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

РОСНЕФТЬ: геофизические исследования скважин ROSNEFT: Well Logging TNK-BP: управление запасами TNK-BP: Reserves Management Беседа за круглым столом: бурильная труба и сопутствующая продукция Technology Roundtable: Drill Pipe + Ancillary Products Тема номера: разработка морских месторождений Special Focus: Offshore Developments

www.rogtecmagazine.com

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

Printed Media

NEW TITLE! Definitive overview of the regionâ&#x20AC;&#x2122;s Power Generation sector.

LEADERS in the regions O&G publishing arena since 2004

YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Online 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 Oil & Gas 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

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

E50001-E440-F140-X-5600

Инновационные компрессорные установки компании Сименс повышают производительность и позволяют сохранить экологию. ǪȉȌȆȀ ȆȀȍ ȋǻǼȉȍȖ ȇȀȌȍȉȋȉȁǿȀȈȃȀ ȊȋȃȋȉǿȈȉǾȉ ǾǻȂǻ ǽ ǞȋȉȈȃȈǾȀȈȀ ǞȉȆȆǻȈǿȃȚ ȚǽȆȚȀȍȌȚ ȃ ǼȎǿȀȍ ȉȒȀǽȃǿȈȉ ȚǽȆȚȍȗȌȚ Ȉǻ ȈȀȌȅȉȆȗȅȉ ǿȀȌȚȍȃȆȀȍȃȄ ǽȊȀȋȀǿ ǾǻȋǻȈȍȉȇ ȊȉȌȍǻǽȉȅ ȌȖȋȗȚ ȅȆȃȀȈȍǻȇ ǪȋȀǿȊȋȃȚȍȃȀ ȊȉȆȈȉȌȍȗș ȇȉǿȀȋȈȃȂȃȋȉǽǻȈȉ ǥȆșȒȉȇ ȅ ȎȌȊȀȐȎ ȚǽȃȆȃȌȗ ǿȉȆǾȉȌȋȉȒȈȖȀ ȉȍȈȉȓȀȈȃȚ ȎȊȋǻǽȆȚșȔȀȄ ȅȉȇȊǻȈȃȃ 1$0 ȃ ȀȀ ȂǻȅǻȂȒȃȅȉǽ ǬȃȇȀȈȌ ȎȌȉǽȀȋȓȀȈȌȍǽȉǽǻȆ ȍȀȐȈȉȆȉǾȃș ȅȉȇȊȋȀȇȃȋȉǽǻȈȃȚ ǾǻȂǻ ȃ ȊȋȃȇȀȈȃȆ ȒǻȌȍȉȍȈȉ ȋȀǾȎȆȃȋȎȀȇȖȄ Ȋȋȃǽȉǿ ǿȆȚ ȍȉǾȉ ȒȍȉǼȖ ȉǼȀȌȊȀȒȃȍȗ ȌȉȉȍǽȀȍȌȍǽȃȀ ȉǼȕȀȇǻ ȊȉȌȍǻǽȉȅ ǾǻȂǻ ȃȂȇȀȈȚșȔȀȇȎȌȚ ȌȊȋȉȌȎ Ȍȉȅȋǻȍȃȍȗ ȍȋȀǼȉǽǻȈȃȚ ȅ ȍȀȐȈȃȒȀȌȅȉȇȎ ȉǼȌȆȎȁȃǽǻȈȃș ȃ ȇǻȅȌȃȇǻȆȗȈȉ ȌȉǼȆșȌȍȃ ȘȅȉȆȉǾȃȒȀȌȅȃȀ ȍȋȀǼȉǽǻȈȃȚ ǪȉǽȖȓȀȈȃȀ ȅȉȘȏȏȃȑȃȀȈȍǻ ǾȉȍȉǽȈȉȌȍȃ ȃ ȇǻȆȉȀ ȘȈȀȋǾȉȊȉȍȋȀǼȆȀȈȃȀ ǽȌȀǾȉ ȎȌȍǻȈȉǽȆȀȈȈȉǾȉ ȉǼȉȋȎǿȉǽǻȈȃȚ ȚǽȆȚșȍȌȚ ȆȎȒȓȀȄ ȉȌȈȉǽȉȄ ǿȆȚ ȘȅȉȆȉǾȃȒȀȌȅȃ ȒȃȌȍȉȄ ȃ ȎȌȊȀȓȈȉȄ ȘȅȌȊȆȎǻȍǻȑȃȃ ǪȉǿȋȉǼȈȉȌȍȃ Ȉǻ ȌǻȄȍȀ ZZZ VLHPHQV FRP HQHUJ\

Answers for energy. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Contents

Выпуск 23

Issue 23

12 Доклады Блэкберн: Западная Сибирь Blackbourn Reports: Western Siberia

26 Высокая точность оценки запасов для уверенного будущего ТНК-ВР Accurate Reserves Evaluation Ensures TNK-BP’s Future Success

34 Определение профиля вертикального распределения проницаемости с учетом данных эксплуатации скважин Estimating Reservoir Permeability Through Well Logging

Фото предоставлено компанией Газпром - Photo courtesy of Gazprom

Содержание

50 Российский шельф: раскрывая потенциал Russian Offshore: Tapping the Potential

58 Технология за круглым столом: бурильные трубы и вспомогательная продукция Technology Roundtable: Drill Pipe + Ancillary Products

84 Интервью ROGTEC с Дэвидом Робсоном, Генеральным директором Tethys Petroleum Ltd ROGTEC talks Caspian Development with David Robson, CEO of Tethys Petroleum Ltd

90 Добро пожаловать на выставку! Show Time!

ROGTEC

58 www.rogtecmagazine.com

64 4]TaVh

Ð ÇÅ´Ç½Á Â´ÍÈ ÒÂ¹Å·½Ó ÌÇÃµÐ ÆÒ¿ÃÂÃÁ½ÇÑ ´ÍÈ Ä¹Å¶ÈÓ ÃÌ¹Å¹¸Ñ Ò¿ÃÂÃÁ½Ì¹Æ¿´Ô ÒÉÉ¹¿Ç½¶ÂÃÆÇÑ Ã ¿ ÇÃÁÈ »¹ ½ ¼´Î½Ç´ Ã¿ÅÈ»´ÓÎ¹¾ ÆÅ¹¸Ð ÄÃÁÃÎÑÓ ·´¼Ã¶ÐÊ ¸¶½·´Ç¹À¹¾ ,GPDCEJGT )' ÄÅ¹ÃµÅ´¼È¹Ç ÄÃÄÈÇÂÐ¾ Â¹ÉÇÔÂÃ¾ ·´¼ Ô¶ÀÔÓÎ½¾ÆÔ Ë¹ÂÂÐÁ ÄÅ½ÅÃ¸ÂÐÁ Å¹ÆÈÅÆÃÁ ¶ ÒÂ¹Å·½Ó ´¿½Á ÃµÅ´¼ÃÁ µÀ´·Ã¸´ÅÔ ÄÃÀÈÌ¹Â½Ó ÒÀ¹¿ÇÅ½Ì¹ÆÇ¶´ ½ Ç¹ÄÀ´ Â´ Á¹ÆÇ¹ Ò¿ÆÄÀÈ´Ç´Ë½½ ÒÇÃ ÄÅ¹¸ÆÇ´¶ÀÔ¹Ç ÆÃµÃ¾ ¼´Á¹Ì´Ç¹ÀÑÂÈÓ ¶Ã¼ÁÃ»ÂÃÆÇÑ ÆÒ¿ÃÂÃÁ½ÇÑ ¼´ÇÅ´ÇÐ Â´ ¸ÃÆÇ´¶¿È ¸½¼¹ÀÑÂÃ·Ã ÇÃÄÀ½¶´ ¶ È¸´ÀºÂÂÐ¹ Á¹ÆÇÂÃÆÇ½ ÅÃÁ¹ ÇÃ·Ã ÒÇÃ Ô¶ÀÔ¹ÇÆÔ ÃÇÀ½ÌÂÐÁ ÆÄÃÆÃµÃÁ ÆÂ½»¹Â½Ô ¶ÐµÅÃÆÃ¶ È·À¹¿½ÆÀÃ·Ã ·´¼´ ¿ÃÇÃÅÐ¹ µÐÀ½ µÐ ½Â´Ì¹ Å¹¼ÈÀÑÇ´ÇÃÁ ½ÆÄÃÀÑ¼Ã¶´Â½Ô ¸½¼¹ÀÑÂÃ·Ã ÇÃÄÀ½¶´ ÃÀ¹¹ ÄÃ¸ÅÃµÂÈÓ ½ÂÉÃÅÁ´Ë½Ó Ã Â´Í½Ê ÈÂ½¶¹ÅÆ´ÀÑÂÐÊ ¸¶½·´Ç¹ÀÔÊ Ð Â´¾¸ºÇ¹ Â´ ÆÇÅ´Â½Ë¹ YYY IGLGPDCEJGT EQO

)' 'PGTI[ ,GPDCEJGT ICU GPIKPGU ÃÆÆ½Ô ¤À¹¿ÇÅÃ¼´¶Ã¸Æ¿´Ô ÈÀ ¸ ÆÇÅ ½¼Â¹Æ Ë¹ÂÇÅ ¹ÉÃÅÇ ÃÆ¿¶´ ÃÆÆ½Ô 6 LGPDCEJGT TWUUKC"IG EQO fff VTYT]QPRWTa R^\

www.rogtecmagazine.com

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! Приветствуем вас в нашем последнем выпуске журнала ROGTEC Magazine в 2010 году. Это был интересный год в нефтяной промышленности, но одно мы может утверждать однозначно – произошли улучшения по всем направлениям с точки зрения доступных финансов, цен на нефть и внедрения технологий. На следующих страницах мы представляем вам хороший последний выпуск журнала в этом году. Грэхем Блэкборн продолжает свои отчеты по геологии Восточной Сибири, и раздел нашего оператора включает контроль за разработкой месторождения компании ТНК-ВР и геофизические исследования скважин компании РОСНЕФТЬ. У нас также есть новая версия нашего круглого стола, посвященного технологическим вопросам; он сконцентрирован на бурильных трубах, но расширен, чтобы включать вспомогательную продукцию, такую как густая трубная смазка, внутренние покрытия и армирование. С большинством участвующих компаний-лидеров в этих областях это оживленная дискуссия, которую стоит прочесть. Статья изложена на странице 55.

У дорожной команды ROGTEC был очень напряженный год на основных выставках. Обратитесь, пожалуйста, к странице 90, чтобы посмотреть фотографии наших выставочных стендов и членов команды, которые принимали участие в выставках. Я хотел бы воспользоваться этой возможностью поприветствовать «на борту» новых членов нашей региональной каспийской команды и поблагодарить Фуада, Ахмета и Дану за их напряженную работу на Каспийской нефтегазовой выставке и Международной нефтегазовой выставке в Казахстане. Приятного прочтения! Желаю вам прекрасного отдыха на Рождество и Новый год! Увидимся в 2011 году!

Ник Лукан Главныйредактор nick.lucan@themobiusgroup.com

Учитывая то, что большинство разработок происходят на участках континентального шельфа, включая договор о российско-норвежской границе, мы также сфокусировали внимание на этой важной области в статье, которая рассматривает ключевые разработки в этой сфере, и, в частности, в таких областях как Штокман и Сахалин.

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

CASPIAN OIL & GAS

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

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 the last issue of ROGTEC Magazine for 2010. It has been an interesting year in the oil patch, but one thing is for sure – there have been improvements on all fronts in terms of available finance, oil price and technology implementation.

Enjoy this issue, and have a great Christmas and New Year break.

We have a good last issue of the year for you in the following pages. Graham Blackbourn continues his reports on the geology of Western Siberia, and our operator section includes TNK-BP looking at reserves management and ROSNEFT on well logging. We also have a new version of our technology roundtable feature; it focuses on drill pipe but expands to include ancillary products such as pipe dope, internal coatings and hardbanding. With the majority of leading companies in these fields participating, it is a cracking discussion and well worth a read. Please turn to page 58 for the feature.

Nick Lucan

See you in 2011!

Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

With major developments happening in the offshore sector, including the Russia Norway border agreement, we also focus on this important area with an article looking at key developments, and specifically at fields such as Shtokman & Sakhalin. With the ROGTEC on the Road team having had a busy year at the key exhibitions, please also turn to page 90 for collage of our stands and team members that attended. I would like to take this opportunity to welcome the newest members of our regional Caspian team on board and thank Fuad, Akhmet and Dana for their hard work during the Caspian O&G Exhibition and KIOGE.

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

The Regions Leading Media Source for Power Generation Launched February 2010 6,500 Copies Distributed Bi-Annually Backed by the Regions Leading Authorities Print & Digital Issues Unparalleled Market Penetration

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

РАЗВЕДКА

Доклады Блэкберн: Развитие тектонического бассейна Западной Сибири в мезозойскую эру и третичном периоде: ранне- и среднеюрский периоды

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

ижняя юра, в большей части ЗападноСибирской платформы, лежит на палеозойских и докембрийских породах, за исключением тех мест, где присутствуют породы триасового периода, заполняющие грабены. Однако, в северном районе бассейна, отложения раннего юрского периода, в основном, континентального происхождения, включая озерное, перекрывают широко распространенные отложения позднего триасового периода (тампейские серии) (Рис. I.3.1 и I.3.2). Во время раннего юрского периода, и в особенности в плинсбахе, ЗСБ (Западно-Сибирский бассейн) в целом начал оседать, хотя некоторое время оставалась тенденция к наибольшему оседанию породы в районах, лежащих на рифтовых зонах триасового периода. Наступление моря на сушу, происходящее в ранний и среднеюрский периоды, продвигалось с севера вдоль линий грабенов, и распространялось далее, покрывая горизонт бассейна, постепенно заполняя раннюю структуру и эрозионный рельеф поверхности. Во время этого периода Мансийская впадина, которая являлась зоной вздымания позднего палеозойского периода, стала основной зоной оседания. Это явилось причиной образования полунекомпенсированного бассейна на западе ХантыМансийской региональной возвышенности (Рис.

14 ROGTEC

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

he Lower Jurassic rests on Palaeozoic or Precambrian rocks over most of the West Siberian Platform area, except where Triassic graben-fill deposits are present. In the northern basin region, however, Early Jurassic sediments of mainly continental (including lacustrine) origin overlie widespread Late Triassic deposits (Tampei Series) (Figs. I.3.1 & I.3.2). During the Early Jurassic, and most notably during the Pliensbachian, the WSB as a whole began to subside, although a tendency remained for a while for the greatest subsidence to occur in areas underlain by Triassic rifts. Early and Middle Jurassic marine transgressions proceeded from the north along the lines of the grabens, and spread outward from them to cover most of the basin floor, progressively burying the earlier structural and erosional topography. During this period the Mansi Trough, which had been an area of late Palaeozoic uplift, became a major area of subsidence. It formed a semi-starved basin to the west of the Khanty regional high (Fig. I.3.5). Later in the Jurassic, the Khanty High also began to subside, and from the Late Jurassic the combined Khanty-Mansi Trough had become the deepest-water zone within the WSB. These structures appear to have been partly responsible, especially during the Late Jurassic and Cretaceous, for determining the position of marine—non-marine facies transitions, and the position of the slope lying between areas of shallowwww.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 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

V V V V

7500

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 Tyumen SG-6 well I.3.5). Позднее, в юрский период, Ханты-Мансийкая возвышенность также начала оседать, а начиная с позднего юрского периода, комбинированная Ханты-Мансийская впадина превратилась в самую глубоководную зону ЗСБ. Эти структуры, похоже, частично отвечают, особенно в период поздней юры и мелового периода, за определение положения перехода между морскими и неморскими фациями и за положение уклона, пролегающего между мелководными и глубоководными шельфовыми месторождениями. Во время периодов низкого уровня моря и континентального осадкообразования участки наиболее скорого оседания, над триасовыми грабенами обычно имели речные системы, которые образовывали речные и дельтовые фации, тогда как в местах менее быстрого оседания иногда происходила эрозия. В настоящее время подстилающие породы позднего палеозойского периода, в дополнение к бывшим рифтовым зонам, характеризуются повышенным тепловым потоком (Сурков и др., 1982). Осадочные отложения ранней и средней юры имеют толщину 2 км и более в северной части бассейна, и толщину 500 м и менее в центральной и южной www.rogtecmagazine.com

and deeper-marine shelf deposits. During periods of low sea level and continental sedimentation, the more rapidly subsiding areas above the sites of Triassic grabens commonly accommodated stream systems, which deposited fluvial and deltaic facies, whereas erosion sometimes occurred on the less rapidly subsiding areas. In the present-day basin the late Palaeozoic basement blocks, in addition to the former rift zones, are characterized by higher heat flow (Surkov et al., 1982). Early and Middle Jurassic sediments are 2 km or more thick in the northern part of the basin, and 500 m thick or less in central and southern parts. During deposition of these sediments the WSB comprised a continental interior or marginal basin, connected in the north with the Arctic basin over the North Siberian Sill and through the Khatanga trough (Enclosure 1). During the late Mesozoic the southwestern part of the basin was also connected through the narrow Turgai Trough with the Tethyan sea to the south, although for most of the time this corridor lay above sea level and accumulated continental sediments. By the end of the Middle Jurassic, the structural configuration of the basin was essentially the same as that of the present day.

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА 70 oE

60 oE

80 oE

100 oE

90 oE

75 oN

Тампейская толща Tampei Series

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

Трапповые базальты Trap basalts

2 1

Рифтовые бассейны Rift basins

1 70 oN

Толщина тампейской толщи (км) Thickness of Tampei Series (km)

2 70 oN

Множество дополнительных рифтовых структур были теоретически допущены под различными частями ЗСБ

NORIL’SK

VORKUTA

YAMBURG G NAKHODKA NA IGARKA

65 oN

Yene sei

Numerous additional smaller rift structures have been postulated below various parts of the WSB

Taz

SALEKHARD

Pur

65 oN

NADYM

TARKO-SALE KO-SALE

Ye nesei

Taz

IGRIM

dym

60 N

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT URGUT

KHANTY-MANSIISK

60 N

NEFTEYUGANSK ANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK IZHNEVARTOVSK

STREZHE STREZHEVOY ALEKS ALEKSANDROVSK ALEKSANDRO

Margin of Граница Западно West Siberian Сибирской Platform платформы

Irtys

UST’-TYM

TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. YUGAN VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 N TYUMEN

bo l’

ISHIM

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

Ish

NOVOSIBIRSK

100 E

60 oE

100

200

300

400

500

50 N o

50 N

Километры - Kilometres Источник: согласно Рудкевичу, 1970; Рудкевич и соавт., 1988; Сурков и Жеро, 1981; Алейников и соавт., 1980 и Казанский с соавт., 2005

70 oE

Source: after Rudkevich, 1970; Rudkevich et al., 1988; Surkhov and Zhero, 1981; Aleinikov et al., 1980 and Kazanskii et al., 2005

90 E 80 oE

Рисунок I.3.2: Приблизительное распределение отложений осадочных материалов позднего триасового периода относительно формирования рифтогенных структур и трапповых вулканических явлений (тампейская толща) Figure I.3.2: Approximate distribution of Late Triassic deposition, in relation to rifting and trap volcanism (Tampei Series) частях бассейна. В период отложения этих осадков ЗСБ была составлена из континентальных недр или краевого бассейна, соединенных на севере с Арктическим бассейном через северный сибирский силл и Хатангскую впадину с Тетийским морем (Приложение 1). Во время позднего мезозоя, югозападная часть бассейна также была соединена через узкую Тургайскую впадину с Тетийским морем на юге, хотя этот коридор большую часть времени залегал выше уровня моря и, поэтому, накопил континентальные отложения. К концу средней юры

16 ROGTEC

Owing to the great extent of the WSB and the level of facies variation, stratigraphic terminology, especially in the Jurassic and the earlier Cretaceous, is complex. A few stratigraphic units are recognised over much of the Basin, whereas others are only locally developed. Figure I.3.3 is an attempt to illustrate the main stratigraphic nomenclature used in different parts of the basin along a NW-SE section. Figure 1.3.4 is a similar chart, with the same vertical scale, over a SW-NE section further north in the basin, covering just the Jurassic section, within which local variations are greatest. www.rogtecmagazine.com

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

70 oE

60 oE

80 oE

100 oE

90 oE

75 oN

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

Озерные фации Lacustrine facies Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации) Continental clastics (undifferentiated)

70 oN

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

70 oN

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

NORIL’SK

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

VORKUTA

YAMBURG

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NAKHODKA IGARKA

65 N

Мелководно-морская зона Shallow marine

Yenesei

Taz

SALEKHARD

Pur

65 oN

NADYM

Морской шельф Marine shelf

TARKO-SALE

Ye nesei

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

Taz

IGRIM

60 N

Глубоководная морская зона Deep marine

M a ns i

Khanty High

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 N

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

UST’-TYM

TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 N TYUMEN

l’

ISHIM

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

Ish

100

200

300

400

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

100 E

60 oE

50 N o

50 N

Источник: В.Б. Белозеров и И.А. Иванов, 2003 год Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003

70 oE

90 E 80 oE

Рисунок I.3.5: Западно-сибирский бассейн – палеография плинсбаха Figure I.3.5: West Siberian Basin - Palaeogeography Pliensbachian конфигурация бассейна оставалась в основном такой же, как и в настоящее время. В связи с огромной протяженностью ЗСБ и уровнем фациальной изменчивости, стратиграфическая терминология, особенно в период юры и меловой период, является сложной. Несколько стратиграфических подразделений признаны в большей части бассейна, тогда как другие развиты только местно. Рис I.3.3 отображает иллюстрацию основной стратиграфической номенклатуры, используемой в различных частях бассейна вдоль СЗ - ЮВ разреза. На Рис. 1.3.4 показана аналогичная диаграмма, с такой же вертикальной шкалой, над ЮЗ – СВ разрезом далее на север бассейна, с покрытием только юрского разреза, в пределах которого отмечается самая высокая местная изменчивость. Ранние юрские отложения отмечаются только в www.rogtecmagazine.com

The earliest Jurassic deposits occur only in structural and erosional lows on the basin floor, whereas later deposits also cover the uplifts and onlap the basin margins (Figs. I.3.3 and I.3.5). The Early Jurassic is largely characterised by alluvial and lacustrine deposits, with coals in places. The area was characterised at this time by successive and regular, but quite abrupt changes in palaeogeography, caused by subsidence of the platform and eustatic sea-level fluctuations. A large part of the area was represented by hill and mountain topography, plateaux and erosional plains, with a complex dissected relief. The area of deposition was very restricted, and occurred in the deepest parts of the basins and several linear troughs of erosional and tectonic origin. The main clastic depocentres lay in the north, the site of a marine basin at this time. Sediments were deposited on a fluviolacustrine plain, over which sediments were transported by rivers.

ROGTEC 17

РАЗВЕДКА

Во время позднего плинсбахского и раннего тоарского периодов, произошли отложения пласта Ju11 (свита Шеркала) и ее изоляция, участок Тогур (Рис. I.3.3). В это время происходят дальнейшие региональные оседания. Седиментационный бассейн расширился, а площадь эрозии уменьшилась. Это происходило по этапам, от самых бессточных участков по направлению к различным подъемам основания и, также, по направлению западного и восточного края бассейна, который в это время был представлен эрозионными, слегка покатыми равнинами, холмами и горами. Значительная южная

18 ROGTEC

Late Jurassic

Albian

Cenom-anian

Turonian

E&M Age Jurassic Ma

Igrim-Shaim

Frolov Krasnoleninsk

Berezov-Shaim

Frolov

90 U v a t

S u i t e

K h a n t y - M a n s i

100

V i k u l o v

S u i t e

S u i t e K o s h a i

110

Ulansynsk Suite 120

M e m b e r

Leushinsk Suite

115

Mulymya

t e S u i

l o v F r o

Suite

Achimov M

125 130

T u t l e i m

S u i t e

135 140 145 150 155 160 165 170

A b a l a k

S u i t e

Bed Ju 2

T y u m e n

S u i t e

Bagras Member Vym Suite

175

Radomsk Subsuite

Togur Member

180

Sherkala Suite

Pleins-bachian

Toar- Aalen-cian -ian

Bajoc-ian

Bath-onian

Callo- Oxfor- Kimmer-vian -dian -idgian

Tithonian

Berri-iasian

Valang- Hauter- Barrem-ian -inian -ivian

Aptian

105

it Un e uit sk a S lkin ulk ogu B

Отложения на юг от этой широты представляют в основном участок обнажившегося морского дна, аллювиальные песчаники и уплотненную глину на восточном и юго-восточном склоне бассейна. Основные площади источников отложений в это время залегают на юго-востоке, на юге (Казахстанская и Алтай-Саянская возвышенности), на северо-востоке (Таймырская возвышенность) и, возможно, вдоль Енисей-Хатангской впадины и, в меньшей степени, на запад (Урал).

