statoil, one of the first users of the technology, which today has more than 150 multiphase and wet gas meters in operation. Multiphase meters are today a vital component of operators’ development and field production plans. They can be used for production monitoring, individual well testing, production allocation and reservoir monitoring and they provide the operator with critical information on a well’s capabilities – information such as water saturation and break through, gas coning, permeability and flow characteristics. Yet, there is plenty more room for growth. According to Rystad Energy Global, just 12% of global oil & gas production is currently facilitated by multiphase meters. From 1st to 3rd Generation In order to understand the current adoption of multiphase meters and their future potential, it is www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Нужно отметить, что возможности развития этого направления далеко не исчерпаны. В настоящее время, согласно исследованию Ристад Энержи Глобал (Rystad Energy Global), только 12 % мировой нефтегазовой индустрии эксплуатируют многофазные измерители.

necessary to examine how they have developed. Multiphase meters have undergone a significant evolution since they first came on the market in the early 1990’s. The first commercial Roxar topside multiphase meter,

Перемены от первого к третьему поколению Для того, чтобы понять процесс внедрения многофазных измерителей и их потенциал необходимо провести анализ процесса их развития. Многофазные измерители прошли значительный путь развития со времён, когда они впервые появились на потребительском рынке в начале девяностых годов прошлого столетия. Первые коммерческие поверхностные многофазные измерители, например Роксар (Roxar’s), появившийся на рынке в 1992 году, базировались на микроволновой технологии, учитывая единую скорость, подразумевая, что в гомогенном потоке жидкость и газ движутся с одинаковой скоростью.

Cхема 1 - Figure 1

В начале этого века было внедрено второе поколение многофазных измерителей (схема 1 показывает подводный измеритель Роксар (Roxar) второго поколения). Этот измеритель впервые позволил измерять скорости жидкости и газа отдельно друг от друга. Он включал в себя метод Дьюал Велосити™ (Dual Velocity™), который основывался на расчёте базовых компонентов, базируясь на ёмкостных и проводниковых измерениях. Этот измеритель также комплектовался однозарядным гамма плотномером и блоком вентури. Другими отличительными свойствами измерителей второго поколения, включая то, что они были рассчитаны на тридцатилетний срок службы в тяжелых условиях эксплуатации, было энергопотребление в четыре раза меньше по сравнению с измерителями первого поколения. А также в подводных измерителях была применена извлекаемая канистра. На этой стадии были ясны преимущества с точки зрения эксплуатации. Они включали в себя отсутствие необходимости в сепарации и дорогих контрольных сепараторов, моментальный и непрерывный процесс измерения в трех-фазном www.rogtecmagazine.com

for example, (launched in 1992) was based on microwave technology, operated on a single velocity basis, and assumed that homogenous flow and liquid and gas were travelling at the same speed. In the early 2000’s, the second generation multiphase meters came to market (figure 1 shows a subsea version of the Roxar second generation meter). The meter allowed, for the first time, measurement of both liquid and gas velocities. The meter incorporated a Dual Velocity™ method with calculated phase fractions based on capacitance and conductivity measurements. The meter also came in combination with a single energy gamma densitometer and venturi section. Other highlights of the second generation meter included parts designed to withstand more than 30 years of operating in harsh environments, power consumption at less than four times that of the first generation meter, and for subsea meters, a retrievable canister. By this stage, the benefits to the operator were also clear. This included no separation requirements; no need for costly test separators; the instantaneous and continuous measurement of three phase rates - not just at a discrete point in time and not just for one well;