B Cretaceous

g Vo

Дальнейшее оседание региона и повышение уровня моря в средний плинсбахский период привело к расширению литологической площади и отложению аргиллитов и алевритов над пластом Ju12, что связано с первым крупным морским вторжением в пределы бассейна, которое распространилось на юг приблизительно до 64° N (Рис. I.3.5). Эти глины, толщиной до 50 м, распространены по региону и образуют надежную изоляцию (заглинизирование) пласта Ju12.

NW Facies Zones

структурных и эрозионных впадинах горизонта бассейна, тогда как более поздние отложения также покрывают вздымания и трансгрессивно залегают по краям бассейна (Рисунки I.3.3 и I.3.5). Ранняя юра характеризуется аллювиальными и озерными отложениями, местами с углем. Характеристика района в это время в основном заключается в последовательных и регулярных, но довольно резких изменениях в палеогеографии, вызванных опусканием платформы и эвстатическими колебаниями уровня моря. Большая часть площади была представлена холмистым и горным рельефом, плоскими возвышенностями и эрозионными низменностями со сложным расчлененным рельефом. Площадь отложений была очень ограничена, и отмечалась в самых глубоких частях бассейна и нескольких вытянутых впадинах зрозионного и тектонического происхождения. Основные центры обломочных пород залегали на севере, что в настоящее время является морским бассейном. Осадочные отложения происходили в озерно-речной пойме и переносились реками.

185

Sin

190

Перерыв в осадконакоплении или несогласное залегание Non-deposition or unconformities Общебассейновые глинистые формации Basin-wide argillaceous formations Морская глина Marine claystones

Рисунок I.3.3: Литостратиграфия юрского и мелового период Figure I.3.3: Jurassic and Cretaceous (Pliensbachian to Tithonian) l Further subsidence of the region and an increase in sea level during the Middle Pliensbachian led to a widening of the depositional area and the deposition of claystones and siltstones above bed Ju12, associated with the first major marine incursion within the basin which extended as far south as approximately 64° N (Fig. I.3.5). These clays, up to 50 m thick, are regionally distributed and form a reliable seal to bed Ju12. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION SE

B’ Cretaceous

Ryavkin-Vasyugansk

Aleksandrovsk

Purpei-Vasyugan

Sil’ginsk Nyurol’

95 P o k u r

k Suite

Vande

i Suite

Vartov

i Suite

Kiyali

Suite

Sortym Suite Achimov Member

Megion Suite Achimov Member

B a z h e n o v

Tara

nsk

125

Suite 130

Kulomza Suite

B Ya

135

Mar’yanovsk

S u i t e Georgievsk Suite

Ju 1

Reg

Ju 1

ress iv

145

S u b s u i t e

Ju 1

r-co

T y u m e n

IA T y u m e n

Sherkala

Морские песчаники Marine sandstones Береговые и континентальные отложения Littoral and continental deposits Угленосные континентальные сукцессии Coal-bearing continental successions

Uni

Ju 1

155 Naunaksk Suite

160

Aptian

S u i t e

165

Coal U

170

S u i t e

175 Member

180

Suite 185 190

Sin

Глинистые пласты сейсмического маркирующего горизонта (Ямалгеофизика) Argillaceous seismic marker beds (Yamalgeofizika)

T2 I

150

Khudoseevsk Suite Togur

Gorelaya Suite

Ju 1

Georgievsk Suite Transgressive

Ju 1 V a s y u g a n

Ju 1 Inte

140

Suite

L o w e r

120

Suite

Valang- Hauter- Barrem-ian -inian -ivian

Vande

Berri-iasian

Bath-onian

Achimov Member

115

pai Suit

Ust’-Baly

Bajoc-ian

Member

Akhsk Suite

110

Bed A-1

Sango

105

III

S u i t e

Tithonian

B0 Sherkashinsk Suite

A l y m

100

Pleins-bachian

S u i t e

Cenom-anian

S u i t e

Callo- Oxfor- Kimmer-vian -dian -idgian

K u z n e t s o v

E&M Jurassic Age Ma 90

Kolpashev

Turonian

Pre-Ob

Late Jurassic

Azharminsk

Albian

Nihnevartovsk

Toar- Aalen-cian -ian

Surgut

Facies Zones

Tobol’sk-Nadym

Сейсмическая отражающая граница (Томское географическое управление) Seismic reflectors (Tomsk Geographic Trust) Источник: Белозеров и Иванов, 2003 год, с изменениями и дополнениями From Belozerov and Ivanov, 2003, with additions and amendments

B l a ck bou r n Geological Services Ltd

дов вдоль СЗ – ЮВ линии через центр равнины Западной Сибири (линия разреза В-В показана на Рис I.3.4) lithostratigraphy along a NW-SE line through the central West Siberian Plain (line of section B-B’ shown on Figure I.3.4) часть бассейна до 63° N образовывала низменную равнину озерно-речного происхождения с обширной речной сетью, которая несла большие объемы терригенных осадков в морской бассейн. Некоторое выравнивание рельефа и поднятие уровня моря привело к образованию промежуточной группы фаций в прибрежных равнинах, время от времени www.rogtecmagazine.com

Deposits south of this latitude are mainly coastal plain and fluvial sandstones and shales on the eastern and southeastern flanks of the basin. The main sediment source areas at this time lay to the southeast, the south (the Kazakhstan and Altai-Sayan uplifts), the northeast (the Taimyr uplift) and possibly along the Yenisei-Khatanga Trough, and to a lesser extent to the west (the Urals).

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА

W Late Jurassic

Pur-Irtysh Pre-Ural

Middle Jurassic

Bajoc-ian

Bath-onian

145

Lopsinsk Suite

B a z h e n o v

150 155

Mauryn’insk Suite

S u i t e

? Upper Sub-suite

Barabinsk 1

Lower Sub-suite

Ju 1 Ju 21 Ju 31

Vasyugan Suite

Fedorovsk Suite

Abalak Suite

140

Danilov Suite

Callo- Oxfor- Kimmer-vian -dian -idgian

Tithonian

Aalen-ian

Upper Pur

Yamal-Nadym

Upper Sub-suite Lower Sub-suite

160 Tol’insk Suite

165 170

Upper Sub-suite (Nadym)

Tyumen Suite

Facies Zones Age

Middle Sub-suite (Sandibinsk) Lower Sub-suite (Tol’kinsk)

175

60 E

Перерыв в осадконакоплении или несогласное залегание Non-deposition or unconformities

70 N

BARENTS SEA

Общебассейновые глинистые формации Basin-wide argillaceous formations Морская глина Marine claystones Морские песчаники Marine sandstones

65 N

WES

B 60 N

Береговые и континентальные отложения Littoral and continental deposits 55 N

70 E

Рисунок I.3.4: Литостратиграфия юрского периода (аалена и титона) вдоль ЮЗ-СВ линии (А-А) через северную часть Зап Figure I.3.4: Jurassic (Aalenian to Tithonian) lithostratigraphy along a SW-NE line (A-A’) through the northern West Siberian Basin затопляемых морем. Эти фации залегали рядом с морским бассейном на севере, и проходили на юг в речно-озерную равнину, граничащую на юге с северными склонами основных подъемов, таких как Сургутский, Нижневартовский, Александровский и другие своды. Большинство терригенного материала оседало на участках обнажившегося морского дна, периодически затопляемого морем, и в морском бассейне. Самые мощные и самые однородные нефтеносные песчаники накапливались

20 ROGTEC

During the later Pliensbachian and Early Toarcian bed Ju11 (the Sherkala Suite) and its seal, the Togur Member (Fig. I.3.3), were deposited. Further regional subsidence occurred at this time. The sedimentary basin widened, and the area of erosion was reduced. This occurred in steps, from the most basinal areas towards the various basement uplifts, and also towards the western and southern margins of the basin, which at this time were represented by erosional, gently sloping plains, hills and mountains. A substantial southern portion of the basin www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

A’

Ma Yanov-Stan

Ju 0

Upper Sub-suite

Lower Sub-suite

0 2

SG 1-2

SG 5-7(Ju 11-3)

Tochinsk Suite SG

145

Sigovo Suite

YaN 1-YaN

Ju 1

k Member

140

Suite

155

160

Ju 2-4

165

Bath-onian

Ju 5-6

170

Bajoc-ian

175

Aalen-ian

Pakhomovsk Member

Ju 7-9

70 E

150

Age Tithonian

Middle Jurassic

Callo- Oxfor- Kimmer-vian -dian -idgian

Taz-Kheta

Facies Zones

Late Jurassic

Базальные континентальные отложения неопределенного возраста

80 E

Basal continental deposits of uncertain age

A’

70 N

NADYM

ST SIBERIAN BASIN

65 N

Линия разреза Рис I.3.3 60 N

Line of section for Figure I.3.3

B l a ck bou r n Geological Services Ltd

B’ 80 E

Источник: Ян, 2003 год, с дополнениями и изменениями From Yan, 2003, with additions and amendments

падно Сибирского Бассейна

в подводной и субаэральной частях дельты, и также вдоль палео-русел. Значительные пространства между речными долинами были заняты озерами и болотами, где накапливались глины и алевролиты. Веер аллювиальных и каменистых отложений накапливался на склонах подъемов. Источники осадочных отложений располагались вдоль южных и, в определенных местах, вдоль западных краев бассейна и, также, на ступенях основания. Дальнейшее оседание региона произошло в ранний www.rogtecmagazine.com

up to about 63° N formed a low-lying fluviolacustrine plain with an extensive fluvial network, which carried large volumes of clastic material into the marine basin. Some levelling of the topography and a rise in sea level led to the formation of a transitional group of facies on the coastal plain, occasionally inundated by the sea. These facies lay adjacent to the marine basin in the north, and passed southwards into a fluvio-lacustrine plain bounded in the south by the northern slopes of major uplifts such as the Surgut, Nizhnevartovsk, Aleksandrovsk

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА o

NO R

Разрыв

400200

400

Fault

Geological Services Ltd

75 oN

S IL

4600

4000

3800

3600 3400 3200

3000

400 600 800 1000 1200

1400 1600 1800 2000

600

2600

320

2800

200

70 N

340

4200

3000

4000

3400

3800

3400

3000

3200

380

2800

3600

2600

2400

2200

200

1800

1600

1400

TH OU

4400

2200

2400

400

1400

Граница Западно-Сибирской платформы Boundary of West Siberian Platform

400 600 800 1000 1200

1200

2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800

R KA

1000

SI N

BA 4800

400

800

Граница юрского осаждения Boundary of Jurassic deposition

100 E

Blackbourn

400 600

90 E

00 36 3800

600 800 1000 1200 1600 1400 1800 2000 2200 2400 2600 2800 300 320 0 340 0 0

2600

2800

GA TAN HA 3000 0

320 3400 3600

1600

440

3800 4000 0 420

1800 2000

ISE

2200

4600

200

80 E

75 N

TR O

4800 5000

Depth in Metres

70 E

60 E

Глубина в метрах

2400

70 oN

NORIL’SK

2600 2800

VORKUTA

120 100 0 0

800

600

3200

1800 1600 1400

30 00 2800

400

440

3400

4600

480

NAKHODKA

65 oN

2600 2400 2200 2000

YAMBURG

3200

3000

IGARKA

Yenesei

Taz

SALEKHARD

3400 10

800

1200

140

3800

400

3600

320

3400

NADYM

4000

420

260

2800

220

240

3000

200

160

3800

65 oN

P ur

3600

TARKO-SALE

4200

dy Na

Taz

IGRIM

Ye nesei

4400

4600 4800 o

60 N

5000 5200

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK STREZHEVOY

2800

00 30

2600

2400

2800

300

2000

1800

140

1600

3000

ALEKSANDROVSK

2800

00 26

2600

YENESEISK

2400

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK 1800

0 120

1600

140

3000

1000

2000

55 oN

2200

200

600

TOBOL’SK

200

Irtys

UST’-TYM

240

2600

TYUMEN

Tob o

l’

ISHIM

55 N 260

2800

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

300

400

00 00

ysh

180

140

0 00

1000

800 600 400

200

OMSK

200

1400

PETROPAVLOVSK

Ish

100

Irt

1600

180

2200

200

H UG RO

240

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres 100 oE

60 oE

50 N o

50 N

70 E

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

90 E 80 oE

Приложение 1: Структурная карта западно-сибирского бассейна глубина до верхнего юра Enclosure 1: Structure Map of West Siberian Depth to Top-Jurassic

тоарский период, с уменьшением рельефа. Область отложений на дне моря распространилась далее на юг, что привело к периодическим проникновениям морской воды в центральные районы Западной Сибири, что доказано появлением микрофауны и микрофитопланктона в профилях скважины, пробуренных в Шеркале, Ханты-Мансийске, Емангальске, Малоаганске, Пойкинске, Юганске и других областях. Глинистые и илистые отложения Тогурской пачки образовывались в это время. Они были широко распространены, но выклинивались на склонах подъемов. В средний и поздний тоарский периоды пласт Ju10 (Горелая /Худосеевская свита) и ее глинистая

22 ROGTEC

arches and others. Most of the clastic material was deposited on the coastal plain, periodically inundated by the sea, and in the marine basin. The thickest and most homogeneous reservoir sandstones accumulated on the submarine and subaerial parts of deltas, and alsoalong palaeo-channels. Extensive areas between river valleys were occupied by lakes and swamps in which clays and silts accumulated. Alluvial fan and scree sediments accumulated on the slopes of uplifts. Sediment sources were along the southern and locally along the western margins of the basin, and also local basement steps. Further subsidence of the region occurred during the Early Toarcian, with a reduction in the topography. The area of marine deposition extended further southwards, leading to periodic penetration of sea water into central areas of www.rogtecmagazine.com

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

80 oE

70 E

60 E

90 oE

100 E

75 N

B lackbourn

75 N

Озерные фации Lacustrine facies

Geological Services Ltd

Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации) Continental clastics (undifferentiated) Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing Внутренняя дельта/береговая прибрежная равнина, распределение реки на мелкие рукава до мелководно-морской зоны

70 oN

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NORIL’SK

Мелководно-морская зона Shallow marine

VORKUTA

YAMBURG NAKHODKA IGARKA

Yenesei

Морской шельф Marine shelf

Taz

SALEKHARD

65 N

Pur

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

NADYM

TARKO-SALE

Taz

IGRIM

Yen esei

Глубоководная морская зона Deep marine

Nad

60 oN

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 oN TYUMEN

Tob

ol’

ISHIM

55 oN

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

Ish

100

200

300

400

im NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

Scale 1:4,000,000

100 oE

60 E

50 oN 50 oN

Источник: В.Б. Белозеров и И.А. Иванов, 2003 год Source: Belozerov and Ivanov, 2003

70 oE

90 E o

80 E

Рисунок I.3.6: Западно-сибирский бассейн – палеография тоара Figure I.3.6: West Siberian Basin - Palaeogeography Toarcian

покрышка (Радомская под-свита) наносились в течение дальнейшего регионального оседания (Рис. I.3.3; I.3.6). Области эрозии резко сократились. Несколько остаточных «островков» эрозии оставались в центральных частях региона: Верхнеляминский, Горшковский, Конитлорский и другие участки. Области эрозии в пределах Красноленинского и Сургутского сводов были значительно сокращены, так как они находились над Нижневартовской, Александровской, Парабельской и другими палеовысотами, где ранее превалировали процессы эрозии. Область осадконакопления значительно продвинулась на запад и на юг. Внешние условия осадконакопления очень резко изменились с дальнейшей морской трансгрессией, которая явилась причиной дальнейшего распространения на юг области отложения на www.rogtecmagazine.com

Western Siberia, as demonstrated by the occurrence of microfauna and microphytoplankton in well sections drilled in the Sherkala, Khanty-Mansi, Emangal’sk, Maloagansk, Poikinsk, Yugansk and other areas. The argillaceous and silty sediments of the Togur Member were deposited at this time. They were widespread but pinched out on the slopes of uplifts. During the Middle and Late Toarcian, bed Ju10 (Gorelaya/Khudoseevsk Suite) and its argillaceous cap rock (the Radomsk Sub-Suite) were deposited during further regional subsidence (Fig. I.3.3; I.3.6). The area of erosion was sharply reduced. Several remnant erosional “islands” remained in central parts of the region: the Verkhnelyaminsk, Gorshkovsk, Konitlorsk and other areas. The areas of erosion within the Krasnoleninsk and Surgut arches were considerably reduced, as they were over the Nizhnevartovsk, Aleksandrovsk, Parabel’sk and other

ROGTEC 23

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

70 oE

60 oE

80 oE

90 oE

100 E

75 oN

B lackbourn

75 N

Geological Services Ltd

70 N

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

70 oN

NORIL’SK

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

VORKUTA

YAMBURG

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NAKHODKA IGARKA

65 N

Мелководно-морская зона Shallow marine

Yenesei

Taz

SALEKHARD

Pu r

65 oN

NADYM

Морской шельф Marine shelf

TARKO-SALE

Yen esei

Taz

IGRIM

Nad

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf o

60 N

Глубоководная морская зона Deep marine

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 N

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

UST’-TYM

TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 N TYUMEN

l’

ISHIM

55 N

KURGAN

TOMSK

Irtys

KRASNOYARSK

PETROPAVLOVSK OMSK

Ish

100

200

300

400

im NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

100 E

60 oE

50 oN o

50 N

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

70 oE

Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003 90 oE o

80 E

Рисунок I.3.7: Западно-сибирский бассейн – палеография позднего аалена Figure I.3.7: West Siberian Basin - Palaeogeography Late Aalenian дне моря, а также широкого развития переходных фаций прибрежных равнин. Отложения произошли на водно-озерных равнинах, на низменных аккумулятивных равнинах с изменяющимися условиями осадконакопления, на береговой равнине, периодически затопляемой морем, и в морском бассейне. Анализ флоры, пыльцы и спор показывает, что климат во время всего раннего юрского периода был теплым и влажным. Сосновые леса росли в горных районах, а разновидности папоротников в низменности. О влажности климата также свидетельствует преимущественно каолинитовый характер глин. В период позднего тоара (во время формирования Радомской под-свиты) произошло дальнейшее оседание региона с покрышкой рельефа. Повторные эпизоды морсокой трансгрессии привели к периодическому проникновению моря не только в центральные, но также и в южные

24 ROGTEC

palaeo-highs on which erosional processes had earlier prevailed. The depositional area extended considerably to the west and south. Depositional environments altered quite abruptly, following the further marine transgression, causing another southward spread of the area of marine deposition, and also a widespread development of the transitional coastal plain facies. Deposition occurred on a fluvio-lacustrine plain, a lowland depositional plain with a varying sedimentary environment, a coastal plain occasionally inundated by the sea and a marine basin. Floral and spore-and-pollen analyses indicate that the climate throughout the Early Jurassic was warm and humid. Pine forests grew in upland areas, with a variety of ferns in the lowlands. A humid climate is also indicated by the dominantly kaolinitic nature of clays. During the Late Toarcian (during formation of the Radomsk SubSuite), further regional subsidence, with blanketing of topography, occurred. Renewed marine transgression www.rogtecmagazine.com

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

70 oE

60 oE

80 oE

100 oE

90 oE

75 oN

B lackbourn

75 oN

Озерные фации Lacustrine facies

Geological Services Ltd

70 oN

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NORIL’SK

VORKUTA

Мелководно-морская зона Shallow marine

YAMBURG NAKHODKA IGARKA

65 N

Морской шельф Marine shelf

Yenesei

Ta z

SALEKHARD

Pu r

65 N

NADYM

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

TARKO-SALE

Taz

IGRIM

Yen esei

Глубоководная морская зона Deep marine

Nad

60 N

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 N

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 N TYUMEN

l’

ISHIM

55 N

KURGAN

TOMSK

Irtys

KRASNOYARSK

PETROPAVLOVSK

OMSK

Ish

100

200

300

400

im NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

100 E

60 E

50 N o

50 N

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

70 oE

Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003 90 oE o

80 E

Рисунок I.3.8: Западно-сибирский бассейн – палеография позднего бата Figure I.3.8: West Siberian Basin - Palaeogeography Late Bathonian части Западной Сибири, о чем свидетельствует появление микрофауны и микрофитопланктона в разрезах скважины. Глинистые и илистые отложения Радомской под-свиты покрывали огромные пространства, но выклинивались на склонах палеовысот. Такой покров образует надежную изоляцию пласта Ju10.

caused periodic penetration of the sea not only into central but also into southern parts of Western Siberia, as demonstrated by the occurrence of microfauna and microphytoplankton in well sections. The argillaceous and silty deposits of the Radomsk Sub-Suite covered a wide area but pinched out on the slopes of palaeo-highs. This unit forms a reliable seal to bed Ju10.

Конец позднего тоара и начало аалена характеризуется реактивацией тектонической активности и отступлением моря. На значительной части бассейна установился субаэральный режим и продолжался в течение всего аалена.

The end of the Late Toarcian and the beginning of the Aalenian was characterised by a reactivation of tectonic activity and a retreat of the sea. A subaerial regime became established across a considerable part of the basin, and persisted throughout the whole Aalenian.

Пласты Ju7-Ju9 наносились в течение аалена. Седиментационный бассейн превратился в широкую водно-озерную равнину с обширной речной сетью и многочисленными озерами и болотами (Рис. 1.3.7).