ROGTEC 95

ДОБЫЧА темпе – не только в дискретный момент времени и не только для отдельной скважины. Кроме того, измерители второго поколения требовали гораздо меньшего техобслуживания. Как результат вышеперечисленного, наблюдалось снижение капитальных и операционных затрат, улучшение контроля за работой скважин и рост дебита месторождений. Изменение требований эксплуатации В то время как многофазные измерители увеличивали своё присутствие на рынке, происходили изменения спроса и требований к ним. Большое количество современных нефтегазовых месторождений является гораздо более сложными с геологической точки зрения, более удалёнными и неоднородными. Это поднимает спрос на многофазные измерители, позволяющие производить точные и надёжные измерения в реальном времени, помогающие в диагностике и оптимизации работы скважин и предотвращать погрешности в измерениях добычи. Необходимость в удовлетворении этих новых потребностей не могла быть обеспечена многофазными измерителями второго поколения, которые в основе своей применяли принцип упрощения сложных моделей потоков и зависели от того факта, что резервуар был относительно гомогенным. Во-вторых, за последние годы наблюдался рост разработки относительно малых месторождений (в среднем от 200 до 300 миллионов баррелей), а также старых месторождений. Только недавно компания Статоил (Statoil) объявила об активизации работ, направленных на разработку старых месторождений для поддержания производства на Норвежском континентальном шельфе.

and limited maintenance requirements. The result was substantial CAPEX/OPEX savings, increased well control, and enhanced production from the fields. Changing Operator Needs However, as multiphase meters continue to increase their market penetration, so do the challenges increase. Many oil & gas fields, for example, are more geologically complex, remote and heterogeneous than ever before. There is an even greater need for multiphase meters to generate accurate and reliable, real-time data from the wells to help diagnose and optimize the well’s performance and fend off flow assurance threats. Such a need can’t necessarily be met by the second generation multiphase meter’s measurement principle which provides a simplification of complex flow patterns and is dependent on the reservoir being relatively homogeneous. Secondly, the last few years have seen a growth in smaller fields (on average 200 to 300 million bbl) as well as brownfields. Only recently, Statoil announced that it is to focus further on brownfields to sustain production on the Norwegian Continental Shelf (NCS) at current levels. Multiphase meters have an important role to play in brownfield developments in improving well testing in environments characterized by often complex interdependencies between aging and new technologies. There is also a subsequent need for an even simpler and compact meter design, which helps widen the operating envelope, increase flexibility, and lower the cost per meter. Finally, there is the need to meet environmental and HSE requirements, particularly where the use of nucleonic sources is unacceptable, due to legislation or company policy. The ability for operators to forgo the nucleonic source within multiphase meters without forgoing accuracy remains a continuing challenge.

Многофазные измерители играют важную роль в разработке старых месторождений, в сфере улучшения качества измерения среды скважин, зачастую сложных зависимостей сроков эксплуатации и современных технологий.

In summary, while second generation meters continue to be successful and effective, there is an increased onus on multiphase meters for even greater accuracy and a measurement principle that enables the operator to better handle complex, flow regimes and achieve maximum production rates.

Наконец, существует необходимость удовлетворять требования по охране окружающей среды и технике безопасности, особенно там, где использование ядерных технологий

There is also a need for multiphase meters to take on board environmental implications, widen the operating envelope, and operate at lower costs and in previously inaccessible locations.

96 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

»Å»ÈÌÃÃ

¨»¾Ë»¿Ö

¬»ÇÇÃÍ ¦

ÃÌÅÎÌÌÃÃ ÌÊÀÑÃ»ÆÃÌÍÉ½

PRODUCTION ÖÌÍ»½Å»

¥ÉÈÏÀËÀÈÑÃÚ

° ° ³ÀÄÐ» °»ÆÃÏÖ ¼ÀÈ ¢»ÄÀ¿» Æ× ¨»ÃÚÈ»

¸¨ « £º u §£«®

©ª¦£ © u ® ®´ §® ¬»Ç»Ú ÊËÀÌÍÃÁÈ»Ú ½ ÇÃËÀ ½ÖÌÍ»½Å» ÈÀÏÍÃ Ã ¾»Â» ½ÈÉ½× ÉÍÅËÖ½»ÀÍ ¿½ÀËÃ !$)0%# ÃÇÀÀÍ ÇÈÉÁÀÌÍ½É ÈÉ½ÖÐ ÉÌÉ¼ÀÈÈÉÌÍÀÄ ÌÊÉÌÉ¼ÌÍ½ÎÙÔÃÐ ¿ÀÆÉ½ÉÇÎ ÌÉÍËÎ¿ÈÃÒÀÌÍ½Î Ã ÊÉÆÎÒÀÈÃÙ ÃÈÏÉËÇ»ÑÃÃ ÒÍÉ ÊÉÂ½ÉÆÃÍ ÉÍÇÀÍÃÍ× Ì»ÇÖÀ ÊÀËÀ¿É½ÖÀ ÌÉ¼ÖÍÃÚ ÉÍË»ÌÆÃ ØÍÉ¾É ¾É¿»

"%*1&$ »Å»ÈÌÃÃ oÏÇÐÍÄÃÇÌÇÑÄÐÛ É ÂÍÐÑÄÈ ÁÐÄËÇÏÌÍÈ ÁÚÐÑ¿ÁÉÇ ÌÄÓÑÇ Ç Â¿Æ¿ ÂÃÄ ÉÍËÎ¿ÌÇÈ ÇÆ ÐÑÏ¿Ì ÎÏÄÃÐÑ¿Á¾Ñ ÐÁÍÝ ÎÏÍÃÒÉÕÇÝ

"%*1&$ ¨»¾Ë»¿Ö oÍÐÑ¿ÁÉ¿ ÜÌÄÏÂÍÌÍÐÇÑÄÊÄÈ Á ÌÇÆÉÍ ÒÂÊÄÏÍÃÌÒÝ ÜÎÍÔÒ ÎÄÏÐÎÄÉÑÇÁÚ Ç ÁÍÆËÍÅÌÍÐÑÇ ¯ ÑÄÔÌÇÖÄÐÉÇÔ ÁÍÎÏÍÐ¿ ÎÍÁÄÏÔÌÍÐÑÌÚÄ Ç ÂÊÒÀÇÌÌÚÄ Ï¿ÆÏ¿ÀÍÑÉÇ ÉÍÌÕÄÎÕÇ¾ Ï¿ÆÁÇÑÇ¾ bÍÐÎÍÊÛÆÒÈÑÄÐÛ ÁÍÆËÍÅÌÍÐÑÛÝ ÒÖ¿ÐÑÁÍÁ¿ÑÛ Ç ÃÄÊÇÑÛÐ¾ ÆÌ¿ÌÇ¾ËÇ ÐÍ ÐÁÚ×Ä ÐÑ¿Ï×ÇÔ ÐÎÄÕÇ¿ÊÇÐÑÍÁ ÜÌÄÏÂÄÑÇÖÄÐÉÍÂÍ ÐÄÉÑÍÏ¿ Ì¿ ÁÐÑÏÄÖÄ ÎÍÐÁ¾ØÄÌÌÍÈ Ð¿ËÚË Ì¿ÐÒØÌÚË ÃÄÀ¿Ñ¿Ë Á ÜÑÍÈ ÍÑÏ¿ÐÊÇ

"%*1&$ ¥ÉÈÏÀËÀÈÑÃÚ aÒÃÛÑÄ Á ÉÒÏÐÄ ÁÐÄÔ ÇÌÌÍÁ¿ÕÇÈ Á ÍÑÏ¿ÐÊÇ ÎÍÐÄÑÇÁ "%*1&$ ÂÃÄ ÁÎÄÏÁÚÄ ÀÒÃÄÑ ÍÑËÄÖÄÌÍ ÐÍÁÄÏ×ÄÌÐÑÁÍ ÏÄ×ÄÌÇÈ Á ÜÌÄÏÂÄÑÇÖÄÐÉÍË ÐÄÉÑÍÏÄ