Beds Ju7-Ju9 were deposited during the Aalenian. The sedimentary basin became a broad fluvio-lacustrine plain with an extensive fluvial network and numerous lakes and swamps (Fig. 1.3.7). River channels migrated across wide

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 25

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

70 oE

60 oE

80 E

100 E

90 E

75 oN

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

70 N

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

70 oN

NORIL’SK

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

VORKUTA

YAMBURG

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NAKHODKA IGARKA

65 N

Мелководно-морская зона Shallow marine

Yene sei

Ta z

SALEKHARD

Pu r

65 N

NADYM

Морской шельф Marine shelf

TARKO-SALE

Yen esei

Taz

IGRIM

Nad

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf o

60 N

Глубоководная морская зона Deep marine

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 N

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 N TYUMEN

Tobo

l’

ISHIM

55 N

KURGAN

TOMSK

Irtys

KRASNOYARSK

PETROPAVLOVSK

OMSK

Ish

100

200

300

400

im NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

100 E

60 oE

50 N o

50 N

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

70 E

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

90 E o

80 E

Рисунок I.3.9: Западно-сибирский бассейн – палеогеография позднего келловея Figure I.3.9: West Siberian Basin - Palaeogeography Late Callovian

Русла рек мигрировали через широкие долины. Позиции основных водотоков оставались такими же, как они установились в период ранней юры. Толщина осадков увеличилась по направлению к руслам, как и содержание песка и ила. Обширные территории за пределами речных долин были заняты озерами и болотами, где накапливались глинистые и илистые отложения вместе с торфом, о чем свидетельствует многочисленные и довольно мощные (1-3 м) прослои угля. Серии эрозионных остатков древних пород выступали через отложения в водно-озерной равнине. Наиболее распространенным стратиграфическим покровом, датируемым ранней и средней юрой, является континентальная угленосная Тюменская свита. Ее основа разновременна (диахронична), залегает в основном в пределах тоара и аалена,

26 ROGTEC

valleys. The positions of the main water courses were the same as those established during the Early Jurassic. Sediment thicknesses increased towards the channels, as did their sand and silt content. Extensive areas beyond the river valleys were occupied by lakes and swamps in which argillaceous and silty sediments accumulated, together with peat, as demonstrated by the numerous quite thick (1-3 m) coal interbeds. A series of erosional remnants of older rocks protruded through the deposits of the fluviolacustrine plain. The most widespread stratigraphic unit dating from the Early and Middle Jurassic is the continental coal-bearing Tyumen Suite. Its base is diachronous, most commonly lying within the Toarcian or Aalenian, although some authors take it down to a basal unconformity as early as the Hettangian, where such sediments exist. The top of the Tyumen Suite lies around the Bathonian/Callovian www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION хотя некоторые авторы относят ее к базальному несогласию геттанга, когда существовали такие отложения. Вершина Тюменской свиты залегает по батскому/кэлловейскому ярусу (Рис. I.3.3). Байосский ярус (когда отложилась группа пластов Ju5-Ju6) характеризуется значительными изменениями во внешних условиях осадконакопления, опятьтаки с распространением морских условий и широким развитием фаций прибрежноморской равнины. Количество поднятий подстилающих пород, выступающих через аллювиальную равнину, уменьшилось, а изолированные ступени основания известны только в Каймысовом, Сургутском, Нижневартовском, Александровском и Шаимовском сводах. Границы седиментационного бассейна значительно раздвинулись на запад и на юг. Большая часть южного участка бассейна была представлена низменной осадочной и береговой прибрежной равниной, периодически затапливаемой морем, через которую развилась система дельтовых каналов, вместе с островами, песчаными отмелями и вздыманиями низменности аккумулятивных равнин. В этой зоне откладывались пески и илы пластов Ju5-6. В районах более глубокого оседания и прилегающих впадинах, отложения накапливались в изолированных бассейнах с морской водой при периодическом соединение с морем. Тектоническая активность в области сноса осадочных отложений была приглушена, рельеф был мягким, а климат — влажным. Кластические отложения поступали, в основном, с южных и западных границ бассейна а роль местных источников была резко сокращена. В период бата произошло отложение группы пластов Ju2-Ju4 . Палеогеография во время осаждения этих пластов является более сложной (Рис. I.3.8), так как морская вода проникла внутрь древних зон подъема вдоль эрозионных каналов. Мелководно-морская зона образовалась вокруг значительного количества палео-высот и прилегающих территорий, с развитием типичных эрозионных рифов, островов, песчаных отмелей, дельтовых каналов, бухт и лагун. Кластогенные осадки продолжали двигаться с южных и западных частей бассейна, с незначительными локальными источниками. К позднему бату, морские условия уже были хорошо установлены, и наблюдалось взаимопроникновение с континентальными отложениями в центральной части ЗСБ. Основная морская трансгрессия произошла с севера, однако, в середине кэлловея (Yan, 2003; Рис. I.3.9), когда установились морские условия по всему бассейну. Келловейский век в большинстве русскоязычной www.rogtecmagazine.com

boundary (Fig. I.3.3). The Bajocian (when the Ju5-Ju6 group of beds was deposited) was characterised by a significant shift in the depositional environment, with the expansion once more of marine conditions and a widespread development of transitional coastal plain facies. The number of basement uplifts protruding through the alluvial plain was reduced, and isolated basement steps are known only from the Kaimysov, Surgut, Nizhnevartosk Aleksandrovsk and Shaim arches. The margins of the sedimentary basin expanded considerably towards the west and south. Much of the southern part of the basin was represented by a lowland depositional and coastal plain, occasionally inundated by the sea, and across which a system of delta channels developed, together with islands, sand-banks and uplifted parts of the lowland depositional plain. The sands and silts of beds Ju5-6 were deposited in this environment. Within the deeper depressions and adjacent troughs, sediments accumulated in isolated salt-water basins with periodic connections to the sea. Tectonic activity in the sediment source areas was muted, the topography mild and the climate humid. Clastic material was mostly sourced from the southern and western margins of the basin, and the role of local sources was sharply reduced. The Bathonian saw the deposition of the Ju2-Ju4 group of beds. The palaeogeography during the deposition of these beds was more complex (Fig. I.3.8), as sea-water penetrated into the interior of ancient uplifted areas along erosional channels. A shallowmarine zone developed around a considerable number of palaeo-highs and adjacent areas, with the development typically of erosional stacks, islands, sand banks, delta channels, bays and lagoons. Clastic sediments continued to be transported from southern and western parts of the basin, with local sources of little significance. By the late Bathonian, marine conditions were wellestablished, interfingering with continental deposits within the central part of the WSB. The main marine transgression from the north occurred, however, during the mid-Callovian (Yan, 2003; Fig. I.3.9), and established marine conditions across the basin. The Callovian in much of the Russian-language literature is grouped with the Late Jurassic, and will be considered in the next issue. литературы группируется с поздним юрским периодом, который будет рассмотрен в следующем выпуске.

ROGTEC 27

УПРАВЛЕНИЕ ЗАПАСАМИ

Высокая точность оценки запасов для уверенного будущего ТНК-ВР Accurate Reserves Evaluation Ensures TNK-BP’s Future Success От точности оценки запасов углеводородного сырья зависит не только выбор оптимальных шагов по освоению ресурсной базы любой нефтегазовой компании, но и вся стратегия ее дальнейшего развития. В то же время, недостаточная проработка материалов по подсчету запасов может привести к переносу сроков утверждения проектной документации на разработку месторождений в государственных органах, что создает дополнительные лицензионные риски для недропользователей. Выполняя внутреннюю экспертизу подсчета запасов, Департамент управления запасами БН «Технологии» призван обеспечить достоверность оценки ресурсной базы Компании и ее добывающих подразделений как по российским, так и по международным критериям. Optimal solutions for resource base development as well as the overall growth strategy of any oil and gas company are defined based on accurate estimation of hydrocarbon reserves. On the other hand, if reserves estimation is inadequate state agencies may delay the approval of field development documentation, which entails additional license risks to subsoil users. In TNK-BP the reserves assurance process sis performed in the Technology’s Reserves Management Dept.; its specialists are to ensure reliability of reserves estimation for the Company and its subsidiaries under Russian and international standards.

Валерий Щербаков (VVShsherbakov@tnk-bp.com), начальник отдела российских категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Александр Сорокин (AVSorokin4@tnk-bp.com), начальник отдела западных категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Valery Scherbakov (VVShsherbakov@tnk-bp.com), Russian Reserves Section Head, Reserves Management Dept., Technical Assurance Division, Technology

Alexander Sorokin (AVSorokin4@tnk-bp.com), Western Reserves Section Head, Reserves Management Dept., Technical Assurance Division, Technology

Светлана Жирнова (SPJirnova@tnk-bp.com), менеджер, отдел российских категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Адиля Хангильдина (AMKhangildina@tnk-bp.com), главный специалист, отдел российских категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Svetlana Zhirnova (SPJirnova@tnk-bp.com), Manager, Russian Reserves Section, Reserves Management Dept., Technical Assurance Division, Technology

Adilya Khangildina (AMKhangildina@tnk-bp.com), Chief Specialist, Russian Reserves Section, Reserves Management Dept., Technical Assurance Division, Technology

дним из ключевых элементов стратегии ТНК-ВР, направленной на увеличение стоимости Компании в долгосрочной перспективе, является прирост доказанных запасов и ресурсов и их последующий ввод в разработку. Ежегодная оценка ресурсной базы позволяет недропользователям не только

28 ROGTEC

ne of the key elements of TNK-BP’s long-term strategy to increase value is to add new proved reserves and resources and bring these into development. The resource base is estimated annually and thus the subsoil users can review its current status, track its changes and come up with recommendations on its further development. www.rogtecmagazine.com

RESERVES MANAGEMENT оценивать ее текущее состояние, но и отслеживать динамику ее изменений и разрабатывать на этой основе рекомендации по ее дальнейшему освоению и развитию. Совершенствуются технологии добычи, меняется финансово-экономическая ситуация в стране и мире – соответственным образом корректируются и системы оценки нефтегазовых запасов и ресурсов. Появление новых требований отслеживают специалисты Департамента управления запасами БН «Технологии», задача которых – помочь коллегам в добывающих предприятиях подготовить материалы для защиты запасов в российских государственных органах, а представителям независимой компании-аудитора – учесть все особенности месторождений ТНК-ВР при оценке запасов Компании по международным критериям.

The evolution of production technology along with the changes in the financial and economic environment both in Russia and globally result in corresponding updates of petroleum reserves and resources estimation systems. It is the Technology’s Reserves Management Dept. that monitors changes in reserves estimation requirements, supports subsidiaries in drafting presentations for Reserves Estimate Defense sessions held by the state agencies, and helps independent auditors consider specifics of the Company’s fields when estimating TNK-BP reserves under international standards. In Line with the State Commission for Reserves The effective Russian Subsoil legislation stipulates annual updates of hydrocarbon reserves data. Changes in reserves estimation may result from improved subsurface understanding during field development, geological data updates through seismic, exploration and development drilling and well interventions, as well as changes of the official status of subsoil blocks due to license acquisition or relinquishment.

В рамках требований Государственной комиссии по запасам В в соответствии с действующим законодательством РФ в сфере недропользования, данные по запасам углеводорододов ежегодно обновляются, что может быть связано как с уточнением фактического In case reserves estimates conducted under orders of строения залежей в ходе разработки, так и с TNK-BP production subsidiaries are inadequate the state обновлением геологической информации по agencies may decline them; to mitigate these risks all результатам сейсморазведки, поисково-разведочного papers first undergo in-house assurance by the Russian и эксплуатационного Reserves Section, бурения или проведенных Reserves Management Главная задача Департамента геолого-технических Dept. управления запасами – обеспечить мероприятий (ГТМ). Кроме того, меняется One of the key objectives достоверность оценки формальный статус тех of the team is to review the ресурсной базы по российским и или иных участков недр reserves estimation papers международным критериям в связи с приобретением developed under orders или, наоборот, сдачей of subsoil users, identify The key objective for the Reserves лицензионных участков в and eliminate all flaws нераспределенный Management Dept. is to ensure reliability prior to submitting the фонд недр. documents to the State of reserves estimation under Russian Commission for Reserves and international standards Чтобы минимизировать (GKZ) Rosnedra. The риски отклонения recommendations issued государственными органами работ по подсчету by the team may be to complement the existing package запасов, выполняемых по заказам добывающих with additional data including data on similar estimation targets, as well as considering alternatives or reinforcing предприятий ТНК-ВР, все документы проходят предварительную внутреннюю экспертизу в отделе critical points. российских категорий запасов Департамента управления запасами. The in-house reserves estimation assurance process is particularly focused on justification of volumetrics. Standard techniques to determine volumetrics have been established Одной из основных задач команды является анализ подготовленных по заказам недропользователей for most of common reservoir types, yet there is nothing like that for certain local targets, one of the examples being материалов по подсчету запасов и выявление и устранение недостатков еще до представления AK horizons of Frolovskaya formation at Kamennoye field. данных на рассмотрение в Государственную Application of techniques that have been tested in different types of rock and/or reservoir implies a systematic and комиссию по запасам (ГКЗ) Роснедра. В частности, специалисты отдела российских категорий запасов unjustified over- or underestimation of primary volumetrics (net pay,porosity, oil / gas saturation). Presenting the results могут рекомендовать недропользователям расширить существующий пакет материалов за счет привлечения of this work to GKZ Rosnedra may result in registration www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

УПРАВЛЕНИЕ ЗАПАСАМИ дополнительных данных, в том числе по схожим подсчетным объектам, рассмотреть альтернативные варианты или уделить больше внимания обоснованию спорных моментов.

of inaccurate reserves values with the State Reserves Balance books or else failure to meetthe defense deadlines, which enhances the risk of non-compliance with license obligations.

В ходе внутренней экспертизы материалов по подсчету запасов особое внимание уделяется выбору методик оценки подсчетных параметров: если для большинства распространенных типов коллекторов существуют проверен - ные временем методики оценки, то по ряду локальных объектов – например, по пластам АК Фроловской свиты Каменного месторождения – устоявшихся подходов просто не существует. Попытки авторов и недропользователей применять апробированные на других типах пород и/или залежей методики оценки подсчетных параметров ведут к системному необоснованному изменению в ту или другую сторону таких важнейших параметров, как величины эффективных нефтегазонасыщенных толщин и коэффициенты пористости и нефтенасыщенности. Представление на защиту в ГКЗ Роснедра такой работы чревато постановкой на государственный баланс некорректных величин запасов, либо срывом сроков защиты, что увеличивает риски невыполнения лицензионных обязательств.

The Russian Reserves Section helps specialists in the subsidiaries and drafters of reserves estimates to select the techniques to determine volumetrics that best fit the specific geological conditions or else to develop brand new techniques to be used individually for each of the unique targets. In case volumetrics justification and determination is very challenging, leading Russian experts who are indisputable authorities for GKZ Rosnedra are contacted to help develop most appropriate techniques.

Специалисты отдела российских категорий запасов помогают коллегам в добывающих предприятиях и непосредственно авторам работ по подсчетам запасов применять оптимальные методики оценки подсчетных параметров в зависимости от конкретных геологических условий или даже разрабатывать собственные методики, применимые индивидуально для каждого из уникальных объектов. В особо сложных случаях к разработке методик обоснования и расчета параметров привлекаются ведущие отечественные эксперты, мнение которых для членов ГКЗ Роснедра является практически непререкаемым. Активное участие в обосновании выбранных методик принимают и непосредственные исполнители работ по подсчетам запасов. И если раньше генеральным подрядчиком для всех недропользователей ТНК-ВР выступал Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ), то теперь специалисты ТННЦ работают только с 25 стратегическими месторождениями Компании, а менее значимыми месторождениями занимаются сторонние подрядчики – ОАО «Гипровостокнефть», ТатНИПИнефть, ОАО «ВНИИнефть» и другие научные институты. Опыт работы этих организаций с различными российскими нефтегазовыми компаниями, несомненно, будет полезен и при оценке ресурсной базы ТНК-ВР. После того как материалы подсчета запасов пройдут внутреннюю экспертизу в Корпоративном центре ТНК- ВР, они будут переданы на рассмотрение и

30 ROGTEC

The drafters of reserves estimates are also actively involved in justification of the selected techniques. Up until recently it was Tyumen Petroleum Research Center (TNNC) that was the general contractor for all subsoil users in TNK-BP. Движение запасов Reserves Progression

Инвестиции Investments

Добыча Production

Инвестиции в базовую добычу Base Production Investment Доказанные разрабатываемые Добываемые запасы Proved Developed Producing Reserves (PDP)

Инвестиции в КРС Workover Investment Доказанные разрабатываемые недобываемые запасы Proved Developed Non-Producing Reserves (PDNP)

Доказанные неразрабатываемые запасы Proved Undeveloped Reserves (PUD)

Вероятные + возможные запасы Probable + Possible Reserves

Затраты на уплотняющее бурение, вторые стволы, переводы Costs for Infill Drilling, Sidetracking, Recompletions Затраты на бурение, добычу попутного газа Costs for Drilling, APG Production Разведка Exploration SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: TNK-BP

Рис. 1: Изменение запасов по зрелым месторождениям и процесс управления инвестициями Fig. 1: Brownfield Reserves Progression and Investment Process Today TNNC is responsible for 25 strategic fields only, while less significant fields are outsourced to various contractors including Giprovostokneft, TatNIPIneft, VNIIneft, and other scientific and research institutes. The experience of these institutions with other Russian oil and gas companies will doubtlessly benefit TNK-BP’s effort in resource base estimation. www.rogtecmagazine.com

RESERVES MANAGEMENT /FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

/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

УПРАВЛЕНИЕ ЗАПАСАМИ утверждение непосредственно в ГКЗ Роснедра. Однако на этом работа специалистов отдела российских категорий запасов не заканчивается: представители команды принимают непосредственное участие в защите материалов по подсчетам и пересчетам запасов в государственных органах на всех этапах этой работы и оказывают специалистам дочерних предприятий ТНК-ВР необходимую поддержку. Все это позволяет минимизировать риски переноса сроков рассмотрения и утверждения подготовленных материалов, а это напрямую определяет сроки утверждения и/или обновления проектных документов, без которых разработка месторождений невозможна.

After the reserves estimates have undergone the inhouse assurance at TNK-BP Corporate Center they are submitted to GKZ Rosnedra for expert review and approval. However, the job of the Russian Reserves Section is not over yet: the team supports specialists from TNK-BP subsidiaries at every stage of defense sessions on reserves estimates and updates in the state agencies and actively participates in the process. This helps mitigate the risks of delayed review and approval of reserves estimation papers. In its turn, timely reserves registration defines timelines for design documentation approval and/or update, which is obligatory to start and/ or continue field development.

В рамках международных стандартов В 2003 году ТНК-ВР одной из первых в российской нефтегазовой отрасли начала применять при оценке запасов углеводородов международные критерии, установленные Комиссией по ценным бумагам и биржам США (SEC) и Обществом инженеров нефтяников (SPE, с 2007 года – PRMS, Система управления углеводородными ресурсами) (см. «Эволюция методик оценки запасов: стандарты сближаются», «Новатор» №26) В отличие от российских категорий запасов, западные критерии ориентируются не только на геологические характеристики пластов, но учитывают и экономические параметры и рентабельность добычи в текущих финансовоэкономических условиях и при существующем уровне развития нефтегазовых технологий. В зависимости от того, зафиксирована ли историческая добыча углеводородов по соответствующим площадям, международные стандарты подразделяют доказанные запасы на разрабатываемые и неразрабатываемые. В свою очередь, неразрабатываемые доказанные запасы классифицируются в зависимости от объема ожидаемых вложений для их извлечения из недр (Рис. 1): доказанные неразрабатываемые запасы (PUD) требуют дополнительного бурения стволов скважин, а доказанные разрабатываемые недобываемые запасы (PDNP) – переводов на другие объекты эксплуатации. Для подсчета объемов доказанных неразрабатываемых запасов, которые потенциально могут перейти в категорию разрабатываемых, необходимо оценить эффективность планируемых работ с точки зрения получения рентабельной добычи, что должно соответствовать планам недропользователя и отражаться в комплексных проектах на развитие актива. Эффективность выработки запасов по каждой из вышеперечисленных категорий должна быть подтверждена как инженерными расчетами, так и фактическими результатами, в том числе анализом кривых падения добычи, эффективности применяемой системы поддержания пластового давления, рассмотрением месторождений-аналогов (Рис. 2) Для

Under International Standards In 2003, TNK-BP was one of the first Russian oil and gas companies to start reserves estimation under international standards established by the US Securities and Exchange Commission (SEC) and the Society of Petroleum Engineers (SPE, since 2007 known as PRMS, Petroleum Resources Management System).

32 ROGTEC

Unlike Russian reserves classification, the international standards consider both subsurface characteristics and production economics including profitability under the current financial and economic conditions and production technology status. According to the international criteria, proved reserves are divided into developed and undeveloped depending on their historic production in appropriate areas. The proved undeveloped reserves are further divided according to the expected investments to recover these reserves (Fig. 1): proved undeveloped (PUD) reserves require drilling additional wellbores while proved developed non-producing (PDNP) reserves call for recompletions. To estimate proved undeveloped reserves which potentially can be progressed to proved developed category the efficiency of intended operations should be assessed in terms of production profitability, which should correspond to the subsoil user’s plans and the comprehensive asset development project. For each of the mentioned reserves categories, the recovery efficiency estimates should be supported both through engineering evaluation and analysis of actual performance including decline rates, water flooding efficiency, experience in similar fields, etc. (Fig. 2). The engineering evaluation may rely on geological and reservoir models, material balance estimation and various well tests (interference tests, reservoir pressure measurement, pressure build-up test, level build-up curve); these may be used to prove the development pattern efficiency and hydrocarbons production potential. A portion of forecasted production which is unproved but feasible under appropriate conditions (confirmation of the target’s geological structure and economics, etc.) falls into probable or possible reserves depending on certainty of occurrence of each case and is considered independently. www.rogtecmagazine.com

RESERVES MANAGEMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 33

УПРАВЛЕНИЕ ЗАПАСАМИ

Рис. 2: Прогноз выработки текущих разрабатываемых запасов Fig. 2: Proved Developed Producing Reserves Recovery Forecast инженерных расчетов могут быть использованы геологогидродинамическое модели, расчеты материального баланса, различные виды гидродинамических исследований (гидропрослушивание, замер пластового давления, кривые восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ)), которые могут подтвердить эффективность применяемой системы разработки и потенциала добычи углеводородов. Прогнозная добыча, которая не является доказанной частью, но является возможной при выполнении соответствующих условий (например, при подтверждении определенных геологических характеристик объектов и соответствующих экономических показателей) относится к более низшим категориям запасов – вероятным или возможным, в зависимости от степени уверенности в наступлении каждого случая – и считается отдельным слоем. В настоящее время независимый аудит запасов ТНК-ВР по международным стандартам выполняет компания DeGolyer&MacNaughton, работающая и с другими крупными российскими нефтегазовыми компаниями. Большая роль при проведении независимых аудитов отводится специалистам Департаментов управления запасами в Корпоративном

34 ROGTEC

TNK-BP independent reserves audit under international standards is performed by DeGolyer&MacNaughton, which consults other Russian oil and gas majors as well. The Reserves Management specialists in the Corporate Center and TNNC contribute a lot to the process: they provide DeGolyer&MacNaughton with relevant exploration and production statistics and OPEX / CAPEX data as well as performing preliminary estimation or reestimation of in-place volumes and oil reserves following development drilling, wellwork and geological and reservoir model updates. They also provide the auditors with all-round information support and consultations while DeGolyer&MacNaughton uses thus obtained data to estimate TNK-BP reserves with the account for their economic development (Fig. 3). For the time being, the major objective for the Reserves Management specialists in the Corporate Center and TNNC is to provide the auditors with relevant data to perform the reserves audit under international standards. Yet they are gradually mastering the western methods and start to estimate reserves parallel to the effort by DeGolyer&MacNaughton. Thus, in 2010, TNK-BP launched a program to introduce a tool for in-house western reserves estimation and alignment with the Russian Reserves Balance (6GR form). www.rogtecmagazine.com

RESERVES MANAGEMENT центре и ТННЦ: они предоставляют экспертам компании DeGolyer&MacNaughton необходимые геолого-промысловые материалы и данные по операционным и капитальным затратам ТНК-ВР, проводят предварительную оценку и пересчет геологических объемов и извлекаемых запасов нефти по результатам эксплуатационного бурения, ГТМ и изменения геолого-гидродинамических моделей, а также оказывают аудиторам всю необходимую информационную и консультационную поддержку. На основе полученных материалов специалисты DeGolyer&MacNaughton проводят оценку запасов с учетом рентабельности их разработки (Рис. 3).

The project is carried out jointly with Schlumberger and provides for the development of in-house reserves estimation software. It will comprise a hydrocarbon reserves estimation block and engineering tools to forecast reserves recovery profiles including Merak Peep application aimed to analyze project cost efficiency and build production decline curves and Merak VOLTS application designed to record and track resource base changes and draft reserves estimation reports. The new system is planned to be implemented by the end of 2010 and in 2011 TNK-BP expects to start with the pilot reserves estimation under international standards on its own. In 2012, the Company will estimate reserves in its fields on its own and present the results to an independent international auditor.