"%*1&$ ÖÌÍ»½Å» bÍÆËÍÅÌÍ bÚ Æ¿ÇÌÑÄÏÄÐÍÁ¿ÌÚ Á ÎÍÇÐÉÄ ÌÍÁÍÈ ÃÍÊÅÌÍÐÑÇ Á ÌÄÓÑÄÂ¿ÆÍÁÍÈ ÎÏÍËÚ×ÊÄÌÌÍÐÑÇ oÏÍÁÄÃÇÑÄ ÎÍÇÐÉ Ï¿ÀÍÑ ÍÑ uÛÝÐÑÍÌ¿ ÃÍ `ÀÒ d¿ÀÇ Á Ì¿×ÄÈ À¿ÆÄ Ã¿ÌÌÚÔ Ì¿ hÌÑÄÏÌÄÑÄ ÂÃÄ ÁÉÊÝÖÄÌÚ Ð¿ËÚÄ ÎÍÐÊÄÃÌÇÄ ÎÏÄÃÊ¿Â¿ÄËÚÄ ÃÍÊÅÌÍÐÑÇ ÎÍ ÁÐÄËÒ ËÇÏÒ

"%*1&$ ¬»ÇÇÃÍ ¦ aÒÃÛÑÄ ÐÁÇÃÄÑÄÊÄË ÃÇÐÉÒÐÐÇÈ ÎÏÇÆÌ¿ÌÌÚÔ ÁÚÐ×ÇÔ ÃÍÊÅÌÍÐÑÌÚÔ ÊÇÕ bdk ÍÑÏ¿ÐÊÇ Í ÎÄÏÐÎÄÉÑÇÁ¿Ô ÐÑÏ¿ÑÄÂÇÇ Ç ÎÍÊÇÑÇÉÇ Á ÍÑÏ¿ÐÊÇÇ ÎÍ ÁÐÄËÒ ËÇÏÒ

MyADIPEC ²ÍÉ¼Ö ÊÉÇÉÒ× »Ç ØÏÏÀÅÍÃ½ÈÉ ÊÉ¿¾ÉÍÉ½ÃÍ×ÌÚ Å ØÍÉÄ ½ÖÌÍ»½ÅÀ Ã Ì Ç»ÅÌÃÇ»Æ×ÈÉÄ ÉÍ¿»ÒÀÄ ÊËÉ½ÀÌÍÃ ¿ÈÚ ÇÖ Ë»ÂË»¼ÉÍ»ÆÃ ÌÉ½ÀËÓÀÈÈÉ ÈÉ½ÖÄ ÊÀËÌÉÈ»ÆÃÂÃËÉ½»ÈÈÖÄ ÊËÉÏÀÌÌÃÉÈ»Æ×ÈÖÄ ÎÌÍËÉÃÍÀÆ× ÇÀËÉÊËÃÚÍÃÄ -Y!$)0%#

¨»ÒÈÃÍÀ ÊÉ¿¾ÉÍÉ½ÅÎ ÌÀÄÒ»Ì ¢»ËÀ¾ÃÌÍËÃËÎÄÍÀÌ× ÒÀËÀÂ £ÈÍÀËÈÀÍ ÌÀ¾É¿ÈÚ

XXX BEJQFD DPN SPUFD Organised by

Supported by

Strategic Partner

www.rogtecmagazine.com

Platinum Sponsors

Diamond Sponsor

Gold Sponsors

Conference Programme Organiser

Associate Conference Sponsor

dmg publication

Official International Trade Publication

Official Delegate Publication

Official Online Partner

Official Show Daily Publisher

Official Regional Trade Publication

ROGTEC 97

ДОБЫЧА The Third Generation Multiphase Meter So how can the third generation multiphase meter (see figure 2) address these challenges? The development of a new electrode geometry sensor for the meter, for example, can allow for measurements in separate sectors in addition to the full cross sectional area. This results in more combinations and more accurate fraction measurements and velocities for each segment. Rather than being able to perform cross sectional measurements, the new measurement principle will allow the meter to perform both rotational near wall measurements and cross-volume measurements, thereby providing a comprehensive mapping of the flow regimes. Asymmetrical flow and less-than-perfect mixtures of the gas and dispersed phase can also be handled in a manner that was impossible with previous meters. The measurement principle is shown below in figures 3a and 3b (red indicates high sensitivity, blue indicates low sensitivity).

Cхема 2 - Figure 2 запрещено законодательством или стандартами компании. Возможность эксплуатации многофазных измерителей без привлечения ядерных технологий и в то же время обеспечение точности измерений требуют достаточно сложных технических решений. Обобщая вышесказанное, в то время как второе поколение многофазных измерителей продолжает успешно эксплуатироваться, увеличиваются и требования к ним, как с точки зрения прецизионности, так и принципов измерений. Это должно улучшить возможности эксплуатации управлять сложными режимами и увеличить производительность.В добавок ко всему, необходимость внедрения многофазных измерителей должна учитывать последствия для окружающей среды, расширения рабочего диапазона, снижение операционных затрат и необходимость работы в прежде труднодоступных условиях. Многофазные измерители третьего поколения Итак, как многофазные измерители третьего поколения (см. схему 2) могут ответить вызову рынка?

98 ROGTEC

In this way, the operator can benefit from an accurate understanding of flow regimes, mixing effects and velocity profiles, and can detect rapid changes in compositon, thereby making the measurements more accurate and consistent than with other available technology. There is also the potential for widening the operating envelope with the next generation of multiphase meters. This can be achieved through reduced height and weight, opening up substantial potential cost savings in terms of installation, maintenance and deck space. Field Replaceable Insert Venturis also allow for extended service life and operating range, and can remove uncertainties in sizing meters based on uncertain production forecasts. A meter with several Field Replaceable Insert Venturi sizes, for example, means that the optimal size can be selected for early life and replaced later with a different size in late production life. In this way, optimal performance from the venturi can be achieved. Finally, there is the challenge of alleviating environmental concerns. To counteract concerns over nucleonic sources, non-radioactive meters can today cover the full operating range 0 -100% watercut and 0 - 95% GVF (gas volume fraction). www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Например, применение новой конфигурации электрода сенсора может позволить производить измерения в отдельных секторах, вдобавок к измерениям по всему сечению. В результате может быть достигнуто большее количество комбинаций, более точные измерения фракций, скоростей в каждом сегменте.

Зона возбуждения Excitation

Зона обнаружения Detection

Вместо осуществления измерений по всему сечению, новые принципы позволят измерителю производить измерения как вращательные у стенок, так и объёмные измерения. Тем самым обеспечивая подробную картину потока. Ассиметричные потоки и не совершенные смеси газа и дисперсной среды так же могут успешно обрабатываться, что не позволяли измерители прошлых конструкций. Принципы измерений показаны на схемах 3а и 3б (красный цвет представляет зону высокой чувствительности, синий цвет представляет зону низкой чувствительности).

Зона обнаружения Detection

Зона возбуждения Excitation

Таким образом оператор может получить возможность точного понимания режимов потока, эффектов смешивания и профилей скорости. Также возможны обнаружения моментальных изменений в смеси, тем самым делая измерения более точными и стабильными по сравнению с другими технологиями.

Схема 3а -Срез при измерении с использованием 2 электродов (первая плоскость измерений) Figure 3а -Cross sectional measurement using 2 electrodes (first measurement plate)

Схема 3b - Поворотные исмерения у стенок с использованием 6 электродов (вторая плоскость измерений) Один электрод со стадии возбуждения, соседствующий электрод обнаружен. Figure 3b - Rational near-wall measurements using 6 electrodes (second measurement plane). One electrode is excited and the neighbour electrode is detected.