В настоящее время функции Департаментов управления запасами в Корпоративном центре и ТННЦ при выполнении аудита запасов по международным It is widely accepted in the international oil and gas стандартам сводятся к предоставлению необходимой industry that a company is only as good as its reserves, информации экспертам компании-аудитора. Однако which can be brought to production in future. TNKпостепенно специалисты ТНК-ВР начинают осваивать BP has experienced and highly skilled professionals западные методики и переходят к параллельному с in its Technology’s Reserves Management Dept. and компанией DeGolyer&MacNaughton подсчету запасов. В can therefore be assured of the quality of its resource частности, в этом году запущена программа по созданию base and long-term success both in Russia and в ТНК-ВР собственного инструмента для подсчета internationally. запасов по западной классификации и приведения их в соответствие с российским балансом запасов (формой 6ГР). Проект, реализуемый совместно с компанией Schlumberger, предусматривает разработку программы для внутренней оценки запасов, которая будет включать в себя как блок расчетов объемов углеводородов, так и инженерные аспекты прогнозирования выработки запасов. Для этого будут использоваться приложения Merak Peep, предназначенное для анализа экономической эффективности проектов и построения кривых падения добычи, и Merak VOLTS, созданное для учета и отслеживания изменений ресурсной базы и составления Рис. 3: Экономическая оценка DeGolyer&MacNaughton отчетов по запасам. До конца этого Fig. 3: Economic Evaluation by DeGolyer&MacNaughton года планируется ввести новую систему в эксплуатацию и уже со следующего года начать выполнять оценку запасов по международным критериям самостоятельно в качестве пилотного проекта. В 2012 году специалисты Компании проведут оценку запасов по месторождениям Компании самостоятельно и представят результаты на аудит независимой международной компании. В мировой нефтегазовой отрасли давно известно, что любая компания хороша ровно настолько, насколько хороши ее запасы, которые в будущем могут быть www.rogtecmagazine.com

введены в разработку. Имея в своем распоряжении опытных и высококвалифицированных специалистов Департамента управления запасами БН «Технологии», ТНК-ВР может быть уверена как в качестве своей ресурсной базы, так и в долгосрочном успехе на российской и международной аренах. Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов. Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazine

ROGTEC 35

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Определение профиля вертикального распределения проницаемости с учетом данных эксплуатации скважин Estimating Reservoir Permeability Through Well Logging М.М. Хасанов, К.В. Торопов, А.А. Лубнин (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение Наибольшие трудности при создании гидродинамических моделей пластов связаны с определением профиля вертикального распределения проницаемости в скважинах. Известные методы макромасштабного (поинтервального) определения проницаемости – опробование пласта испытателем на кабеле, оценка по данным геофизических исследований скважин (ГИС), детальная расходометрия – дают скорее относительную, чем абсолютную информацию [1]. Эти методы позволяют определить, какой интервал имеет большую проницаемость, а какой – меньшую. Однако количественные оценки, получаемые с их помощью, являются весьма приближенными и, что самое главное, плохо согласуются с мегамасштабными, т.е. средними по разрезу пласта оценками проницаемости, получаемыми с помощью гидродинамических исследований скважин (ГДИС) или по данным ее нормальной эксплуатации. Причины этих проблем подробно обсуждаются в работе [1]. В случае наиболее распространенного источника информации – геофизических исследований скважин – они связаны с тем, что методы ГИС по своей физической сущности дают возможность определить объемные параметры (пористость, насыщенность), но не динамические (проницаемость). Эмпирические зависимости типа пористость – проницаемость или более сложные алгоритмы (множественные регрессии, нейронные сети), связывающие проницаемость с измеряемыми по результатам ГИС объемными характеристиками, дают количественные оценки с большой погрешностью.

36 ROGTEC

М. М. Khasanov, К. V. Тoropov, А. А. Lubnin, (NK Rosneft OJSC)

Introduction Many major problems in the simulation of the hydrodynamic models of oil reserves are connected with profile estimations of the vertical distribution of permeability in drill-holes. Known methods of macro-scale (selective flow) permeability testing – drill-stem testing - estimation on the basis of Geophysical Drill-Hole Logging (GDHL) and detailed flow measurements provide more relative rather than absolute information [1]. These methods allow the estimation of the intervals with maximum and minimum permeability. However, quantitative estimates, obtained on the basis of these methods, are rather rough and, what is more important, they are not compatible with the mega-scale, that is average permeability estimates along the reservoir section, obtained with the help of Drill-Hole Hydrodynamic Research (DHHDR) or on the basis of the data obtained during normal operation of the drill-hole. The reasons for these problems are discussed in detail in the study [1]. When there is a more widespread source of information, such as Geophysical Drill-Hole Logging (GDHL), these problems are due to the fact that GDHL provides data for estimating the volumetric measures, such as porosity and saturation, but not the dynamic measures, such as permeability. Empirical formulae, depending on porosity and permeability factors or more complex algorithms (multiple regressions, neural networks), connecting permeability with the volumetric characteristics, and measured based on the results of GDHL, provide of low accuracy estimates. Notwithstanding the above problems, the existing methods of selective flow permeability estimation, in particular methods based on GDHL, are extremely useful, due to their www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING Несмотря на указанные проблемы, существующие методы поинтервальной оценки проницаемости (в частности, методы, основанные на данных ГИС) весьма полезны, поскольку они выполняют очень важную функцию компаратора, т.е. инструмента для сравнения и ранжирования различных интервалов по проницаемости. Для построения количественно адекватного профиля вертикального распределения проницаемости необходимо решить задачу интегрирования в единую модель разнородных данных, полученных от различных источников информации (анализ керна, испытание пластов, расходометрия, ГИС) при измерениях на различных (макро- и мега-) масштабах [1]. При этом следует учитывать следующие факторы. Различие условий измерений. Анализ керна выполняется в лабораторных условиях после специальной обработки образцов, что приводит к существенному отклонению измеренных в лаборатории значений проницаемости от проницаемости пласта в естественных условиях. Кроме того, по керну определяется абсолютная проницаемость, в то время как опробование пласта или интерпретация данных ГДИС дает значения эффективной проницаемости, соответствующей некоторой реальной насыщенности пласта. Необходимость калибровки оценок проницаемости, полученных по данным ГИС. При комплексировании макромасштабных (по ГИС) и мегамасштабных (по ГДИС) оценок проницаемости в рамках единой модели необходимо добиться того, чтобы для каждой скважины средняя по толщине пласта проницаемость, определенная по данным ГИС, была равна средней по толщине пласта проницаемости, определенной по результатам ГДИС или по данным нормальной эксплуатации скважин. Обычно выполнение этого условия обеспечивается умножением значений проницаемости, полученных по данным ГИС, на некоторый поправочный коэффициент, единый для всех интервалов пласта в скважине и для всех скважин, находящихся в сходных геологических условиях [1]. Таким образом, значения средней проницаемости, определенные по данным ГДИС или нормальной эксплуатации, признаются эталоном, с помощью которого калибруются данные ГИС. Корректировка значений проницаемости путем умножения на поправочный коэффициент позволяет добиться хорошего соответствия расчетной производительности скважины реальной. Однако одновременно решить таким же способом и задачу адекватного описания характеристик вытеснения нефти из пласта (например, корректного расчета динамики обводнения продукции скважины) www.rogtecmagazine.com

comparative function; that is a comparative instrument for the comparison and ranking of various intervals/flows on the basis of their permeability. To construct an adequate, quantitative profile of the vertical distribution of permeability, it is necessary to work out a solution for the integration of various data, obtained from different information sources (well-core analysis, reservoir test, flow measurements and GDHL) into a single model when measuring on various (macro and mega) scales [1]. This being said, it is necessary to take into account the following factors: Differences in the measuring conditions. Core analysis is carried out in a laboratory environment after special treatment of the samples, resulting in significant deviations between the permeability parameters measured in the laboratory and the permeability in the “in-situ” environment. Furthermore, the absolute permeability is estimated on the basis of the core, whereas the reservoir test or the interpretation of the Drill-Hole Hydrodynamic Research (DHHDR) data provide the parameters for effective permeability, corresponding to the actual saturation of the reservoir. Calibration test rqguirments of permeability estimates obtained from GDHL data. When integrating macro-scale (GDHL) and mega-scale (DHHDR) permeability estimates in one single model, it is necessary to ensure that for each drill-hole the average permeability through the reservoir thickness, estimated on the basis of GDHL data, is equal to the average permeability through the reservoir thickness, estimated on the basis of DHHDR results or on the basis of normal drill hole operation data. Usually, these conditions are ensured by multiplication of the permeability parameters, obtained on the basis of GDHL data, by a certain correction factor, which is the same for all levels of the reservoir in the drill-hole and for all drill-holes, located in similar geological conditions [1]. Thus, the parameters of average permeability, estimated on the basis of DHHDR data or normal operations, are acknowledged as a reference for the calibration of GDHL data. The correction of permeability parameters by the multiplication of the correction factor achieves a close alignment of the estimated drill-hole production rate with the actual production rate. However, it is not possible to simultaneously work out an adequate description of oil production rates using the same method (e.g. a well defined dynamic analysis of the flow of water in drill-hole production). The reasons can be understood if we examine the permeability of the reservoir levels as a random value, the distribution function of which (normally assumed as logarithmically normal) depends on two parameters – the

ROGTEC 37

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН невозможно. Причину этого можно понять, если рассмотреть проницаемость интервалов пласта как случайную величину, функция распределения которой (обычно принимаемая логнормальной) зависит от двух параметров – среднего значения (математического ожидания) и «размаха» отклонений от среднего значения (дисперсии). Дисперсия определяет степень вертикальной неоднородности пласта и, в частности, вид характеристики вытеснения нефти водой (например, в соответствии с моделью Дайкстры – Парсонса [2-6]). Умножение значений проницаемости на поправочный коэффициент эквивалентно сдвигу функции распределения по оси «логарифм проницаемости». Этот сдвиг позволяет добиться желаемого значения средней проницаемости, однако «размах» кривой распределения проницаемости при этом остается неконтролируемым, в связи с чем желаемых показателей неоднородности добиться не удается. В данной работе предложен метод корректировки значений проницаемости, позволяющий достичь желаемого вида функции распределения (например, логнормального) с заданными характеристиками – математическим ожиданием и дисперсией. Этот метод основан на результатах теории порядковых статистик [7, 8] и возможности восстановления проницаемости в ранжированной выборке при наличии априорной информации о виде функции распределения. Предполагается, что ранжирование интервалов пласта по проницаемости проводится с помощью ГИС. Математическое ожидание предложено определять по данным ГДИС или нормальной эксплуатации скважин, а дисперсию – из анализа выборок керна или по динамике обводнения продукции. Одним из основных преимуществ предлагаемого подхода является существенное ускорение процесса адаптации 3D гидродинамических моделей к истории разработки (history matching) и повышение устойчивости результатов history matching за счет того, что уже первое приближение к оценке поля проницаемости (на этапе инициализации модели) оказывается максимально приближенным к истинному распределению фильтрационных свойств пласта. Это обеспечивается использованием при инициализации модели сразу всей имеющейся лабораторной и промысловой информации, включая исторические данные о динамике добычи нефти и других флюидов. Практическое применение предложенного метода рассмотрено на примере одного из месторождений ОАО «НК «Роснефть». Постановка задачи Пусть некоторая скважина разрабатывает пласт эффективной толщиной H, состоящий из n интервалов (прослоев, слоев); hi, ki – соответственно толщина

38 ROGTEC

average value (mathematical estimate) and the range of deviations from the average value (dispersion). The dispersion identifies the level of the vertical heterogeneity of the reservoir and, in particular, the water-oil displacement characteristics (e.g., according to the Dykstra-Parsons model [2-6]). The multiplication of the permeability values by the correction factor is equivalent to the shift of a cumulative distribution function along a “permeability logarithm” axis. This shift allows for the achievement of the desired value of average permeability, however, the range of the permeability distribution curve is out of control because of this, so that the desired values of heterogeneity are not achievable. This study offers a method for the correction of permeability values, allowing the desired type of distribution function to be achieved (e.g. logarithmically normal) with the specified data – mathematical estimates and dispersion. This method is based on the results of the theory of order statistics [7, 8] and permeability recovery capability in the sample collection range upon availability of prior information in a type of distribution function. It is assumed that the permeability range of the reservoir is carried out with the help of GDHL. Mathematical estimates should be made on the basis of DHHDR or normal operation data, and the dispersion – on the basis of core sample analysis or water flooding developments. One of the main advantages of the proposed method is a considerable reduction in the time required for the process of matching the hydrodynamic 3D models to the history of oil production on site (history matching) and the improvement of the stability of the results due to the fact that the initial approximation to the field permeability estimate (at the stage of model initialisation) is matched as much as possible to the actual flow properties of the reservoir. This is achieved through the use of all the available laboratory and field data, including statistical data on the field production performance (oil and other fluids) at the stage of model initialisation. Practical application of the proposed method has been reviewed using the example of one of the oilfields of NK Rosneft OJSC. Statement of the Problem Let us assume that a drill-hole is working on a reservoir of effective thickness H, consisting of n levels (beds and intermediate beds); with hi and ki being the thickness and absolute permeability of the i-interval, respectively, and kgi being the absolute permeability of the i-level, obtained based on GDHL data (i =1, 2, ..., n). As was mentioned before, kgi values may differ considerably from the true ki values, therefore the direct use of kgi may result in low accuracy in estimating the two most important indexes: drill-hole productivity and vertical non-homogeneity of the reservoir permeability, which determine, to a large extent, the displacement efficiency of oil by water and gas. www.rogtecmagazine.com

Высокоэффективные многоярусные вибросита с линейным движением и частотно-регулируемым приводом

Обезвоживающие центрифуги с реверсивным ходом и частотнорегулируемым приводом

Специализированные системы смешивания бурового раствора сдвигом струи

WELL LOGGING Признанные лидеры в области проектирования, производства и комплексного интегрирования систем переработки и обработки бурового раствора

Подготовка и очистка бурового раствора

Контроль содержания твердой фазы и характеристики бурового раствора

KEMTRON ADVERT

Управление функциональными полимерами

Минимизация бурового шлама и отходов бурения

Водоподготовка и жидкие отходы и обработка жидких отходов

Патентованные, высокоэффективные многоярусные ситогидроциклонные установки с линейным движением

KEM-TRON — это не просто производитель фирменного оборудования. Это надежные и высокотехнологичные решения ваших проблем. Конструкция систем KEM-TRON позволяет работать в самых сложных условиях бестраншейного и горизонтального бурения, решая такие проблемы, как химически активная твердая фаза, обезвоживание бурового раствора в системах замкнутого цикла и водоподготовка. Все оборудование, начиная с наших запатентованных многофункциональных вибросит, систем очистки полимеров и систем обезвоживания замкнутого цикла и заканчивая системами автоматики и управления на основе программируемых логических контроллеров, отличается высоким удобством использования и комплексностью решений, позволяя экономить деньги и беречь окружающую среду.

Контейнерные системы обезвоживания с интерфейсом «человек–машина»

Система обработки бурового раствора KEM-TRON Tango 1000 TD, в трейлерном исполнении

Комплексы по приготовлению и перемешиванию бурового раствора

Центробежные насосы и и насосные установки

www.rogtecmagazine.com

Московское Представительство Россия, Москва Варшавское шоссе, д. 125 Тел/Факс: 7 495 319 5327; 7 495 319 5309

www.kemtron.com

ROGTEC 39

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН и абсолютная проницаемость i-го интервала; kgi – абсолютная проницаемость i-го интервала, полученная по данным ГИС (i=1, 2, ..., n). Как уже отмечалось, значения kgi могут значительно отличаться от истинных значений ki, поэтому прямое использование kgi может привести к большим погрешностям при расчете двух важнейших показателей: продуктивности скважины и вертикальной неоднородности пласта по проницаемости, во многом определяющей эффективность вытеснения нефти водой или газом. Эти два показателя связаны с параметрами функции распределения проницаемости математическим ожиданием (1)

и дисперсией (2) где символ E[•] обозначает операцию нахождения математического ожидания; σ – среднеквадратичное (стандартное) отклонение проницаемости. Продуктивность скважины пропорциональна величине произведения KH (K – средняя по толщине пласта проницаемость, определяемая по притоку пластовой жидкости к скважине). Значение K может быть получено путем обработки результатов ГДИС. Если активные эксперименты (ГДИС) отсутствуют, то для оценки K рекомендуется использовать данные нормальной эксплуатации (пассивного эксперимента). Под данными нормальной эксплуатации мы понимаем временные ряды замеров дебитов скважины и забойного давления, осуществляемых при эксплуатации скважины в квазистационарном режиме (при относительно небольших изменениях забойного давления, вызванных естественными причинами) или же при выводе на стационарный режим вновь пробуренных скважин. Значение K определяется путем анализа притока жидкости к скважине в естественных пластовых условиях, поэтому K имеет смысл эффективной проницаемости. С учетом указанного мы можем записать

These two indexes are connected with the parameters of the permeability distribution function by the mathematical calculation (1) and the dispersion (2) where E[•] means the process for estimating the mathematical expectation; and σ is the root mean square (standard) deviation of permeability. Drill-hole productivity is proportional to the product KH (K being the average permeability along the thickness of the reservoir, which is determined by the influx of the reservoir fluid to the drillhole). The value K may be estimated by processing the DHHDR results. If active measurements for DHHDR are not available, it is recommended to use normal operation data (passive measurements) for estimating K. Normal operation data are understood to be a dynamic series of well production rate and bottom-hole measurements, carried out during well operation in the pseudo-steady state (with a relatively small change in the bottom-hole pressure due to natural reasons), or during the changeover for a recently drilled well to steady production. The value K is determined by the analysis of the fluid flowing into the well in natural reservoir conditions, therefore K is the effective permeability. Making an allowance for this, we can write: (3) where Kr – is relative permeability with average fluid saturation throughout the thickness of the reservoir. If during the exploration, the influx of crude oil without water is produced (which happens in most cases), Kr will represent the relative permeability for the oil in the presence of the interstitial water in the reservoir. Permeability probability distribution along the section is normally described as a logarithmically normal function. Thus, the probability distribution function ϕ(x) of x = ln k will be determined by the formulae: (4)

(3) где Kr – относительная проницаемость при средней по толщине пласта насыщенности флюидами. Если при исследовании реализуется приток безводной нефти (как чаще всего и бывает), то Kr представляет собой

40 ROGTEC

where µ is the mathematical expectation and σIn is the standard deviation of the permeability logarithm. It is easy to the obtain permeability probability distribution www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING

2011 ITE INTERNATIONAL OIL & GAS EVENTS www.oilgas-events.com

10th TURKISH INTERNATIONAL OIL & GAS CONFERENCE & SHOWCASE 16 - 17 March 2011 • Ankara, Turkey

SEA 5 2011 5th ALGERIAN ENERGY WEEK 21 - 25 May 2011 • Oran, Algeria

10th GEORGIAN INTERNATIONAL OIL, GAS, ENERGY AND INFRASTRUCTURE CONFERENCE & SHOWCASE 29 - 30 March 2011 • Tbilisi, Georgia

18th INTERNATIONAL CASPIAN OIL & GAS EXHIBITION & CONFERENCE Incorporating REFINING & PETROCHEMICALS 7 - 10 June 2011 • Baku, Azerbaijan

10th NORTH CASPIAN REGIONAL ATYRAU OIL & GAS, INFRASTRUCTURE EXHIBITION 5 - 7 April 2011 • Atyrau, Kazakhstan

11th MOSCOW INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION 20 – 24 June 2011 • Moscow, Russia

5th ATYRAU REGIONAL PETROLEUM TECHNOLOGY CONFERENCE 5 - 6 April 2011 • Atyrau, Kazakhstan

9th RUSSIAN PETROLEUM & GAS CONGRESS Alongside MIOGE 2011 EXHIBITION 20 – 23 June 2011 • Moscow, Russia

TGC 2011 2nd TURKMENISTAN GAS CONGRESS 13 - 14 April 2011 • Avaza, Turkmenistan

19th KAZAKHSTAN INTERNATIONAL OIL & GAS EVENT 5 – 8 October 2011 • Almaty, Kazakhstan

7th INTERNATIONAL SPECIALIZED EXHIBITION OF EQUIPMENT & TECHNOLOGIES FOR EXTRACTION, PROCESSING AND TRANSPORTATION OF ENERGY RESOURCES 27 - 29 April 2011 • Novosibirsk, Russia

3rd MANGYSTAU REGIONAL PETROLEUM TECHNOLOGY CONFERENCE 1 - 2 November 2011 • Aktau, Kazakhstan

15th UZBEKISTAN INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION & CONFERENCE 17 - 19 May 2011 • Tashkent, Uzbekistan

6th MANGYSTAU REGIONAL OIL & GAS, INFRASTRUCTURE EXHIBITION 1 - 3 November 2011 • Aktau, Kazakhstan

London office Moscow office T + 44 (0) 20 7596 50 00 T + 7 495 935 7350 F + 44 (0) 20 7596 51 06 F + 7 495 935 7351 Ewww.rogtecmagazine.com oilgas@ite-exhibitions.com E oil-gas@ite-expo.ru

Tashkent office T + 99 871 113 01 80 F + 99 871 252 51 64 E post@ite-uzbekistan.uz

Dubai office T + 971 4 4332970/1/2/3/4 F + 971 4 4380255 E oilgas@ite-gulf.com

Hamburg office T + 49 (0) 40 235 24 201 F + 49 (0) 40 235 24 410 E energy@gima.de

Almaty office T + 7 727 258 34 34 F + 7 727 258 34 44 E oil-gas@iteca.kz

Baku office T + 994 12 447 47 74 F + 994 12 447 89 98 E oilgas@iteca.az

Istanbul office T + 90 212 2918311 F + 90 212 2404381 E info@ite-turkey.com

ROGTEC 41

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН относительную проницаемость для нефти при наличии в пласте связанной воды.

function F(x) for the logarithmically normal law from the formula (4):

Распределение вероятностей проницаемости по разрезу принято описывать логнормальной функцией. При этом функция распределения вероятностей ϕ(x) величины x = ln k определяется соотношениями

(5) where f (k) – is the permeability probability distribution density, estimated by the formula

(4) (6)

где µ, σIn – соответственно математическое ожидание и стандартное отклонение логарифма проницаемости. Функцию распределения вероятностей проницаемости F(x) для логнормального закона легко получить из соотношений (4):

The mathematical expectation k and the mean square deviation σ of permeability are connected with the parameters of µ and σIn by the formulae [3, 4] (7)

(8) (5) где f (k) – плотность распределения вероятностей проницаемости, определяемая равенством

We assume that kp is the permeability estimated with the formula

(6)

(9)

Математическое ожидание k и среднеквадратичное отклонение σ проницаемости связаны с параметрами µ и σIn соотношениями [3, 4] (7)

(8)

As it appears from the mathematical meaning of the distribution function F(k), the p value determines the percentage of the intermediate strata with k < kp permeability in the effective thickness of the reservoir. For example, k50 is the median value; intermediate strata with permeability less than k50, and intermediate strata with permeability higher than k50, will each account for 50% of the effective thickness. The permeability median value is normally identified by the symbol km, that is k50 = km. Since the function ϕ(x) in the formula (4) is symmetrical to the axis x = µ, we obtain µ = ln k50 = ln km. As a result, the formula (7) can be represented as follows:

Обозначим через kp проницаемость, определяемую равенством

(10)

(9) Как следует из математического смысла функции распределения F(k), величина p определяет долю (в процентах), которую в эффективной толщине пласта занимают прослои проницаемостью k < kp. Например, k50 – медианное значение: прослои проницаемостью, меньшей k50, и прослои проницаемостью, большей k50, занимают по 50 % эффективной толщины. Медианное значение проницаемости принято обозначать символом km, т.е. k50 = km. Так как функция ϕ(x) в

42 ROGTEC

As is known, the deviations of the argument, with normal distribution, to the left and to the right from the median value by the value of the mean square deviation, result in the following approximate values for the distribution function: 0.16 (16%) and 0.84 (84%). Therefore (Fig. 1): (11)

www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING выражении (4) симметрична относительно оси x = µ, получаем µ = ln k50 = ln km.