Следует отметить потенциальное расширение рабочей среды в случае применения многофазных измерителей следующего поколения. Это может быть достигнуто путём уменьшения размеров и веса, в свою очередь снижая затраты на монтаж, техобслуживание и производственные площади. Заменяемые на рабочем месте вставки вентури позволяют увеличить время эксплуатации www.rogtecmagazine.com

However, for those operators who are concerned with the limitations over the maximum GVF range or the slightly higher uncertainty than the gamma version, developments are underway in Emerson’s case to develop a densitometer based on X-rays as an alternative to the nucleonic gauge. The X-ray based densitometer, known as FluorX and developed in conjunction with PANalytica, utilizes attenuation measurements of the same photon energies as a low energy gamma-ray source, and

ROGTEC 99

ДОБЫЧА и операционные режимы, также снижают необходимость подгонять параметры измерителя под неопределённые размеры производства. Например, измеритель с несколькими разными по размеру вставками вентури позволит подогнать оптимальный размер на разных стадиях эксплуатации. Таким образом будет достигнута оптимальная производительность вентури.

provides the same measurement accuracy. Adding a FluorX system to the non-gamma meter version means that the meter can be used in the full 0-100% GVF range and also ensures improved accuracy, as our tests have shown.

Наконец, проблемы отрицательного воздействия на окружающую среду также требуют решения. Применение безядерных измерителей вместо ядерных, позволяет работать в диапазоне 0100% обводнения и 0-95% газовой фракции.

Much More to Come! With the market for multiphase meters continuing to grow and the need for accurate flow measurement and a wider operating envelope as important as ever, it is imperative that today’s multiphase meters are able to meet operator challenges.

Однако для тех операторов, которые не могут допустить ограничения по максимальной границе газовой фракции, Емерсон (Emerson) разрабатывает плотномер, основанный на рентгеновском излучении, как альтернатива ядерным измерителям.

A new measurement principle, new electrode geometry and near wall measurements are ensuring that multiphase meters continue to evolve to meet such demands.

Плотномер, основанный на рентгеновском излучении, известный как Флюор-Экс (FluorX) был разработан в сотрудничестве с ПАНалитика (PANalytica), применяет демпфированные измерения протонами с идентичной энергией, что и слабо энергетическое гамма излучение при идентичной точности измерений. Включение Флюор-Экс (FluorX) компонента в нерадиоактивный измеритель позволяет достичь полного 0-100% диапазона в измерении газовой фракции и повышения точности измерений, что и доказали наши испытания. Дальше – лучше! В связи с тем, что спрос на многофазные измерители продолжает расти, как и потребность в точном измерении потоков с расширенной операционной средой, как никогда необходимо удостоверится, что современные измерители удовлетворяют запросам Заказчика. Новый принцип измерений, новая геометрия электрода, также как и околостенные измерения подтверждают, что многофазные измерители последнего поколения отвечают требованиям современного рынка.

Such technical developments, as well as meeting environmental concerns through developments, such as the x-ray based densitometer, will ensure that multiphase metering becomes ever more prevalent - not just in well testing but in reservoir monitoring, flow assurance calculations, and production optimization. Vincent Vieugue is Vice President of Sales & Marketing at Roxar Flow Measurement, part of Emerson Process Management.

виду разработку плотномера основанного на рентгеновском излучении, позволяет надеяться, что использование многофазных измерителей становится всё более распространённым. Они используются не только для измерений, но и для мониторинга резервуаров, достоверного расчета потоков и оптимизации производства. Винсент Вьег (Vincent Vieugue) является Вице Президентом отдела Маркетинга и Продаж компании Роксар Флоу Мезуремент (Roxar Flow Measurement), которая является частью Эмерсон Процесс Манаджемент (Emerson Process Management).