Thus, the degree of heterogeneity of the reservoir may be characterised as:

В результате формулу (7) можно представить в следующем виде:

(12)

(10) Как известно, отклонения аргумента при нормальном распределении влево и вправо от медианного значения на величину среднеквадратичного отклонения приводят к значениям функции распределения, равным приблизительно 0,16 (16 %) и 0,84 (84 %). Поэтому (рис. 1)

However, for this purpose, the Dykstra-Parsons coefficient is normally used in modern oil engineering practice [2-6]: (13) As follows from (11) and (13), the coefficient VDP for logarithmically normal distribution is connected with the parameter σIn by the formula: (14) By inserting formula (14) into formula (8), we obtain:

(11) (15) Таким образом, степень неоднородности пласта можно было бы охарактеризовать величиной

so that:

(12)

(16)

Однако в практике современного нефтяного инжиниринга для этой цели принято использовать коэффициент Дайкстры - Парсонса [2-6]

where:

(13)

(17)

φ (x)

Как следует из (11) и (13), коэффициент VDP для логнормального распределения связан с параметром σIn соотношением (14) Подставив выражение (14) в формулу (8), получим (15) Ink16

откуда

Inkm

Ink84

x = Ink

Φ (x), %

(16)

100

где

(17)

60 50 40 30

Продуктивные пласты чаще всего характеризуются значениями VDP, лежащими в интервале от 0,7 до 0,8. Следовательно, наиболее распространенные значения коэффициента A(VDP) для неоднородных пластов находятся в диапазоне от 2 до 3,5, т.е. среднее значение проницаемости в 2 – 3,5 раза превышает медианное значение. www.rogtecmagazine.com

20 10 0

Ink16

Inkm

Ink84

x = Ink

Рис. 1. Логнормальное распределение проницаемости Fig. 1. Logarithmically normal distribution of permeability

ROGTEC 43

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Альтернативная характеристика степени неоднородности – коэффициент вариации V=σ / k. Для логнормального распределения из выражений (7), (8) имеем (18) Значения VDP можно получить из прямого анализа выборок керна или же путем обработки промысловых данных по динамике обводнения добывающих скважин. В последнем случае адекватное значение VDP определяется с помощью «подгонки» характеристик вытеснения, полученных в рамках слоистой модели пласта [2, 5, 6], к реально наблюдаемым характеристикам. Соотношения (14) и (16) связывают параметры µ и σIn логнормальной функции распределения проницаемости с практически измеряемыми характеристиками скважины – средневзвешенной по толщине пласта проницаемостью k и коэффициентом VDP. В общем случае функция распределения проницаемости может отличаться от логнормальной. Однако, зная ее вид, всегда можно выразить значения параметров распределения через величины k и VDP (мы ограничиваемся рассмотрением двухпараметрических функций распределения). Из представленного выше обзора ясно, что в математическом смысле задача определения профиля вертикального распределения проницаемости в скважине заключается в нахождении функциональной связи между значениями проницаемости по данным ГИС и истинными ее значениями (19) Эта функциональная связь обеспечивает выполнение следующих условий: » функция λ(k) монотонна; » функция распределения проницаемости по разрезу ƒ(k), рассчитанная с помощью функции (19), имеет априорно заданный вид; » параметры функции ƒ(k) таковы, что расчетные значения k и VDP совпадают с оценками, полученными по экспериментальным и промысловым данным. Далее для простоты будем считать функцию ƒ(k) логнормальной, хотя предлагаемые в данной работе методы применимы для любого распределения. Часто применяемый на практике способ корректировки значений kg путем умножения их на некоторый поправочный коэффициент с целью достижения

44 ROGTEC

Productive strata are most commonly characterised by VDP values in the range 0.7 to 0.8. Therefore, the most commonly encountered values of the coefficient A (VDP) for heterogeneous strata are in the range of 2 to 3.5, i.e. the mean permeability value is 2 to 3.5 times higher than the median value. An alternative characteristic of the degree of nonhomogeneity is the coefficient of the variation V=σ / k . For logarithmically normal distribution, based on formulae (7) and (8), we obtain: (18) The value VDP can be obtained based on a direct analysis of the core sample or by processing the oil field data on the water encroachment dynamics of the production wells. In the latter case, an adequate value of VDP is determined by matching the displacement characteristics, obtained within the stratified model of the stratum [2, 5, 6] with the characteristics observed in reality. The formulae (14) and (16) are connected by the parameters µ and σIn of the logarithmically normal permeability distribution function with the actual measured characteristics of the well – weighted mean strata thickness permeability k and coefficient VDP. The permeability distribution function may often deviate from the logarithmically normal. However, knowing this factor, it is always possible to express the values of the distribution parameters with the values k and VDP (we will only examine two-parameter distribution functions). It is clear from the assessment above that from the mathematical point of view, the task of identifying the profile of the vertical distribution of the permeability in a drill-hole is confined to finding the functional connection between the permeability values, obtained on the basis of GDHL and its true values (19) This functional connection allows for the fulfilment of the following conditions: » the function λ(k) is uniform; » the function of permeability distribution along the section ƒ(k), estimated with the help of function (19), has a predetermined form; » the parameters of the function ƒ(k) ensure that the estimated values of k and VDP coincide with the estimates obtained based on experimental and oil field data. Further, to simplify the explanation, we shall assume that the function ƒ(k) is logarithmically normal, although the www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING желаемого среднего значения проницаемости означает, что функция λ(k) принимается линейной: (20) где множитель C определяется из условия

methods proposed in this study, are applicable for any distribution. The method of correction of kg values based on their multiplication by some correction coefficient to achieve the desired mean permeability value, often used in practice, means that the function λ(k) is assumed to be linear: (20)

(21) where the multiplier C is identified from the condition следующего из уравнения (3). (21) Логарифмируя выражение (20), получаем resulting from the formula (3). (22) By taking the logarithm of (20), we obtain Таким образом, этот способ корректировки эквивалентен сдвигу функции распределения проницаемости на отрезок lnC по оси lnk (рис. 2). Из рис. 2 можно видеть, что преобразование (22) не позволяет получить желаемую функцию распределения (кривую 3), поскольку оно не меняет ни форму кривой 1, ни ее «размах». Метод безэталонных измерений Предположим, что имеется куча случайно набранных камней. Можно ли определить вес каждого камня, имея рычажные весы, но не имея гирек к ним? В более общем виде эта задача, называемая задачей безэталонного измерения [7], может быть поставлена следующим образом. Пусть (x1, x2, … xn) – выборка, составленная из n реализаций случайной величины X; xi – i-я реализация случайной величины (i = 1, 2, ... n). Можно ли определить значения xi, имея только компаратор, который позволяет сравнивать значения xi друг с другом, но не имея эталонов, которые позволили бы измерять значения xi напрямую? (В нашем примере с камнями компаратором являются весы, а отсутствующими эталонами – гирьки). В работе [7] показано, что решить эту задачу можно с помощью теории порядковых статистик при условии, что функция распределения случайной величины X известна. Легко видеть, что рассматриваемая нами проблема определения истинной проницаемости интервалов пласта ki по данным ГИС также является задачей безэталонного измерения и, следовательно, может быть решена методами теории порядковых статистик. Переходя к вероятностному описанию, рассмотрим случайное множество выборок (x1, x2, … xn). Во многих практических приложениях полезно [4, 79] использовать упорядоченные (ранжированные) выборки (x(1), x(2), … x(n)), полученные из исходных www.rogtecmagazine.com

(22) φ (x)

LnC

x = Ink

Рис. 2. Преобразование функции распределения значений kg при умножении на поправочный коэффициент C: функция распределения: 1 – значений kg; 2 – скорректированных значений kg; 3 – истинной проницаемости k Fig. 2. Conversion of the distribution function kg when multiplying by the correction coefficient C: Distribution Function: 1 – of the values kg; 2 - of the corrected kg values; 3 - of the true permeability k Fig. 2 shows that the conversion (22) doesn’t allow us to obtain the desired distribution function (curve 3), since it doesn’t change either the shape of curve 1, or its range. Method of Non-Reference Measurements Let’s assume that we have a pile of stones. Is it possible to estimate the weight of each stone having mechanical beam scales without balance weights? In a more general form, this task is referred to as a task of non-reference measurement [7] and may be formulated as follows. Let’s assume that (x1, x2, … xn) is a selection consisting of n occurrences of a random value X; xi is the occurrence number i of a random value (i = 1, 2, ... n). Is it possible to

ROGTEC 45

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН выборок (x1, x2, … xn) путем перестановки величин xi в порядке их возрастания (x(i) < x(i+1)). Про величину, стоящую на i-м месте в ранжированной выборке, говорят, что она имеет ранг i. Разумеется, величины, имеющие один и тот же ранг i, в разных выборках будут, в силу случайности, разными. Таким образом, величины x(i) являются реализациями некоторой случайной величины, которую мы обозначим x(i). Следовательно, случайная ранжированная выборка может быть представлена в виде набора случайных величин (x(1), x(2), … x(n)). Элемент x(i) этой выборки называется i-й порядковой статистикой, а раздел математической статистики, изучающий свойства упорядоченных выборок, называется теорией порядковых статистик [7, 9]. Если ƒ(x), F(x) – соответственно плотность вероятности и функция распределения исходной совокупности, то плотность распределения i-й порядковой статистики Ψi(x) при объеме выборки n определяется уравнением [7] (23)

Среднее Ei порядковых статистик (24) дисперсия порядковых статистик (25) В качестве примера на рис. 3 приведены графики плотности распределения исходной случайной величины, имеющей нормальное распределение ƒ(x), и распределения порядковых статистик Ψi(x) при i = 6 и i = 20 (n = 30). Из рис. 3 видно, что плотность вероятности порядковой статистики представляет собой достаточно «узкую» функцию, поэтому для оценки неизвестной величины x(i) при больших n можно использовать математическое ожидание Ei: x(i) ≈ Ei.

estimate value xi, having only the comparing element, which allows to compare xi values with one another, but without having any references, which would allow us to measure the xivalues directly? (In our example with the stones, the scales are the comparing element, and missing references are the weights). In [7] it is shown that it is possible to solve this task with the help of the theory of order statistics, provided that the function of distribution of the random value X is known. It is easy to see that the problem of estimating the true permeability of the strata intervals ki based on GDHL data is also a task of non-reference measurement, and therefore may be resolved by the methods of the theory of order statistics. Switching to a probablistic description, let’s review a random set of selections (x1, x2, … xn). In many practical applications [4, 7 – 9], it is useful to use organised selections within a range of values (x(1), x(2), … x(n)) obtained from the initial selections (x1, x2, … xn) by transposition of the values xi in the increasing order (x(1), x(2), … x(n)). The value i in the range of values selected is said to have the ordinal number or rank i. It is clear that the values that have the same rank i in various random selections will be different due to random chance. Therefore the values x(i) are occurrences of some random value, which we will identify as x(i). Therefore, the random range of selected values can be presented as a set of random values (x(1), x(2), … x(n))). The element x(i) of this selection is called the i-order statistic, and the area of mathematical statistics studying the properties of ordered selections is called the Theory of Order Statistics [7, 9]. If ƒ(x) is the probability density and F(x) is the function of the distribution of the original population, then the distribution density of i-order statistics Ψi(x) in the selected range n can be estimated by the formula [7] (23)

The mean value Ei of order statistics is: (24)

Идея такой замены лежит в основе метода безэталонных измерений [7]. Ошибка x(i) – Ei, допускаемая при применении этого метода, уменьшается с ростом объема выборки n. Расчет значений Ei проводится с использованием формул (23), (24) путем численного вычисления интеграла (24).

46 ROGTEC

The dispersion of order statistics is: (25) Fig. 3 shows graph curves for the initial random value distribution density, having a normal distribution ƒ(x), and a distribution of order statistics Ψi(x), when i = 6 and i = 20 www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING (n = 30), as an example. Fig. 3 shows that the probability density of order statistics and represents a rather “narrow” function, therefore for the estimation of the unknown value x(i), when the number n has a high value, it is possible to use the mathematical estimate Ei: x(i) ≈ Ei

f(x), Ψ(x) 3 2

The idea of this substitution is the basis of the nonreference measurement method [7]. The tolerance error x(i) - Ei when using this method will be reduced with the increase of the selection size n.

E20

Рис. 3. Плотность распределения порядковой статистики: плотность распределения: 1 – случайной величины ƒ(x), имеющей нормальное распределение с параметрами μ= 0, σ= 1; 2, 3 –порядковой статистики Ψi (x) соответственно при i= 6 и i= 20 (n =30) Fig. 3. Order Statistics Distribution Density: Distribution Density: 1- random value ƒ(x), having normal distribution with parameters μ= 0, σ = 1; 2, 3 - order statistics Ψi (x), accordingly at i=6 and i=20 (n=30). Применение метода безэталонных измерений для определения профиля распределения проницаемости в скважине Вначале будем считать, что значения проницаемости по данным ГИС kgi получены через равные интервалы пласта: h1 = h2 = ...= hn. Это имеет место, например, при представлении каротажных кривых и результатов их интерпретации в LAS-формате, когда параметры пласта определяются равномерно через каждые 0,1 или 0,2 м. Принятое ограничение позволяет напрямую использовать идею метода безэталонных измерений, изложенную выше. Пусть известно, что распределение проницаемости логнормальное. В качестве исходной информации даны: » значения проницаемости интервалов пласта kgi, полученные по данным ГИС (i=1, 2, ..., n); » средняя по толщине пласта проницаемость K; » коэффициент неоднородности Дайкстры – Парсонса VDP. Требуется определить истинную проницаемость интервалов ki (i=1, 2, ..., n). Задача решается в следующей последовательности. 1. Определяется параметр σln распределения (4) по формуле (14). 2. Определяется математическое ожидание проницаемости по формуле (3). 3. Определяется параметр μ распределения (4) по формуле (16). 4. Интервалы пласта ранжируются в порядке www.rogtecmagazine.com

The estimation of E1 values is carried out using the formulae (23) and (24) and by a numerical integral evaluation (24). Non Reference Measurement Method for the estimation of permeability distribution in drill holes First of all, let us assume that the permeability values on the basis of GDHL kgi are obtained at equal formation intervals h1 = h2 = ...= hn. This applies when the well-logging curves and the results of their interpretation are presented in an LAS-format, when the parameters of the formation are estimated evenly, at every 0.1 or 0.2 metres. This restriction allows a direct application of the idea of non-reference estimations, described above. Let us assume that the permeability distribution is logarithmically normal. The following initial information is provided: » values of permeability of the formation intervals kgi obtained on the basis of GDHL data (i=1, 2, … n); » average permeability through the reservoir thickness K. » Dykstra–Parsons coefficient of heterogeneity VDP It is required to estimate the true permeability of the k i intervals (i = 1, 2, … n); The task shall be resolved in the following sequence: 1. The distribution parameter σln (4) is estimated using formula (14). 2. The mathematical permeability expectation is estimated using formula (3). 3. The distribution parameter μ (4) is estimated using formula (16). 4. The formation intervals shall be arranged in increasing order by comparing the kgi values corresponding to different intervals. Thus, the initial selection (kg1, kg2, ..., kgn) will be transformed to a selection in the sequence (kg(1), kg(2), ..., kg(n)). 5. The mathematical expectations of order statistics Ei will be estimated by numerical integration using formulae (23) and (24), which allows us to obtain a range of selected true permeability values (k(1), k(2), ..., k(n)) using an approximate substitution k(i) ≈ Ei. 6. By comparing the range of selected values (kg(1), kg(2), ..., kg(n)) and (k(1), k(2), ..., k(n)), we obtain a functional connection between the true permeability and the permeability obtained on the basis of GDHL data: k = λ (kg).

ROGTEC 47

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН возрастания проницаемости путем сравнения значений kgi, соответствующих различным интервалам. При этом исходная выборка (kg1, kg2, ..., kgn) преобразуется в ранжированную выборку (kg(1), kg(2), ..., kg(n)). 5. Численным интегрированием по формулам (23) и (24) определяются математические ожидания порядковых статистик Ei, что позволяет получить ранжированную выборку истинных проницаемостей (k(1), k(2), ..., k(n)) с помощью приближенной замены k(i) ≈ Ei. 6. Путем сопоставления ранжированных выборок (kg(1), kg(2), ..., kg(n)) и (k(1), k(2), ..., k(n)) определяется функциональная связь между истинной проницаемостью и проницаемостью по данным ГИС: k = λ (kg). Описанная последовательность расчетов применяется для всех скважин, по которым имеется требуемая исходная информация. При этом необходимо проводить тщательный сравнительный анализ всех исследованных интервалов и соотношений, полученных для всех скважин, для того, чтобы выявить некоторые общие закономерности, которые можно будет без риска применить уже и для скважин аналогов, по которым часть исходной информации отсутствует (например, есть данные ГИС, но нет сведений о параметрах функции распределения истиной проницаемости – K и VDP). Пример: Пусть средняя эффективная проницаемость пласта, вскрытого данной скважиной, K=7,2 мД, коэффициент VDP=0,8, относительная проницаемость Kr=0,8. Значения проницаемости по данным ГИС kgi, образующие выборку объемом n=29 и характеризующие интервалы пласта толщиной 0,4 м, приведены в табл. 1 в порядке возрастания глубины расположения интервалов. 1. Определим стандартное отклонение по формуле (14)

The described order of calculations is used for all wells, where the required initial information is available. This being said, it is necessary to carry out a thorough comparative analysis of all the studied intervals and ratios obtained for all wells, in order to identify some general patterns, which may be also used safely for similar wells, where part of the initial information is not available (e.g. there are GDHL data available, but no data on the parameters of the true permeability distribution function – K and VDP). Example: We assume that the average effective permeability of a formation cut open by a certain drill hole K=7.2 mD, the coefficient VDP =0.8, and the relative permeability Kr=0.8. The permeability values based on GDHL data kgi, forming a selection size of n=29, and characterising the formation intervals of 0.4 m thickness, are listed in Table 1 below in the order of increasing depth of the intervals. 1. Estimate of standard deviation using formula (14)

2. Average permeability is estimated with formula (3)

3. The parameter of logarithmically normal distribution (4) is estimated using formula (16)

4. The values kgi from Table 1 are arranged in Table 2 in increasing order. 5. The values of mathematical expectations Ei are estimated using formulae (23) and (24) and arranged in Table 2. 6. Reconstruct the permeability vertically by reverse rearrangement of intervals in the order of their increasing depth (see Table 1). Values k(i) from Table 2 to Table 1 shall be transferred so that the values of kg, located in one row with k(i) in Table 1 and Table 2 coincide.

2. Определим среднюю проницаемость по формуле (3)

3. Определим параметр логнормального распределения (4) по формуле (16)

Fig. 4 shows the relationship of k = λ(kg), reflecting the functional connection between the columns 2 and 3 of Table 1. As you can see, this relationship is non-linear, unlike the relationship (20). It should be noted that the average value

4. Отранжируем значения kgi из табл. 1 и расположим их в табл. 2 в порядке возрастания. 5. Рассчитаем значения математических ожиданий Ei по формулам (23) и (24) и расположим их в табл. 2. 6. Восстановим проницаемости по вертикали путем обратной перестановки интервалов в порядке роста глубины их расположения (см. табл. 1). Значения k(i)

48 ROGTEC

and the coefficient of heterogeneity

coincide with the initially assigned values. www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING k, MД 100

0 1

100

1000

kg, MД

Рис. 4. Зависимость k = λ(kg) Fig. 4. The relationship k = λ(kg) из табл. 2 в табл. 1 переносятся так, чтобы значения kg, стоящие в одной строке с k(i) в табл. 1 и табл. 2, совпадали. На рис. 4 представлена зависимость k = λ(kg), отражающая функциональную связь между столбцами 2 и 3 табл. 1. Как видно, эта зависимость существенно нелинейная, в отличие от зависимости (20). Отметим, что среднее значение

и коэффициент неоднородности

Номер kgi, мД интервала i kgi, MD Interval No 1 4,05 2 4,68 3 1,98 4 6,32 5 6,84 6 2,21 7 8,33 8 11,13 9 24,17 10 12,91 11 2.95 12 15,83 13 56,80 14 10,34 15 22,29 16 3,32 17 9,61 18 131,42 19 28,49 20 3,54 21 19,00 22 9,93 23 5,90 24 10,81 25 36,18 26 264,56 27 7,24 28 20,57 29 5,17

Табл. 1 Table 1

kgi, мД kgi, MD 0,66 0,80 0,12 1,30 1,51 0,22 2,00 4,02 10,98 4,66 0,32 5,42 24,79 3,03 9,00 0,43 2,30 39,22 13,74 0,54 6,35 2,64 1,12 3,49 17,87 94,26 1,74 7,51 0,95

Номер интервала в ранжированной выборке Selected range of values, Interval No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

kgi, мД kgi, MD

Ei=k(i), мД Ei=k(i), MD

1,98 2.21 2,95 3,32 3,54 4,05 4,68 5,17 5,90 6,32 6,84 7,24 8,33 9,61 9,93 10,34 10,81 11,13 12,91 15,83 19,00 20,57 22,29 24,17 28,49 36,18 56,80 131,42 264,56

0,12 0,22 0,32 0,43 0,54 0,66 0,80 0,95 1,12 1,30 1,51 1,74 2,00 2,30 2,64 3,03 3,49 4,02 4,66 5,42 6,35 7,51 9,00 10,98 13,74 17,87 24,79 39,22 94,26

Табл. 2 Table 2

Practical application of this method The proposed method for estimating the permeability range was tested at the time of the creation of the sector hydrodynamic model of one of the oilfields of Rosneft. Initially, for the estimation of the permeability of this oilfield, a relationship of porosity and permeability was used:

совпадают с первоначально заданными величинами.

(26)

Практическое применение методики Предлагаемая методика определения поля проницаемости была опробована при создании секторной гидродинамической модели одного из месторождений ОАО «НК «Роснефть». Первоначально для определения проницаемости на этом месторождении использовалась зависимость пористость – проницаемость вида

or (27) where m is the porosity in %, estimated on the basis of GDHL data.

(27)

As a result of this estimate, using a method of nonreference measurement, the adjusted values of permeability were obtained, the interval comparison of these with the porosity values, and following a generalisation of these estimates for all the wells, this showed that the relationship of porosity and true permeability is described by the function

где m - пористость, %, определенная по данным ГИС.

(28)

(26) или

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

(28)

Сравнение исходной (26) и скорректированной (28) петрофизических зависимостей приведены на рис. 5. На рис. 6 представлены результаты расчетов, полученные с использованием исходной гидродинамической модели и модели, в которой проницаемость была определена по методу безэталонных измерений. Как видно, предложенный нами метод позволяет сразу (без процедуры history matching) добиться очень хорошего совпадения результатов расчетов с промысловыми данными. Детали расчетов с обобщением на случай неравномерного распределения значений k gi по глубине пласта (разные hi) будут рассмотрены в следующей публикации на эту тему. Заключение Предложенный алгоритм определения профиля вертикального распределения проницаемости может быть использован для переинтерпретации результатов ГИС с учетом данных эксплуатации скважин. Этот метод корректировки значений проницаемости позволяет добиться соответствия между расчетной и реальной производительностью скважины, а также решить задачу адекватного описания характеристики вытеснения нефти из пласта (корректного расчета динамики обводнения продукции скважины). На примере реального месторождения показано, что применение предложенного алгоритма при создании 3D гидродинамических моделей дает возможность получить хорошее начальное приближение к истории разработки без процедуры history matching. При выводе ключевых соотношений, лежащих в основе алгоритма, было сделано допущение о том, что толщины интервалов одинаковы. Это предположение соответствует представлению геофизической информации в формате LAS-файлов. Однако такие файлы не всегда доступны, в связи с чем предложенный метод требует обобщения на случай разной толщины прослоев.