Такое техническое развитие, в совокупности с заботой об окружающей среде, имея в

100 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 101

ТРУБОПРОВОД

«Северный поток» - Cамый крупный европейский проект инфраструктуры близок к реализации

Nord Stream: Europe’s Largest iInfrastructure Project is Underway «Северный поток» (Nord Stream) переходит от планов к реальности Пол Коркоран, финансовый директор Nord Stream AG

Вступление «Северный поток» (Nord Stream) – это трубопровод, по которому природный газ будет транспортироваться из обширных газовых месторождений северной России в Европейский союз. Являясь проектом четырех крупных компаний, ОАО «Газпром», BASF SE/Wintershall Holding AG, E.ON Ruhrgas AG и N.V.Nederlandse Gasunie, «Северный поток» будет состоять из двух параллельных линий протяженностью 1220 км, проходящих по дну Балтийского моря, и станет самым протяженным подводным трубопроводом в Европе, а также одним из самых важных континентальных проектов инфраструктуры за последние десятилетия. Этот год является определяющим в развитии проекта; первая фаза финансирования, утвержденная в марте, позволила начать строительство первой линии в начале этого месяца. Пропускная способность первой линии достигнет около 27,5 млрд куб. м в год после ввода ее в эксплуатацию в 2011 году. После завершения

102 ROGTEC

Nord Stream moves from the drawing board to reality Paul Corcoran, Financial Director, Nord Stream AG

Introduction Nord Stream is a pipeline that will transport natural gas from the vast gas fields of northern Russia to the European Union. A project with four major companies, OAO Gazprom, BASF SE/Wintershall Holding AG, E.ON Ruhrgas AG and N.V.Nederlandse Gasunie, Nord Stream will consist of two parallel lines that run for 1,220 km on the seabed of the Baltic Sea, making it Europe’s longest underwater pipeline and one of the continent’s most important infrastructure projects of recent decades. This year is a pivotal one in the evolution of the project, with the first phase of funding secured in March, paving the way for construction of the first line which began earlier this month. Transport capacity of the first line will reach around 27.5 billion cubic metres (bcm) per year with completion due in 2011. The second line will double annual capacity to around 55 bcm per year providing enough energy to meet the demand of more than 26 million European households. Paul Corcoran, Financial Director, Nord Stream AG www.rogtecmagazine.com

PIPELINING

строительства второй линии пропускная способность будет вдвое больше и достигнет около 55 млрд куб. м в год, обеспечивая количество энергии, достаточное для снабжения 26 миллионов домов в Европе. Пол Коркоран, финансовый директор Nord Stream AG, предоставляет последние новости по проекту, в то время как Nord Stream начинает строительство нового маршрута газоснабжения из России в Европу. Разрешения Осенью 2009 года и в начале 2010 года Nord Stream получила все необходимые для строительства разрешения у Дании, Швеции, Финляндии, России и Германии. Полученные разрешения явились результатом многолетней тяжелой работы по проектированию трубопровода и указывают на то, что федеральные власти убеждены в том, что проект отвечает самым строгим экологическим и экономическим требованиям пяти стран, через чьи воды будет проходить трубопровод. Эстония, Латвия, Литва и Польша также были привлечены в качестве международных консультантов, установив новый стандарт международного сотрудничества в подобных проектах. Фактически, подробные изучения и исследования возможного экологического и социально-экономического влияния трубопровода «Северный поток» начались уже в 90-е годы. В общей сложности, Nord Stream инвестировала более Ђ 100 млн в экологические исследования для обеспечения экологической безопасности маршрута трубопровода. www.rogtecmagazine.com

provides an update on the project as Nord Stream begins construction of a new gas supply route from Russia to Europe. Permitting Autumn 2009 and early 2010 saw Nord Stream receive all the permits required for construction, from Denmark, Sweden, Finland, Russia and Germany. The permits obtained were the result of many years of hard work invested in planning the pipeline and mean that the national authorities are satisfied that the project fulfils the stringent environmental and economic conditions of the five countries through whose waters the pipeline will pass. Estonia, Latvia, Lithuania and Poland were also involved in the international consultation process, setting a new benchmark for international cooperation for such projects. In fact, detailed surveys and research on the potential environmental and socioeconomic impacts of the Nord Stream pipeline started back in the 1990s. In total, Nord Stream has invested more than € 100 million into environmental impact studies to ensure that the routing of the pipeline is environmentally safe and sound. Whilst permitting processes are time-consuming and demanding, all the permits were granted well within schedule, enabling an April start to construction as planned. Financing Financing for the project comes from Nord Stream’s shareholders who are investing 30% of the funds required