50 ROGTEC

The comparison of the initial (26) and the corrected (28) petro-physical functions are shown in Fig. 5. Fig. 6 shows the results of the estimates, obtained with the use of an initial hydrodynamic model and the model in which the permeability was estimated using the method of non-reference measurements. As can be seen, the proposed method allows the immediate achievement (without using the history matching procedure) of a very good match of the estimated results with the field data. The details of the generalised estimates, assuming a random distribution of the values k gi along the depth of the formation (different hi) shall be reviewed in the next publication on this issue. 100

k, MД - mD

В результате расчетов по методу безэталонных измерений были получены скорректированные значения проницаемости, поинтервальное сопоставление которых со значениями пористости с последующим обобщением на все скважины показало, что связь пористость – истинная проницаемость описывается функцией

0.1 7

12 13

15 16

17 18

19 20 21

m, % данные, полученные по результатам анализа керна исходная петрофизическая зависимость петрофизическая зависимость, определенная с помощью безэталонных измерений

Рис. 5. Зависимость k = ƒ (m): 1 – исходная петрофизическая зависимость (26); 2 – петрофизическая зависимость, определенная с помощью метода безэталонных измерений (28) (точками представлены данные, полученные по результатам анализа керна) Fig. 5. The relationship k = ƒ (m): 1-initial petro-physical relationship (26); 2 – petro-physical relationship, estimated with the method of non-reference measurements (28) (dots represent the data, obtained on the basis of the core analysis results). Abstract The proposed algorithm for estimating profiles of the vertical permeability distribution may be used for the re-interpretation of the GDHL results, with an allowance for well operation data. This method www.rogtecmagazine.com

WELL LOGGING of permeability value correction allows us to achieve conformity between the design (estimated) capacity and the true well production capacity, and also for the solution of problems such as adequate descriptions of the characteristics of oil production from the reservoir (correct estimation of water encroachment dynamics).

Обводненность - Watercut

0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 0,5 1 1,5 2 Накопленная добыча нефти, млн. м3 Cumulative oil production, mil. m3 Промысловые данные - Field dat Расчеты по исходной модели - Initial model estimations Расчеты по скорректированной модели - Adjusted model estimations

Рис. 6. Результаты расчетов с помощью исходной и скорректированной моделей Fig. 6. Results of estimates obtained with the help of the initial adjusted model

On the basis of examples from the actual oil field, it was shown that the application of the proposed algorithm for the construction of 3D hydrodynamic models allows for a good initial match with the development history, without using a “history matching” procedure. When deriving the key relationships, which form the basis of the algorithm, it was assumed that the thickness of the intervals were equal. This assumption complies with the presentation of the geophysical information in the LAS-file format. However, such files are not always available, and therefore the proposed method requires generalisation for cases where there are varying thicknesses in the intermediate strata.

Список литературы 1. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 400 с.

Reference 1. Kosentino L. Systemic Approach to Reservoir Studies. – М. – Izhevsk: IKI, 2008. – 400 pages.

2. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 668 с.

2. Dake L. Practical Engineering of Reservoirs – М. – Izhevsk: IKI, 2008. – 668 pages.

3. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 652 с.

3. Walsh M., Lake L. Initial Methods of Development of Hydrocarbon Fields М. – Izhevsk: IKI, 2008. – 652 pages

4. Statistics for Petroleum Engineers and Geoscientists// J.L. Jensen, P.W.M. Corbett, L.W. Lake, D.J. Gaggin /Elsevier, 2000. – 362 p. 5. Willhite G.P. Waterflooding// SPE Textbook Series, 1986. – 365p. 6. Dykstra H., Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Waterflooding // Secondary Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May. 7. Ефимов А.Н. Порядковые статистики – их свойства и приложения. – М.: Знание, 1980. – 64 с. 8. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 368 с. 9. Сархан А.Е., Гринберг Б.Г. Введение в теорию порядковых статистик.– М.: Статистика, 1970. – 414 с. Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО «НК Роснефть», №4, 2009 г., с.14 – 21; ISSN 2074-2339, и заняла второе место в конкурсе на лучшую публикацию в вестнике в 2009 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.

www.rogtecmagazine.com

4. Statistics for Petroleum Engineers and Geoscientists // J.L. Jensen, P.W.M. Corbett, L.W. Lake, D.J. Gaggin /Elsevier, 2000. – 362 pages 5. Willhite G.P. Waterflooding // SPE Textbook Series, 1986. – 365 pages. 6. Dykstra H., Parsons R.L. Prediction of Oil Recovery by Waterflooding // Secondary Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May. 7. Efimov А.N. Order Statistics – Their Properties & Applications. – М.: Znanie, 1980. – 64 pages 8. Mirzadjanzade А.H., Khasanov М.М., Bakhtizinн R.Н. Modelling of Oil & Gas Recovery. – М. – Izhevsk: IKI, 2008. – 368 pages 9. Sarkhan А.Е., Greenberg B.G. Introduction to the Theory of Order Statistics– М.: Statistika, 1970. – 414 pages This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”, No.4, 2009, pp. 14-21; ISSN 2074-2339) and won the 2-rd prize in the 2009 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

ROGTEC 51

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Фото предоставлено компанией Газпром - Photo courtesy of Gazprom

Российский шельф: раскрывая потенциал

Russian Offshore: Tapping the Potential Марк Томас

Когда заходит речь об иностранных рынках, Россия воспринимается глобальной нефтяной индустрией как спящий колосс, еще только начинающий просыпаться. Поскольку страна располагает огромными залежами на континентальном шельфе, причем большая их часть не является предметом международных споров, вопрос в отношении разработки этого огромного источника углеводородов ставится не о вероятности такой разработки, а о времени, оставшемся до ее начала.

ожет показаться странным, что возможность разработки месторождений на российском шельфе исследована еще относительно недостаточно, особенно учитывая несколько крупных проектов с участием ведущих интернациональных нефтяных компаний, в рамках которых нефть уже добывается, в частности, в субарктическом сахалинском регионе на Дальнем Востоке. Но более широкое и долгосрочное сравнение с доминирующей и зрелой индустрией сухопутной разведки и добычи нефти демонстрирует, что континентальный шельф остается фактически нетронутым просто потому, что потребности обратить на него внимание еще не возникало. Тот факт, что только примерно 3% совокупной добычи нефти в России осуществляется на шельфе, говорит сам за себя.

52 ROGTEC

Mark Thomas

When it comes to the offshore market, Russia is perceived by the global upstream industry as a sleeping giant that is only now beginning to wake up. With massive and largely undisputed resources on its continental shelf, it’s not a case of if but when this huge source of new hydrocarbons will be exploited.

t may seem strange to talk about field developments offshore Russia as a relatively unexploited opportunity, especially when there are several large projects involving international oil majors that are already producing in areas such as the sub-arctic Sakhalin region in the Far East. But the larger long-term picture, relative to the country’s dominant and mature onshore exploration and production business, shows that the continental shelf remains virtually untouched because in simple terms it has not yet needed to look offshore. The fact that only around 3% of Russia’s total oil and gas production comes from current offshore assets speaks for itself. The past year, however, has seen a shift in this situation. Many observers now believe that 2011 will be the year that Russia finally begins to seriously tackle the development of its offshore resources in a structured approach, prompted by the emergence and adaptation of new technologies that offer it a growing range of www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Однако в прошлом году в таком положении наметился сдвиг. Сегодня многие наблюдатели уверены в том, что в 2011 г. Россия наконец-то всерьез примется за разработку своих ресурсов на континентальном шельфе, и фактором ускорения такой разработки станет возникновение и совершенствование новых технологий, обеспечивающих постоянный рост ассортимента стационарных, плавучих, подводных и придонных систем нефтедобычи, которые могут быть достаточно просто адаптированы к разнообразным условиям российского шельфа и (что является критическим фактором) обеспечивать реальный экономический эффект. Итак, какой же потенциальный выигрыш можно ожидать? По оценкам специалистов, российский континентальный шельф, занимающий площадь более 6,2 млн. квадратных километров, содержит 100 миллиардов тонн в эквиваленте извлекаемой нефти (80% из которых составляет природный газ). Причем данная оценка довольно консервативна, поскольку, несмотря на то, что большая часть российского шельфа уже картирована на карту, значительная его территория подлежит дальнейшему анализу, повторной съемке и доработке с использованием современных сейсмических и геологических приборов и методов, используемых преимущественно в западных странах. Добавьте к этому российский арктический шельф, в недрах которого содержатся еще не подтвержденные, но также, очень вероятно, значительные объемы новых

fixed, floating, subsea and seabed-based production systems that can be fairly easily adapted to its widely varying offshore environments and – crucially – be done in a realistically commercial manner. So what are the potential rewards? With the Russian Continental Shelf covering more than 6.2 million square kilometres, it is estimated to hold 100 billion tons of recoverable oil equivalent (80% of which is made up of natural gas). And that’s a conservative figure, as although much of the Russian Shelf has been mapped, a good deal of it remains to be further analysed, reshot or reprocessed by recently improved modern seismic and geological products and techniques that are mostly available in the west. Add to this Russia’s Arctic Shelf, which holds as yet unconfirmed but also very probably significant amounts of new oil and gas deposits, and the potential is huge. The Russian government has previously forecast a total investment of more than $205 billion (more than 6 trillion roubles) will be needed to initially develop its continental shelf over the next 3 decades. And a sizeable portion of these funds will need to come from global oil and gas players in the not too distant future. It is worth asking at this point why Russia has not previously sunk more effort into appraising and developing its offshore resources? Apart from the above-mentioned

Российские проекты на континентальном шельфе

Russia’s continental shelf projects

Карта предоставлена компанией Газпром

Map courtesy of Gazprom

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ Первая очередь разработки Штокмановского месторождения

The first phase of the Shtokman field development

Схема предоставлена компанией Shtokman Development AG

Field graphic courtesy of Shtokman Development AG

Нефтедобывающая платформа 6 x 4 колодца 6 x 4 Slots Production Templates

Экспортные гибкие стояки, внутренний диаметр 4 x 14 дюймов 4 x 14" ID Export Flexible Risers

Внутрипромысловые гибкие стояки, внутренний диаметр 6 x 14 дюймов 6 x 14" ID Infield Flexible Risers Промысловые трубопроводы, номинальный диаметр 6 x 16 дюймов 6 x 16" ND Flowlines

нефтегазовых месторождений, и потенциал станет воистину гигантским. Ранее правительство России прогнозировало, что первоначальная разработка ее континентального шельфа в течение следующих трех десятилетий потребует инвестиций в объеме более 205 млрд долл. США (более 6 триллионов рублей). И значительная часть таких средств потребуется от глобальных игроков нефтегазового рынка уже в недалеком будущем. Стоит задаться вопросом, почему Россия не прилагала больших усилий для оценки и разработки своих шельфовых месторождений раньше? Отдельно от упомянутого выше факта, свидетельствующего, что технологии нефтедобычи лишь недавно достигли уровня, позволяющего использовать их на большей части континентального шельфа страны, существует и другое препятствие в виде действующего Закона о недропользовании, по условиям которого российский шельф все еще определяется как стратегический регион. Выражаясь проще, это означает, что «Роснефть» и «Газпром» – единственные дети, которым сейчас позволено играть в этой заполненной игрушками, но все еще пустой песочнице. Это единственные российские государственные организации, обладающие необходимым пятилетним опытом шельфовых работ, которые могут участвовать в тендерах на разработку континентального шельфа в этих регионах.

54 ROGTEC

fact that it is only relatively recently that offshore technologies have advanced to a point where they can only now be applied to much of the country’s continental shelf, there is also the major hurdle represented by the Russian Shelf being still designated by legislation as a strategic region under the current Law on Subsoil. In simple terms, this means Rosneft and Gazprom are the only children currently allowed to play in this attractionpacked but rather empty playground. They are the sole Russian state organisations with the requisite 5 years of offshore experience that can compete for tenders offshore in these areas. This is a situation, however, that promisingly looks set to change as the government has indicated its strategic wish to expand the number of companies and consortia licensed to develop the country’s offshore sector, with a resultant increase in the continuing process of offshore technology transfer. This would open the door to players such as Lukoil, which have already carried out similar projects in areas such as the Caspian and Azov seas. On top of this, with the offshore sector at such an early stage in its lifetime, the lack of infrastructure and associated onshore support bases means that initial costs for the first venturers into these areas are perceived as being particularly high – especially when there are still substantial, easier and therefore lower-cost opportunities to be found onshore that naturally lead to them being prioritised for more immediate attention. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Однако данная ситуация обещает измениться ввиду стратегических намерений правительства увеличить количество компаний и консорциумов, имеющих лицензию на разработку шельфового сектора страны, результатом которых может стать увеличение объемов непрерывной передачи шельфовых технологий. Это раскроет двери для таких игроков, как «Лукойл», который уже выполнял подобные проекты в Каспийском и Азовском морях. Вдобавок к вышесказанному и учитывая, что шельфовый сектор находится только на начальном этапе становления, отсутствие инфраструктуры и соответствующих вспомогательных береговых баз означает, что первичные затраты первых компаний, рискнувших начать проекты в данных областях, прогнозируются на крайне высоком уровне – и возможные игроки чувствуют это особенно остро в свете того, что имеются существенные, более простые и, соответственно, более дешевые возможности для добычи нефти на берегу. Естественно, все внимание в первую очередь обращено на них. Такое положение дел в значительной мере является неизбежным, поскольку, выражаясь фигурально, занять место первого игрока в игре всегда дороже. В качестве наглядного примера можно привести тот факт, что прогнозируемая стоимость реализации

This is something that to a certain extent is unavoidable, as there is always a higher cost associated with being ‘first in’ to a new play. The predicted development costs of the Shtokman project in the Barents Sea, estimated currently at anywhere between US $12 billion and $20 billion depending on who you talk to, are a clear example of this. However, the cost of missing out by being a distant second, in terms of having to then play catch-up or buy into an emerging or active offshore play, can be much more expensive. Just consider the figures being bandied around by companies such as ExxonMobil, considering buying into assets in the oil exploration hotspot of West Africa’s Ghana, at a potential cost of up to $5 billion… And so projects like Shtokman, Sakhalin I and II - and the consortiums set up to enable their development to proceed – will now be seen as templates for enabling foreign oil and gas majors to partner with Russia’s state-owned and also hopefully soon private companies to turn its offshore sector from potential into reality. The Arctic The spotlight for future developments offshore Russia has fallen in particular on the Arctic and its technology requirements, prompted by early project

Испытайте прогресс на себе.

Liebherr-Werk Nenzing GmbH P.O. Box 10, A-6710 Nenzing/Austria Tel.: +43 50809 41-481 Fax:+43 50809 41-625 offshore.crane@liebherr.com www.liebherr.com

The Group

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ Штокмановского проекта в Баренцевом море в настоящее время оценивается в диапазоне от 12 до 20 млрд. долларов США – в зависимости от того, с кем из экспертов вы говорите. Однако для игрока, вступившего в игру вторым, цена «догонялок», да и вообще присоединения к игре, может оказаться намного выше. Только прислушайтесь к цифрам, которыми перекидываются компании уровня «ExxonMobil», рассматривая возможность покупки активов в модных сегодня нефтяных месторождениях в Гане (Западная Африка) по цене до 5 млрд. долларов… И потому проекты наподобие Штокмановского, а также Сахалина I и Сахалина II – так же как и консорциумы, учрежденные с целью продолжения соответствующих разработок – будут рассматриваться в качестве шаблонов, по которым зарубежные нефтегазовые гиганты станут учреждать партнерства с российскими государственными (а в будущем, возможно, и частными) компаниями для превращения нефтедобычи на континентальном шельфе страны из фантастики в реальность. Арктика В качестве места будущих разработок на российском шельфе рассматривается в частности Арктика вместе с ее технологическими требованиями, интерес к которой подогревается первыми работами по реализации проекта на гигантском Штокмановском газоконденсатном месторождении. Вице-президент компании «Роснефть» Михаил Ефимович Ставский недавно охарактеризовал разработку российских арктических месторождений как «серьезный вызов» для всех, кто будет в ней участвовать, и сделал акцент на необходимости расширения рамок возможностей проведения работ в регионе, большая часть территории которого в течение девяти месяцев в году покрыта льдом. По его словам, «это будет означать необходимость разработки технологий, позволяющих расширить время проведения работ, в том числе разработку платформ, с тем, чтобы обеспечить их эксплуатацию в условиях льда, а также строительство подповерхностных сооружений, позволяющих вести безопасную эксплуатацию подводных скважин. Добавьте к этому необходимость постройки танкеров ледового класса, подземных сооружений для подготовки и выкачивания нефти, а также необходимость непосредственного и непрерывного мониторинга объектов и станет ясно, что в случае, если Арктика станет следующим локомотивом российской нефтегазовой промышленности, придется преодолеть множество вызовов.»

56 ROGTEC

activity underway on the giant Shtokman gascondensate field. Rosneft Vice President Mikhail Efimovich Stavskiy recently described the development of Russian Arctic fields as “a serious challenge” for all those involved, and he himself flagged up the importance of expanding the window of opportunity in a region often icebound for all but three months of the year. “This will mean,” he commented, “a need for technologies that can increase operating times, such as platforms that can continue operating in icy conditions, and the building of subsurface structures for safe operation of subsea wells. Add to this the requirement for newbuild ice-class tankers, underground facilities for the treatment and pumping of oil, and the need for immediate and constant monitoring of the well sites, and it is clear that many challenges must be overcome if the Arctic is to become Russia’s next reserves powerhouse”. Mars Khasanov, Director for Science at Rosneft, also went so far as to state recently that the petroleum industry of Russia was at “a critical stage”. Fields explored in Soviet times were depleted, he said, with most being in the latter stages of their production lifetimes. “The time has come to develop new regions: Eastern Siberia, shelf fields, especially the Arctic shelf. In this situation we should engage best practices so that we can - with minimal capital investments - ensure profitable development of new regions,” he commented. The industry has many technology research projects underway studying potential solutions for Arctic regions such as ‘on-ice seismic’, which offers an alternative to open water marine acquisition for near-shore shallow water operations. This essentially allows companies to acquire seismic in areas of shallow water when they are frozen, without disturbing local wildlife. There are also joint industry projects such as that lead by Norway’s SINTEF research institute, to develop advanced clean-up techniques – a vital consideration for any potential Arctic development. Experiments are being carried out on ways to detect oil in ice, burn oil in broken ice, and disperse oil in broken ice. In Alaska, meanwhile, Shell is developing a specialised shallow-water oil containment system. Other technology areas requiring further study for use offshore Russia include: Subsea (and sub-ice) modules for production, treatment and transport of produced hydrocarbons; Long-distance multiphase production challenges (as in the case for Shtokman of more than 500km); Drilling in severe ice conditions and shallow waters; seismic surveys in ice conditions; The development of rapid deployment forces and coastal alert systems for environmental safeguards. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Марс Хасанов, директор по научной работе в компании «Роснефть», также недавно отметил, что российская нефтяная промышленность находится на «критическом этапе». По его словам, месторождения, разведанные в советские времена, уже истощены, и большинство их находится на последней стадии жизненного цикла. «Пришло время разрабатывать новые регионы: Восточную Сибирь, шельфовые месторождения, особенно арктический шельф. В данной ситуации для обеспечения проведения в новых регионах рентабельных разработок при минимальных капиталовложениях нам необходимо использовать самый передовой опыт», – прокомментировал он. В настоящее время в отрасли реализуется множество проектов технологических исследований, разрабатывающих потенциальные решения для регионов Арктики, например, “сейсмическую разведку на льду”, которая является альтернативой морским исследованиям на открытых водах в целях проведения работ на мелководье в прибрежных водах. Такие исследования позволят компаниям получить данные сейсмической разведки в мелководных местах в то время, когда они покрыты льдом, с минимальным ущербом для дикой природы.

Shtokman itself – discovered way back in 1988 – is due to have a Final Investment Decision taken by Shtokman Development (consisting of Gazprom and its partners Statoil and Total) before mid-2011 if it is to be onstream potentially by 2016. Holding an estimated 3.8 Tcm of gas reserves and 37 million tonnes of gas condensate, it represents one of the most complex challenges yet faced by the offshore industry. Aside from the construction of a 550km 36-inch pipeline to an onshore processing plant and all the flow assurance challenges that represents, plus the danger to the production facility of icebergs, there are also major logistical obstacles to overcome with regard to the supply of materials and personnel. This is on top of the problem presented by the design and construction of a 110,000 tonne Floating Production Unit and a complex subsea production system, which would be the first of several phases of development for the field, which lies in water depth of around 320-340 metres. Other options also being studied conceptually could include the use of a Floating Production, Storage and Offloading vessel or Floating Gas Liquefaction (FLNG) vessel, either as an alternative to the FPU or for a later stage. International consortiums made up of contractors such as Saipem of Italy, Samsung Heavy Industries of South Korea and Sofec of Japan are bidding against Aker

Доставит Dockwise?

Надводная часть платформы «Полярная Звезда» массой 15 000 метрических тонн на борту судна Black Marlin

Dockwise предлагает услуги по перевозке, логистике, управлению проектами и инжинирингу в сфере крупногабаритного морского транспорта и установок по всему миру. Мы управляем самым большим в мире флотом, включающим 19 полупогружнных судов, а наши гибкость и диверсификация позволяют обеспечивать решения по транспортировке в любой точке земного шара. Акции компании котируются на бирже NYSE Euronext Amsterdam под символом DOCKW.

www.dockwise.com

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Solutions of Norway, SBM Offshore of Switzerland, Technip of France and Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering of South Korea for the FPU engineering and construction contract. Contractor INTECSEA-WorleyParsons was also recently awarded a Front End Engineering Design (FEED) contract for Phases 2 and 3 of the development, with the workscope including the design of the topsides, hull, marine systems, turret and living quarters as well as the overall Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) system integration. The topsides are expected to be capable of processing up to 70 MMcm/d of gas plus associated liquids.

Кроме того, существуют совместные отраслевые проекты, такие как проект, осуществляемый норвежским исследовательским институтом SINTEF, нацеленные на разработку передовых методов очистки, наличие которых является крайне важным фактором при проведении в Арктики любых возможных разработок месторождений. В настоящее время проводятся эксперименты, позволяющие обнаруживать нефть во льду, выжигать нефть в битом льду, а также рассеивать нефть в битом льду. Тем временем, на Аляске Shell разрабатывает специальную систему сбора нефти на мелководье. К прочим технологическим сферам, в которых необходимо проводить дальнейшие исследования, относятся: подводные (и подледные) модули для добычи, подготовки и перевозки добытых углеводородов; проблемы удаленной многофазной добычи (в случае Штокмановского месторождения расстояние до берега составляет более 500 км); бурение в жестких ледовых условиях на мелководье; сейсморазведка в условиях льда; организация сил быстрого реагирования и систем берегового оповещения для обеспечения сохранности окружающей среды. По самому Штокмановскому месторождению, открытому еще в 1988г., компания «Штокман Девелопмент» (в составе «Газпрома» и его партнеров Statoil и Total) до середины 2011 г. должна принять окончательное инвестиционное решение, если добыча на месторождении должна начаться к 2016 году. Данное месторождение сс запасами 3,8 трлн м3 газа и 37 млн тонн газоконденсата представляет собой один из наиболее сложных вызовов, которые когда-либо вставали перед шельфовой индустрией. Кроме строительства 550-километрового 36-

58 ROGTEC

The understandable delays in Shtokman’s progress mean that the honour of being Russia’s first producing offshore Arctic oil field will go to the Prirazlomnoye field in the Pechora Sea. Gazprom’s field lies 60km offshore in around 20 metres of water and will come onstream next year. Delayed for many years itself, the ice-resistant platform will shortly head for Murmansk for final outfitting before being transported to its field location. Reserves on Prirazlomnoye are estimated at around 41 million tons, and will eventually be produced via more than 30 development wells. Oil from the field will be shuttled by tankers to a Floating Storage and Offloading unit offshore Murmansk. With overall potential resources in the Barents and Kara Seas put at up to 60 billion tons of oil equivalent, these two fields are not the only ones known about in the area. Exploration has revealed at least 10 others including Rusanovskoe and Leningradskoe that alone are estimated to hold 5 trillion cubic metres of gas.

дюймового трубопровода к перерабатывающему заводу на берегу и решения связанных с ним проблем по обеспечению бесперебойной работы, а также угрозы, которую представляют собой для производственного объекта айсберги, необходимо будет ликвидировать серьезные препятствия в сфере логистики, связанные с доставкой материалов и персонала. Это все лишь дополняет проблемы, связанные с проектированием и строительством 110000-тонной плавучей добывающей платформы и комплексной подводной нефтедобывающей системы, которые должны были стать первым из нескольких этапов разработки месторождения, расположенного в водах глубиной 320-340 м. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Среди других вариантов, концепция которых также изучается, рассматривается использование судна для добычи, хранения и выгрузки или плавучего завода по сжижению газа, используемого либо как альтернатива для плавучей добывающей платформы, либо для более поздних этапов. Международные консорциумы, состоящие из таких подрядчиков, как итальянская компания Saipem, южнокорейская компания Samsung Heavy Industries и японская компания Sofec, соревнуются за контракт на проектирование и строительство такой платформы с норвежской компанией Aker Solutions, швейцарской компанией SBM Offshore, французской компанией Technip и южнокорейской компанией Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering. Подрядчик INTECSEA-WorleyParsons также недавно получил контракт на предварительный проект второго и третьего этапов разработки, объем работ по которому включает разработку надстроек, корпуса, морских систем, башни и жилых помещений, а также общей интеграции плавучей системы добычи, хранения и выгрузки. Ожидается, что в день надстройки смогут добывать до 70 млн. м3 газа и попутных жидкостей.

Закономерные отсрочки в реализации Штокмановского проекта означают, что честь первого функционирующего арктического месторождения будет отдана месторождению Приразломное в Печорском море. Это месторождение “Газпрома” расположено в 60 км от берега в водах глубиной 20 м; его эксплуатация начнется в следующем году. Ледостойкая платформа, срок сдачи которой откладывался много раз, скоро направится в Мурманск для окончательной оснастки перед ее транспортировкой к месторождению. Запасы в Приразломном оцениваются примерно в 41 млн. тонн и, в конечном итоге, будут извлекаться посредством 30 эксплуатационных скважин. От месторождения нефть будет доставляться танкерами к плавучей установке для хранения и выгрузки, стоящей на шельфе возле Мурманска. Учитывая, что общие потенциальные запасы в Баренцевом и Карском морях оцениваются в 60 млрд. тонн нефтяного эквивалента, эти два месторождения не единственные, о которых известно в регионе. Исследования позволили обнаружить не менее 10 других, включая Русановское и Ленинградское, причем запасы только последних двух оцениваются в 5 триллионов кубометров газа.

ИНТЕРВЬЮ

Технология за круглым столом: бурильные трубы и вспомогательная продукция

Бруно Лефевр: VAM Drilling Руководитель департамента регионального маркетинга и технической поддержки в Европе, Африке и СНГ

Нобухиде Сато: TenarisNKKTubes Руководитель подразделения бурильных труб, департамент проектирования изделий и контроля качества

Bruno Lefevre: VAM Drilling Regional Marketing and Technical Support Manager, Europe, Africa & CIS

Nobuhide Sato: TenarisNKKTubes Drill Pipe business head, Product Design & Quality Control department.

Емельянов Алексей Викторович: TMK Заместитель Генерального директора по техническому сопровождению продаж и взаимодействию с потребителями по вопросам качества Emelyanov Alexey Viktorovich: TMK Deputy General Director for Technical Sales Support and Quality Control

Алексей Вахрушев: Aquatic Engineering Руководитель департамента по прикладному инжинирингу и стандартизации Alexey Vakhrushev: Aquatic Engineering Application Engineering and Standardization Manager

В этой заметке, посвященной круглому столу по технологиям, ROGTEC представляет взгляд на последние технологические новинки, предлагаемые производителями бурильных труб со всего мира. Вернувшись к нашему обычному формату, мы также излагаем мнения о некоторых вспомогательных продуктах для бурильных труб, в том числе о таких элементах, как трубная резьба, внутреннее пластиковое покрытие и твердосплавная наплавка.

In this issues technology roundtable feature, ROGTEC looks at the latest technology advancements being offered from drill pipe manufacturers from around the world. In an expansion to our normal format, we also include opinions from some of the ancillary products used in conjunction with drill pipe, including pipe thread compound, internal plastic coatings and hardbanding.

ИЗГОТОВИТЕЛИ ТРУБ

1. What advantages do premium pipes have over standard API / GOST pipes and their benefits for drilling contractors and operators?

1. Какие преимущества имеют трубы с улучшенными эксплуатационными характеристиками по сравнению с трубами по стандарту API и ГОСТ, и какой экономический эффект они предлагают буровым подрядчикам и операторам? VAM Drilling (Vallourec Group): Преимущества стальных бурильных труб с улучшенными эксплуатационными характеристиками по сравнению с трубами, соответствующими стандартам API или ГОСТ включают: Двухупорные резьбовые соединения (такие как VAM EIS, VAM EXPRESS) Повышенная прочность на кручение Увеличенный срок службы Увеличенная периодичность ремонта Возможность дополнительной, сверхпредусмотренной пo API, перенарезки резьбы благодаря увеличенному расстоянию под ключ замковых соединений

» » » » »

60 ROGTEC

PIPE MANUFACTURERS

VAM Drilling (Vallourec Group): Advantages of premium steel pipe as compared to API or GOST pipes include: Double shoulder connection (such as VAM EIS, VAM EXPRESS) Higher torsional strength Longer running life Better repair rate More tool joint re-cuts possible due to longer tong space Better fatigue resistance due to longer internal upsets Additional safety margins Better toughness (impact test) when using NS1 or DS1 specifications or special grades (VM-150, VM 135 DP-LT etc)

» » » » » » » »

Benefits for drilling contractors and operators include the reduction of non-productive time and the increased efficiency of drilling parameters. Using premium pipe will save you time & money. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Technology Roundtable: Drill Pipe & Ancillary Products

Джейсон Арнольди: Arnco Technology Вице-президент по развитию Jason Arnoldy: Arnco Technology Vice President, Development

Джон Постл: Postle Industries Президент компании John Postle: Postle Industries President

Феликс Кухоль: NOV Tuboscope Руководитель отдела продаж защитного покрытия для труб

Колин В. Рамси: Bestolife Corporation Представитель в Европе, России и Великобритании

Felix Kukhol: NOV Tuboscope Pipe Coating Sales Manager

Colin W. Rumsey: Bestolife Corporation Representative: Europe / Russia / UK

Повышенная усталостная прочность благодаря удлиненной внутренней высадке Увеличенный коэффициент надежности Повышенная прочность (ударная вязкость) при использовании спецификаций NS1 или DS1 или запатентованных марок стали (VM-150, VM135DP-LT, т.д.)

» »

Преимуществами для буровых подрядчиков и операторов являются снижение непроизводительного времени и повышение эффективности бурения. Использование бурильных труб с улучшенными эксплуатационными характеристиками позволяет экономить время и деньги. Tenaris: Улучшенные бурильные трубы имеют ряд преимуществ по сравнению со стандартными трубами. Например, при эксплуатации в условиях очень низкой температуры они могут выдерживать удары с энергией до 80 Дж при температуре минус 40°C. Запатентованные марки стали придают бурильной трубе большую стойкость к механическим воздействиям (высокую прочность) или повышенную устойчивость к коррозии (работа в присутствии сернистых соединений). Кроме этого, замковые соединения с конусной резьбой (такие бурильные замки, как Tenaris DSTJTM и Wedge Series 500TM) позволяют операторам и подрядчикам использовать более высокие значения вращающего момента. Более длинные бурильные замки также расширяют возможности бурильной трубы для повторной нарезки резьбы, что продлевает срок их службы. К тому же, имея одинаковый внутренний диаметр на www.rogtecmagazine.com

Питер Фарман: Jet-Lube Руководитель отдела нефтепромысловых продаж компании Peter Farman: Jet-Lube Oilfield Sales Manager

Tenaris: Premium pipes have several advantages over standard pipes. When operating in very low-temperature environments, for example, they can resist forces of 80 Joules at minus 40 degrees Celsius. Proprietary steel grades allow for drill pipe that is more resistant (High Strength) or better equipped to avoid corrosion (Sour Service). Additionally, tool joints with double shoulder (such as Tenaris’s DSTJTM and Wedge Series 500TM tool joints) provide operators and contractors with higher levels of torque resistance. Longer tool joints also extend the re-cut capability of drill pipe, thereby prolonging their lifetime. And having equal internal diameter for the pin and box ends of a joint produces bores with smoother hydraulic flow characteristics. In general, premium pipe will afford greater durability and reduced repair rates than API drill pipe. TMK: A considerable portion of cost savings resulting from the use of improved drill pipes is achieved by extending their useful life compared to standard GOST or API drill pipes. The application of special technical solutions in materials, design, and technology of improved drill pipe production claim to considerably decrease their consumption per meter, to improve hydrodynamic, energy, time indicators of drilling, and to decrease the risks of complications during drilling, construction, and further operation of wells. Aquatic: Before answering your question, I would like to point out that Aquatic Company, which I represent, manufactures aluminium drill pipes (ADP), which are different both from premium and standard API/GOST steel pipes. The difference relates mostly to their performance

ROGTEC 61

ИНТЕРВЬЮ концах с наружной и внутренней резьбой, соединение образует проходные отверстия с характеристиками, обеспечивающими повышенную ламинарность потока жидкости. В общем, улучшенные трубы обеспечивают повышенную надежность и пониженную частоту ремонта по сравнению с бурильными трубами, соответствующими стандарту API. TMK: Существенная часть экономического эффекта от применения улучшенных бурильных труб складывается из увеличенного ресурса их эксплуатации по сравнению со стандартными бурильными трубами по ГОСТУ или API. Применение специальных технических решений в материалах, конструкции и технологии производства улучшенных бурильных труб существенно снижают их расход на метр проходки, улучшают гидродинамические, энергетические, временные показатели бурения, а так же снижают риски получения осложнений в бурении, строительстве и дальнейшей эксплуатации скважин. Акватик: Прежде чем ответить на вопрос, хочу заметить, что компания Акватик, которую я представляю, изготавливает алюминиевые бурильные трубы (ADP), которые отличаются как от улучшенных, так и от стандартных стальных труб, соответствующих API/ГОСТ. Их отличия скорее относятся к эксплуатационным характеристикам, в то же время они почти одинаковы со стандартными стальными бурильными трубами по конфигурации и методам производства работ. Вот почему мои ответы в основном будут относится к трубам ADP. Трубы ADP в два раза легче, оставаясь при этом относительно прочными. Они позволяют увеличить глубину бурения для существующих буровых установок, снизить нагрузку и момент, поскольку их вес в воздухе составляет половину веса аналогичных стальных труб. При погружении в буровой раствор они теряют 35-50% своего веса в воздухе, по сравнению с 13-21% для стальных труб. Их применение позволяет снизить транспортные расходы и уменьшить износ подъемного оборудования буровой установки. Алюминиевые бурильные трубы могут заменить также специальные бурильные трубы антикоррозийного исполнения в скважинах содержащих H2S или CO2, поскольку алюминий почти нейтрален по отношению к этим вызывающим коррозию веществам. Замки бурильных труб антикоррозионного исполнения ADP изготовлены из специальной устойчивой к коррозии стали. Включение труб ADP в бурильную колонну позволяет уменьшить вибрацию, распространяющуюся от бурового долота к буровой установке. Напряжения, возникающие в стенках труб ADP при искривлении ствола, почти в три раза меньше по сравнению со стальными трубами просто потому, что алюминий имеет другие физические свойства. Вот почему

62 ROGTEC

properties, while their configuration and handling procedures are most alike with standard steel drill pipes. That is why my answers will mostly be related with ADP. ADP are twice lighter, while being relatively strong. They can increase the reach of existing rigs, reduce load and torque, as their weight in air is only a half of the weight of similar steel pipes. When exposed in drilling mud they can lose 35-50% of their weight in air, compared to 13-21% for steel pipes. Their application can reduce transportation costs and decrease the wear of rig handling equipment. Aluminium drill pipes also can replace special sour service drill pipe in wells with H2S or CO2, as aluminium is almost neutral to these corrosive agents. Tool joints for sour service ADP are made of special corrosion resistant steels. Inclusion of ADP in a string can lower the rate of vibrations going from the bit to the rig. The stress appearing in pipe walls when ADP is bent in a dogleg is almost three times less, compared to steel pipe, just because aluminium has different material properties. Thus ADP are suitable for drilling sidetracks with higher deviation rates. Other advantages can be mentioned, but it’s a long talk, usually it takes me an hour to run through all advantages of aluminium drill pipes. 2. What factors should contractors or operators consider before selecting their drill string? VAM Drilling (Vallourec Group): There are numerous factors that must be taken into account by contractors and operators when selecting a drill string. It is imperative that each drill string composition be adapted to specific well design. If a well is deviated, for instance, it is better to use premium pipe with double shoulder connections rather than API in order to improve torque and rate of penetration. In Extended Reach Wells, on the other hand, the use of high strength material is strongly recommended in order to improve tension capacity. Finally, for Sour Service environments, it is imperative that appropriate Sour Service Grades are chosen in order to reduce the risk of Sulfide Stress Cracking. Taking specific well parameters into consideration guarantees a successful drilling program. Tenaris: Operators will need to pay close attention to multiple technical aspects, which will vary depending on the type of well to be drilled. For horizontal wells, the use of a high-torque, double-shouldered connection is imperative. For extended-reach and deep water wells, in addition to hightorque, double-shouldered connections, it’s essential that the drill pipe is made of a highly strong material to increase tension capacity. In wells with a high concentration of H2S gas, the use of Sour Service drill pipe is recommended in order to avoid sulfide stress cracking failures. TMK: The following factors affecting the composition of, and the load on the drill pipe string need to be considered for the www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Основные конструктивные особенности и преимущества • Улучшает качество и повышает технику безопасности спуско-подъемных работ благодаря уменьшению числа подготовительных операций с трубами. • Исключает необходимость нанесения смазки при спуско-подъемных работах. • Сводит к минимуму воздействие 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 будут использованы для соединений Wedge Series 500™ и других высокопрочных соединений 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 резьбовой смазки. Развитая комплексная служба технической поддержки, а также цеха по ремонту и обслуживанию соединений, делают технологию Dopeless® самым оптимальным техническим решением для сухих бессмазочных соединений, используемых в самых сложных условиях эксплуатации.

www.tenaris.com/tenarishydril www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 63

ИНТЕРВЬЮ трубы ADP подходят для бурения боковых стволов с высокими темпами набора кривизны скважины. Можно упомянуть и другие преимущества, но это займет много времени, обычно требуется целый час, чтобы рассказать обо всех преимуществах алюминиевых бурильных труб. 2. Какие факторы следует учитывать подрядчикам и операторам при выборе бурильной колонны? VAM Drilling (Vallourec Group): Существует множество факторов, которые должны учитываться подрядчиками и операторами при выборе бурильной колонны. Очень важно, чтобы компоновка каждой бурильной колонны была подобрана в соответствии с особенностями конструкции скважины. Например, для бурения наклонно-направленной скважины, целесообразнее использовать бурильные трубы улучшенной конструкции с двухупорными резьбовыми соединениями, нежели трубы по стандарту API, с тем чтобы повысить крутящий момент и скорость проходки. Для скважин с большим отходом от вертикали настоятельно рекомендуется использование высокопрочных марок стали для повышения сопротивления растягивающим нагрузкам. Наконец, при эксплуатации в скважинах, содержащих сероводород, обязательно использование специальных сероводородостойких марок стали, минимизирующих риск сульфидно-коррозионного растрескивания под напряжением. Учет конкретных параметров скважины гарантирует успешное выполнение плана бурения. Tenaris: Операторы должны внимательно учитывать множество технических аспектов, которые варьируются в зависимости от типа скважины. Для горизонтальных скважин обязательным является использование конических трубных соединений для передачи большого крутящего момента. Для скважин с большим отклонением от вертикали и глубоководных скважин, помимо использования конических трубных соединений для передачи большого крутящего момента, очень важно, чтобы бурильная труба была изготовлена из высокопрочного материала для повышения прочности на растяжение. В скважинах с высокой концентрацией H2S, рекомендуется использовать бурильные трубы в антикоррозионном исполнении, чтобы избежать растрескивания под действием напряжений в сульфидсодержащей среде. TMK: Для правильного, наиболее рационального выбора конструкции улучшенных бурильных труб необходимо учитывать следующие факторы, влияющие на компоновку и нагрузки колонны бурильных труб : тип скважины – нефтяные, газовые, геологоразведочные; месторождения - на суше или в прибрежном шельфе (со стационарных или плавучих буровых установок);

» »

64 ROGTEC

proper selection of the design of improved drill pipes: well type – oil, gas, geological survey; fields – onshore or coastal shelf (from fixed or floating drill units); well profile – vertical, directed, horizontal, S-shaped; process operations – drilling, core recovery, bellying, reaming, borehole calibration, lowering casing parts on drill pipes, drilling out cement plugs (including those inside the casing); drilling methods – rotary method with the use of bottom hole motors (electric drills), combined method; risk of possible drill pipe contact with a highly aggressive/ corrosive (containing hydrogen sulfide, in particular) environment; operating conditions with high or abnormally low temperature conditions of pipe storage and manipulation.

» » » » » » »

Aquatic: Well trajectory, drilling parameters, formation behavior prognosis. We help making proper selection of drill string with ADP, when we are asked to. This task also requires a long experience in doing such selection. 3. What are the challenges and solutions for drilling wells in Arctic conditions in Russia? VAM Drilling (Vallourec Group): In environments with temperatures lower than -40° C pipes are subject to embrittlement and subsequent failure. Failure will most likely occur in the upset area due the concentration of stress which occurs there. Solutions include using low temperature grades like VAM Drilling’s VM 135 DP-LT with high levels of toughness (impact test) even at -60°C which helps prevent brittle failures which occur in low temperature. Our pipes have been certified by VNIIGAZ for use in severe arctic environments. Tenaris: From a drill pipe perspective, one of the main challenges facing operators developing wells in the Arctic region is dealing with the extremely cold weather. Tenaris has been helping Russian operators to address this and other issues in the Arctic. VNIIGAZ, the research institute of GAZPROM, has certified high toughness drill pipe manufactured by Tenaris. TMK: From the drill pipe operation perspective, the key complexity is low temperatures. Drill pipe operation in the Arctic region presumes that the drill string should include low-temperature drill pipes at ambient temperatures. Promptly after the drill-pipe stand has been included in the working drill pipe string, substantial workloads will be applied to it. Until all pipes have obtained slurry operating temperature, all their structural items must be highly resistant to brittle crushing. To avoid brittle crushing in drill pipe structures, all materials used in the pipe and tool joint designs, as well as welding seams, must be highly durable www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

профиль скважины – вертикальный, наклонно направленный, горизонтальный, S-образный; технологические операции – бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов ( в т.ч. в нутрии обсадной колонны); способы бурения – роторный, с использованием забойных двигателей (электробуров), совмещенный; риск возможного контакта бурильных труб с высоко агрессивной, в т.ч. сероводородосодержащей средой; условия работы бурильных труб при высоких температурах и условия хранения и манипуляции трубами при аномально низких температурах.

» » »

Акватик: Траектория ствола скважины, параметры и режимы бурения, геологический разрез. Мы помогаем правильно скомпоновать бурильную колонну с трубами ADP, когда нас просят об этом. Подобная задача требует многолетнего опыта для выполнения такого выбора. 3. Какие сложности существуют при бурении скважин в арктических условиях в России и каковы их решения? VAM Drilling (Vallourec Group): В условиях низких температур, ниже -40°C. происходит охрупчивание металла и последующее разрушение труб. Хрупкое разрушение чаще всего происходит в области высадки

and meet the necessary cold endurance required for arctic conditions. TMK has developed, in conjunction with VNIIGAZ, special requirments for drill pipe used in arctic/ below normal temperatures by Gazprom. Aquatic: Main challenge is cold temperature and lack of communications. Both factors are favorable for application of aluminium drill pipes. They require less transportation costs, being twice lighter, and they do not become brittle like steel at extremely low temperatures. A good example may be the liquid nitrogen containers which are always made of aluminium. 4. Extended Reach and horizontal drilling are becoming more and more common in Russia. What solutions do you have for these complex deviated wells? VAM Drilling (Vallourec Group): VAM Drilling offers specific solutions for complex deviated wells including: Special high grades including VM-140, VM-150 and VM 165 which are used to produce lighter drill pipes required to minimize torque and drag in ultra Extended Reach Wells. Premium double shoulder connections including VAM EIS and VAM Express which set a new connection performance standard at cost efficiencies similar to those of API. Special hole cleaning solutions including our Hydroclean product line which reduces or eliminates problems

» » »

ИНТЕРВЬЮ трубы, подверженной более высокой концентрации напряжений в связи с изменением толщины. Одним из решений является использование хладостойких марок стали, разработанных компанией VAM Drilling, например, VM 135 DP-LT, с высокой ударной вязкостью (при испытании на удар) даже при -60°C, что помогает предотвратить хрупкое разрушение. Наши трубы прошли сертификацию ООО «ВНИИГАЗ» и адаптированы для использования в суровых арктических условиях и районах Крайнего Севера России. Tenaris: Что касается бурильных труб, одной из главных проблем, встающей перед операторами, эксплуатирующими скважины в Арктике, является воздействие чрезвычайно холодных погодных условий. Компания Tenaris помогает российским операторам решать эту и другие проблемы в арктическом регионе. ВНИИГA3, научно-исследовательский институт Газпрома, выдал сертификат на бурильные трубы с высокой ударной вязкостью, изготовленные компанией Tenaris. TMK: С точки зрения эксплуатации бурильных труб основной сложностью являются низкие температуры. Эксплуатация бурильных труб в арктических широтах предполагает включение в колону бурильных труб имеющих низкую температуру, равную температуре окружающей среды. Сразу после включения свечи в рабочую колонну бурильных труб к ней прилагаются существенные эксплуатационный нагрузки. До того момента пока трубы приобретут рабочую температуру от бурового раствора все их конструкционные элементы должны иметь высокое сопротивление хрупкому разрушению. Для исключения хрупких разрушений в конструкциях бурильных труб на ряду с высокой прочностью все материалы, применяемые в конструкции трубы и замка, а так же сварные швы имеют необходимую хладостойкость для аномально низких температур. Для основного потребителя бурильных труб в хладостойком исполнении ООО “Газпром” в ОАО “ТМК” разработаны и согласованы с ООО “Газпром ВНИИГАЗ” технические условия, где отражены специальные требования к трубам в хладостойком исполнении. Акватик: Главная проблема заключается в низкой температуре и отсутствии постоянного транспортного сообщения. Оба этих фактора делают предпочтительным использование алюминиевых бурильных труб. Поскольку такие трубы в два раза легче, расходы на их транспортировку меньше, и при сверхнизких температурах они не охрупчиваются так, как стальные. Примером могут служить контейнеры для жидкого азота, которые всегда изготавливаются из алюминия. 4. Бурение горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали становятся все более популярным в России. Какие решения Вы предлагаете

66 ROGTEC

associated with cuttings build-up and excess torque and drag in complex or non conventional wells. Services specially adapted to your needs in order to guarantee performance: • Drill string design including specific pipe dimensions and drill string composition • Running assistance and services

Tenaris: Complex deviated wells such as those being increasingly developed in Russia are extremely demanding for both pipe body and pipe connection. At Tenaris we are able to manufacture High Strength drill pipe using very robust proprietary steel grades (for example NKS140 or NK-S150), which offer improved delayed fracture resistance. Our Wedge Series 500TM family in particular is recognized for its field-proven robustness. TMK: An important indicator for drilling such wells is the ability of pipes to resist fatigue breakdowns, together with their high strength. Tool joints must transmit torques considerably greater than in standard structures. For such wells, TMK supplies specially designed TDS and TDSA series drill pipes, as well as high-strength drill pipes with special upset design and an ultra-strong DEXTER tool joint. Aquatic: The main challenge in drilling horizontal and extended reach wells is serious drag which appears in horizontal sections. This drag depends on weight which pushes drill string to the borehole lower wall. Twice the reduction of weight with application of aluminium drill pipes can proportionally reduce the drag of the drill string. Proper composition of drill string assembly, with ADP on the horizontal section, where they reduce drag, and steel pipes at upper intervals, where most strength is needed, can increase the length of existing extended reach wells by additional 20-30%. 5. What additional safety margins can be gained from using standards beyond API or GOST (NS1, DS1, NORSOK or customised specifications)? VAM Drilling (Vallourec Group): NS1 and DS1 are specifications originating from the North Sea and Canada respectively while NORSOK originates from Norway. These specifications are designed to increase fatigue resistance, safety margins and reliability of pipes. Beyond these main specifications, customized specifications can be developed together with pipe manufacturers to meet specific drilling challenges including improving the cleanliness of steel used as well as pipe tolerances. Tenaris: The reason these well-known specifications are so valuable is because they help oil and gas exploration and production companies to avoid catastrophic structural failures. The concept behind them is “Leak before Break” (or wash-out before twist-off). In order to meet this criterion, drill pipe must www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW для таких сложных скважин? VAM Drilling (Vallourec Group): Компания VAM Drilling предлагает высокоэффективные решения для бурения сложных наклонно-направленных скважин: Специальные высокопрочные марки стали VM 140, VM-150 и VM-165, которые используются для производства более легких бурильных труб для того, чтобы снизить скручивающие и осевые нагрузки в скважинах с очень большим отходом от вертикали. Фирменные двухупорные резьбовые соединения, такие как VAM EIS и VAM EXPRESS, которые установили новый стандарт для резьбовых соединений, сравнимый по экономической эффективности с соединениями по API. Специальные решения по очистке ствола скважины, включая трубы серии Hydroclean, для устранения проблем, связанных со скоплением бурового шлама и чрезмерными скручивающими и осевыми нагрузками в сложных и нестандартных скважинах. Предоставление сервисных услуг в соответствии с потребностями Заказчика: • Дизайн бурильной колонны с заданными размерами труб и компоновкой бурильной колонны • Сопровождение спуско-подъемных операций и предоставление рекомендаций по вводу в эксплуатацию

be able to demonstrate high toughness properties. Thanks to the outstanding cleanliness of the steel we produce at Tenaris, we can supply drill pipe with unparalleled robustness that not only meets but also exceeds these specifications. TMK: TMK engineering services work closely with the drilling contractors’ engineering services to assess the most dangerous conditions in the process of drill pipe operation and to implement a number of drilling processes associated with the application of pipes. Where required, additional safety factors for specific drill pipe load conditions are defined jointly with the customer. Using these additional specifications during the manufacturing process, we provide the customer with the advantage of loads that can be added to the drill pipe during operation, by, for example, reducing the tolerances on the thickness of the walls. Aquatic: Application of customized industry standards can give additional safety margins. Still their implementation will require increase in cost of the drilling process. Each company operating in certain country follows its own documented rules and procedures, based on country’s laws and company’s experience. For most countries ISO standards are applicable, they provide sufficient safety margins, and have duplicates as national standards. ISO standards can be used as basis requirement, additional customized industry standards can be used as an option.