ROGTEC 103

ТРУБОПРОВОД

Несмотря на то, что процедуры получения разрешений занимают много времени и сил, все разрешения были получены заблаговременно, позволяя начать строительство в апреле, как и было запланировано. Финансирование Финансирование проекта осуществляется акционерами Nord Stream, инвестирующими 30% средств, необходимых для трубопровода, с помощью взносов, пропорциональных их доле в совместном предприятии.

for the pipeline through equity contributions proportionate to their shares in the joint venture. Some 70% will be financed externally by means of project financing from banks and export credit agencies. Formal Requests for Proposal (RFPs) for Phase I financing were issued to interested banks in August 2009. By the end of October 2009, 29 international banks had submitted proposals for over € 6.4 billion; from these, 26 banks were chosen. The financing for Phase I closed in March 2010 with the required amount of € 3.9 billion raised.

Остальные 70% будут финансироваться извне путем финансирования проекта банками и экспортными кредитными агентствами. Официальные запросы на предложения (ЗНП) для финансирования первой фазы были направлены заинтересованным банкам в августе 2009 года. К концу октября 2009 года 29 международных банков представили предложения на более чем Ђ 6.4 млрд, из которых было выбрано 26 банков. Финансирование первой фазы было закончено в марте 2010 года после получения необходимой суммы в Ђ 3.9 млрд. Положительная реакция кредитных учреждений привела к тому, что их количество для проекта Nord Stream превысило намеченное на 60 процентов. Реакция на первую фазу финансирования ясно дает понять, что инвесторы рассматривают «Северный поток» как значительную возможность для инвестиций, несмотря на тяжелые экономические условия. Действительно, в обществе инвесторов наблюдается неподдельный интерес к общеевропейскому проекту, который создаст рабочие места и обеспечит надежные и безопасные поставки энергии в Европу на много лет вперед.

104 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PIPELINING

ONLINE-REGISTRATION ON WWW.RUSSIANOILGAS.COM NOW OPEN!

SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 26–28th October 2010 New Pavilion 75, VVC, Moscow, Russia O

Health Safety & Environment

Geology & Geophysics

Reservoir Engineering

Well Construction - Drilling & completion

Facilities, Construction and Projects

Production Operations

• The best combination of participants: Oil companies (16%), suppliers to the oil and gas industry (20%), service companies (24%) as well as engineering, drilling and subsea contractors.

• The deﬁnitive technical conference and exhibition for the Russian E&P

market, discussions, evaluations and exchange of technology advances and applications face-to-face. • The technical Conference theme for 2010 - Best Practices and Innovations for Mature and Frontier Developments. • Over 4000 unique industry professionals expected in 2010: senior executives and technical professionals from the worldwide community. Organised by

Platinum Sponsors

• New possibilities for participation in our new Technology Incubator. • 2010 exhibitors include: • • • • •

Rosneft Tatneft Schlumberger Halliburton TMK

• • • • •

TNK-BP RITEK Akzonobel Borovichi Burinteh

Contact us now to book your stand! Phone: +7 495 937-68-61 ext. 136, +44 (0)20 8910 7194 Fax: +7 495 937-68-62, +44 (0)20 8439 8897 Mobile phone: +7 926 520-04-92 E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru, nataliya.yatsenko@reedexpo.co.uk Reed Elsevier LLC, 125009 Moscow, Russia Ofﬁcial Publication Gold Sponsor