ИНТЕРВЬЮ Tenaris: Сложные скважины с отклонением от вертикали, бурение которых в России растет, чрезвычайно требовательны как к телу трубы, так и к трубному соединению. Компания Tenaris способна изготовлять высокопрочные бурильные трубы из очень прочных запатентованных марок стали (например, NK-S140 или NK-S150), которые имеют улучшенное сопротивление к замедленному разрушению. В частности, семейство продуктов Wedge Series 500TM компании получило всеобщее признание за проверенную в полевых условиях прочность. TMK: Для бурения таких скважин важными показателями является способность труб при высокой прочности противостоять усталостным разрушениям. Замки должны передавать значительно большие крутящие моменты, чем стандартные конструкции. Для таких скважин ТМК поставляет бурильные трубы специальной конструкции серии TDS и TDSA, а также высокопрочные бурильные трубы со специальной конструкцией высадки и сверхпрочным замком DEXTER. Акватик: Основной проблемой бурения горизонтальных скважин и скважин с большим отклонением от вертикали являются значительные силы сопротивления, возникающее на горизонтальных участках. Эти силы зависят от веса, с которым бурильная колонна давит на нижнюю стенку ствола скважины. Двойное снижение веса при использовании алюминиевых бурильных труб позволяет пропорционально уменьшить силы сопротивления бурильной колонны. Правильный подбор компоновки бурильной колонны, с трубами ADP на горизонтальном участке, где они снижают сопротивление, и стальными трубами в верхних интервалах, где требуется большая прочность, позволяет увеличить длину существующих скважин с большим отходом от вертикали дополнительно на 20-30%. 5. Какие дополнительные коэффициенты безопасности можно обеспечить, используя стандарты, помимо API и ГОСТ (NS1, DS1, NORSOK или специально разработанные спецификации)? VAM Drilling (Vallourec Group): Cпецификации NS1 и DS1 были разработаны для бурения в Северном море и в Канаде, а NORSOK - для Норвегии. Данные спецификации предусматривают повышение усталостной прочности металла, коэффициента безопасности и надежности труб. Помимо данных спецификаций для решения особо сложных задач бурения мы можем предложить Заказчику создать принципиально новые спецификации с использованием сталей с улучшенным химическим составом и с минимальными допусками. Tenaris: Ценность широко известных спецификаций заключается в том, что они помогают компаниям,

68 ROGTEC

6. What associated services do you offer to optimise drilling performance? VAM Drilling (Vallourec Group): VAM Drilling offers a wide variety of services to improve your performance: Before drilling Assistance in drill string design Customer specification design VAM Schools - rig crews and drilling contractor training

» » »

During drilling 24/7 onshore and offshore onsite running assistance Efficient pipe preparation Support of VAM Drilling engineers

» » »

After drilling Performance analysis Qualified licensee workshops located near all major oil and gas fields

» »

Tenaris: Ever since we started manufacturing drill pipe in 1953, we have been recognized as a leading provider of value added services. We conduct intensive field failure analysis and have a policy of continuous improvement which we implement in cooperation with our customers. This allows us to offer a number of associated metallurgical services while ensuring consistent quality control from steel making to welding. In addition, we offer field services through a local team of Russian field service specialists that can assist customers wherever in the country their projects happen to be. These services include training, inspection of drill pipe at the rig site, running assistance and threading assistance. TMK: TMK – a company producing the entire range of national steel drill pipes – has sufficient scientific and industrial potential and a well-developed oil service business infrastructure located in close proximity to key oil and gas regions. The company can organize a complex and a relatively wide scope of services in the area of drill pipes and a number of drill string design components. The goal is to decrease the cost of the drilling process implementation for our customers, providing high quality service and support. Aquatic: We offer engineering services which include drill string analysis and selection of proper drill string assembly for each certain application, as well as support of our customers in carrying out inspection and problem elimination. We work on constant improvement of our products, our engineering team is ready to make all the necessary modifications to our products, if requested. 7. How do you see drilling in Russia in the future? What are you developing for meeting these challenges? VAM Drilling (Vallourec Group): As oil fields become increasingly difficult to reach, drilling in Russia, like in the rest of the world, will become more complex. We can www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW ведущим разведку и добычу нефти и газа, избежать катастрофических отказов конструкции. За ними стоит концепция «течь до разрыва» (или некритический отказ перед обрывом). Чтобы удовлетворять этому критерию, бурильная труба должна обладать свойствами, обеспечивающими высокую ударную вязкость. Благодаря высокой чистоте стали, производимой компанией Tenaris, мы можем поставлять бурильные трубы с не имеющей равных надежностью, которые не только соответствуют этим спецификациям, но и превосходят их. TMK: Технические службы ТМК тесно сотрудничают с инженерными службами буровых подрядчиков, оценивая наиболее опасные условия при эксплуатации бурильных труб при выполнение трубами ряда технологических операций в бурении. При необходимости определяются, совместно с потребителем, дополнительные коэффициенты безопасности для конкретных условий нагрузок на бурильные трубы. Используя дополнительные спецификации при производстве труб потребитель получает выигрыш в нагрузках, которые возможно приложить к бурильным трубам во время эксплуатации, за счёт снижения допусков по толщине стенок, например. Акватик: Применение улучшенных промышленных стандартов позволяет обеспечить дополнительный коэффициент безопасности. Однако их внедрение потребует повышение стоимости процесса бурения. Каждая работающая в определенной стране компания следует собственным правилам и методам работы, основанным на существующем в стране законодательстве и опыте компании. В большинстве стран применимы стандарты ISO, они обеспечивают достаточный коэффициент безопасности и дублируются национальными стандартами. Стандарты ISO можно использовать в качестве основных требований, дополнительные специализированные промышленные стандарты можно использовать по выбору. 6. Какие сопутствующие услуги Вы предлагаете для оптимизации эксплуатационных характеристик при бурении? VAM Drilling (Vallourec Group): Компания VAM Drilling предоставляет широкий перечень сервисных услуг: Перед бурением Дизайн бурильной колонны Разработка технических спецификаций в соответствии с потребностями Заказчика VAM School – тренинги для буровых бригад и подрядчиков по бурению

» » »

Во время бурения Круглосуточная (24/7) поддержка во время спуска на

www.rogtecmagazine.com

therefore expect more of ERD wells, offshore drilling and drilling in Arctic environments. VAM Drilling is dedicated to providing innovative solutions for its clients. In the coming years, you can expect new high performance products and the support of increasingly knowledgeable and customer oriented individuals. We’re always looking to develop new solutions including: New steels for low temperatures, Sour Service, high strength grades for ERD applications; Gas tight solutions; New hole-cleaning innovations.

» » »

Tenaris: Russia has vast untapped oil and gas reserves, and bringing those resources to the surface will involve a series of operational, environmental, economic and logistical challenges. Tackling each of these challenges will call for careful consideration when it comes to the tubular technologies that operators will require to drill new wells. From our mill in Japan, we are developing a strategic drill pipe division to meet growing demand for our products and services from customers in the CIS region. We are also committed to the development of new products that will complement and expand our range of High Strength, High Toughness, and Sour Service drill pipe for highly demanding wells. TMK: The development of perspective fields in Russia will be connected with the application of advanced drilling technologies that also require innovations in drill pipe specifications. For such purposes, TMK has established the TMK Premium Service innovation company, aimed at satisfying the drill pipe market needs for high-technology and energy-efficient products. Within a short space of time, experts within TMK - Premium Service made significant breakthroughs in the production of drill pipes in Russia. Our current production meets the increasing requirements of drilling companies active in well construction both on and offshore in remote regions of the Far North and Arctic.

ROGTEC 69

ИНТЕРВЬЮ суше и на шельфе Эффективная подготовка бурильных труб к эксплуатации Инженерная поддержка VAM Drilling

» »

После бурения Анализ эксплуатационных характеристик Сопровождение по инспекции и ремонту труб в лицензированных сервисных цехах, расположенных вблизи всех основных крупных месторождений нефти и газа.

» »

Tenaris: С тех самых пор, когда компания начала изготовление бурильных труб в 1953 году, она была признана лидером в предоставлении дополнительных услуг. Был проведен интенсивный анализ эксплуатационных отказов и разработан принцип непрерывного совершенствования, который мы реализуем в сотрудничестве со своими заказчиками. Это позволяет нам предлагать множество сопутствующих металлургических услуг, обеспечивая в то же время непрерывный контроль качества от производства стали до сварки. Кроме этого мы предлагаем обслуживание в промысловых условиях с привлечением местных групп российских специалистов по полевому техническому обслуживанию, оказывая заказчикам помощь в той стране, где они осуществляют свои проекты. Эти услуги включают обучение, технический контроль бурильных труб на буровой площадке, помощь при спуске и свинчивании труб. TMK: ТМК - компания, производящая весь спектр отечественных стальных бурильных труб имеет достаточный научно-производственный потенциал и достаточно развитую инфраструктуру нефтесервисных предприятий приближенную к основным регионам нефте-газодобычи может организовать комплексный и достаточно широкий сервис в области бурильных труб и целого ряда элементов компоновки бурильной колонны. Цель такого сервиса – снизить затраты буровых подрядчиков и операторов для обеспечения процесса бурения, при этом предоставить должное инженерное сопровождение и высокого качества услугу. Акватик: Мы предоставляем инженерные услуги, которые включают анализ бурильной колонны и выбор правильной компоновки бурильной колонны для каждого конкретного варианта применения, а также поддержку наших заказчиков в проведении технического контроля и решении возникающих проблем. Мы работаем над постоянным улучшением нашей продукции, группа наших инженеров готова, при необходимости, внести все требуемые изменения в нашу продукцию.

70 ROGTEC

Aquatic: Drilling in Russia will become more complex. The percentage of horizontal wells will increase. Aluminium drill pipes will be the right instrument meeting growing challenges. At the same time we are developing new products which will be claimed by the developing market. These include aluminium spiral ribbed drill pipe, aluminium tubing and casing. Offshore drilling will become more demanded. We have some aluminium alloy products for sea application as well, they are risers of different kinds: drilling and production riser. HARDBANDING Hardbanding is not as prevalently used in Russia as it is in other regions across the world. In what situations would you recommend to operators and contractors that HB is applied to strings in Russia? VAM Drilling (Vallourec Group): In deviated wells, Hard Banding is strongly recommended to reduce the wear that occurs on the tool joint due to casing friction. When in open hole, Russia’s aggressive geology formations make it important to apply hard banding to your tool joints in order to prolong their lifetime. Tenaris: Applying hardbanding would be particularly beneficial in horizontal and extended-reach wells where tool joints in an open hole can be severely worn out due to the existence of a hard layer in the formation being drilled. TMK: We suggest applying protective hardbanding to tool joints in the process of drilling inside casing to protect both the casing and the tool joint from damage. Key casing wear areas: first section of the marine riser (flexible connection); mouth, preventer; upper casing joint below the mouth within the range of 0-1800m; wells with a high-level crookedness interval; well profile dog-legs; S-shaped wells; areas emerging under high side loads and strong extension of the drill pipe string; areas with bad casing cementation, etc.

» » » » » » » »

As we can see, there are relatively many causes that may lead to casing damage and their elimination will require considerable resources. On the other hand, the tool joint drum also can also wear down in the open well shaft which, in turn, will cause premature breakdown of the drill pipe string and, therefore, increase drilling costs. Aquatic: Hardbanding is not as common in Russia as in other places of the world. This accounts to the traditional www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Óæå â Ðîññèè!

«…Âûñîêîýôôåê òèâíûå òåõíîëîãèè ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ ïîâûøàþò ýêñïëóàòàöèîíí ûå ïîêàçàòåëè áóðèëüíûõ òðóá è ñâîäÿò ê ìèíèìóìó èçíîñ êîëîíí…»

Èííîâàöèîííûå ðåøåíèÿ êîìïàíèè Postle Industries, Inc â îáëàñòè ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ òðóá Hardbanding Drill Pipe

(òåõíîëîãèÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ áóðèëüíûõ òðóá) îáåñïå÷èò ðÿä íîâûõ ïðåèìóùåñòâ Íåñìîòðÿ íà òî, ÷òî òåõíîëîãèÿ Drill Pipe Hardbanding èçâåñòíà 60 ëåò, åå ïðåèìóùåñòâà íåäîñòàòî÷íî èçó÷åíû. Äîïîëíèòåëüíûå çàòðàòû íà ïîâåðõíîñòíîå óïðî÷íåíèå ðàññìàòðèâàëèñü êàê èçëèøíèå ðàñõîäû. Âìåñòî ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ, óâåëè÷èâàþùåãî ñðîê ñëóæáû áóðèëüíûõ çàìêîâ, íåêîòîðûå áóðîâûå êîìïàíèè ïðåäïî÷èòàëè çàìåíÿòü áóðîâóþ òðóáó ïîñëå çàâåðøåíèÿ ïåðèîäà íîðìàëüíîé ýêñïëóàòàöèè áóðèëüíûõ çàìêîâ. Òåïåðü êîìïàíèÿ Postle Industries äîêàçàëà íà ïðàêòèêå, ÷òî âûãîäû îò èñïîëüçîâàíèÿ ôèðìåííîé ïðîâîëîêè Tuffband ® NC è Duraband ® NC äëÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ äàëåêî ïðåâîñõîäÿò äîïîëíèòåëüíûå çàòðàòû íà ïîâåðõíîñòíîå óïðî÷íåíèå, ýêîíîìÿ áóðîâûì êîìïàíèÿì òûñÿ÷è äîëëàðîâ. Òåõíîëîãèÿ Drill Pipe Hardbanding ïîçâîëÿåò ýêîíîìèòü òûñÿ÷è äîëëàðîâ Îáñàäíûå êîëîííû — áîëüøàÿ ïðîáëåìà îïåðàòîðîâ ãàçîâûõ è íåôòÿíûõ ïðîìûñëîâ. Òåõíîëîãèÿ Tuffband® NC è Duraband® NC ïðåäîòâðàòèò îáðàçîâàíèå îòâåðñòèé â êîëîííàõ. Áóðîâûå ïîäðÿäíûå ôèðìû îáåñïîêîåíû, êàê ïðîäëèòü ñðîê ñëóæáû áóðèëüíûõ çàìêîâ. Ïðàâèëüíûé âûáîð ïðîâîëîêè äëÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ óâåëè÷èò ñðîê ñëóæáû áóðèëüíûõ çàìêîâ âî ìíîãî ðàç. Òåõíîëîãèè Tuffband® NC & Duraband® NC ïîâûøàþò ïðîèçâîäèòåëüíîñòü è ñíèæàþò ðàñõîäû íà ïîâòîðíîå èñïîëüçîâàíèå Òåõíîëîãèÿ Tuffband® NC îáåñïå÷èâàåò î÷åíü âûñîêîå ñîïðîòèâëåíèå èñòèðàíèþ Òåõíîëîãèÿ Duraband® NC îáåñïå÷èâàåò ñàìóþ íàäåæíóþ çàùèòó áóðèëüíûõ çàìêîâ Êàê òåõíîëîãèÿ Tuffband® NC, òàê è òåõíîëîãèÿ Duraband® NC îòëè÷àþòñÿ 100% ðåìîíòîïðèãîäíîñòüþ. Ñëîé ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ ìîæåò íàíîñèòüñÿ íà ñòàðûé ñëîé, ñíèæàÿ ðàñõîäû íà ïîâòîðíîå èñïîëüçîâàíèå Øòàá-êâàðòèðà â ÑØÀ, ã. Êëèâëåíä, øòàò Îãàéî sparky@postle.com 216-265-9000

Çà áîëåå ïîäðîáíîé èíôîðìàöèåé îáðàùàéòåñü â êîìïàíèþ POSTLE INDUSTRIES INC

Åâðîïà/Ðîññèÿ Colin Duff Colin@mathiesonweld.co.uk +44 1563 820 505

www.HardbandingSolutions.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71

ИНТЕРВЬЮ 7. Ваше видение бурения в России в будущем? Какие разработки Вы ведете для решения этих задач? VAM Drilling (Vallourec Group): В связи с появлением удаленных месторождений, бурение в России, как и в остальном мире, усложняется. Поэтому мы ожидаем увеличение скважин с большим отходом от вертикали, развитие бурения на шельфе и в условиях Арктики. Компания VAM Drilling специализируется на предоставлении инновационных решений для своих Заказчиков. В ближайшие годы появятся новые высокоэффективные виды продукции и услуг, отвечающие потребностям Заказчика. Мы постоянно работаем над совершенствованием таких инновационных решений как:

» Разработка марок стали для эксплуатации

в условиях низких температур, кислой среды; высокопрочные марки стали для применения в скважинах с большим отходом от вертикали; Газогерметичные соединения; Инновационные технологии для очистки ствола скважин от бурового шлама.

» »

Tenaris: Россия обладает огромным количеством не вскрытых нефтяных и газовых запасов, и поднятие этих природных ресурсов на поверхность связано с рядом эксплуатационных, экологических, экономических и материально-технических проблем. Решение каждой из этих проблем требует тщательного рассмотрения, с точки зрения выбора технологии труб, которая потребуется операторам для бурения новых скважин. Для удовлетворения растущего спроса на нашу продукцию и услуги со стороны заказчиков из стран СНГ, на нашем заводе в Японии создан стратегический отдел по бурильным трубам. Мы также заинтересованы в разработке новой продукции, которая дополнит и расширит ассортимент износостойких, высокопрочных и устойчивых к коррозии бурильных труб для скважин с повышенными требованиями. TMK: Освоение перспективных месторождений в России будет связано с применением передовых технологий в бурении, которые в свою очередь потребуют инноваций в технических характеристиках бурильных труб. Для этой цели в ТМК создана инновационная компания ТМК - Премиум Сервис, в задачи которой входит удовлетворение рынка бурильных труб высокотехнологичной, энергоэффективной продукцией. За короткое время специалистами ТМК - Премиум Сервис сделан значительный технологический прорыв в производстве бурильных труб в России. Предлагаемая продукция в значительной мере удовлетворяет возросшие потребности буровых компаний при строительстве скважин на суше и на море, в труднодоступных регионах Крайнего Севера и Арктики.

72 ROGTEC

application of downhole motors along with rotation of the drill string versus rotary drilling, which is more common outside Russia. Still, nowadays hardbanding gains its market in Russia. In case of rotary drilling in hard formations, is the first thing, which comes to my mind. Other applications may be considered as well. For example, better cuttings transport requires, in some cases, rotation of the drill string up to 180 RPM, pipe without hardbanding will not last long in such conditions. Hardbanding is said to reduce the wear of the casing, is another “pro” for its recommending. 1. Why do you feel HB is not widely utilised in Russia? Arnco: Drilling in Russia up until the 1990’s was largely dominated by the use of aluminum drill pipe (ADP). Tungsten carbide has always been in use, applied to ADP as an initial application after manufacturing and onto the small percentage of traditional steel pipe in use. Casingfriendly harbanding products emerged in the early 1990’s, which also coincided with a major downturn in drilling activity in Russia. This prevented wide-spread knowledge and interest in the use of new advanced hardbanding materials. Since then, and especially in recent years, this has changed as the benefits of advanced, casing-friendly hardbanding have been realized in Russia. Postle Industries: Hardbanding is closely linked to oil and gas drilling activity. As drilling activity increases, the need for hardbanding increases. Hardbanding technology has existed for over 60 years, but for many companies in the drilling industry, the benefits are not well known. Instead of hardbanding to extend tool joint life, some companies simply replace drill pipe after the tool joints have lost their useful life. For many years, hardbanding was seen primarily as a maintenance cost, to be avoided if possible. Even for application on new drill pipe to prevent wear, some companies consider hardbanding to be an extra cost that is unnecessary until after being used in the hole. Drilling companies are now seeing that hardbanding can save them thousands of dollars. NOV: Price and lack of information on the benefits of hardbanding. The industry has probably not done a good job of educating Drilling Engineers, Operators and Drilling Contractors in Russia. It’s been proven many times over the past 30-40 years that hardbanding does extend the life of tooljoints and that bare tooljoints do cause damage to casing. 2. What benefits does HB bring to Russian operators and drilling contractors? Arnco: Hardbanding, like many other established drilling services and solutions, delivers measurable long term cost efficiencies and a proven return on investment for operators and contractors alike. Operators benefit by www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Акватик: Бурение в России постоянно усложняется. Увеличивается процент горизонтальных скважин. Для решения все более сложных проблем нужен соответствующий инструмент, такой, как алюминиевые бурильные трубы. Одновременно мы разрабатываем новые изделия, которые востребованы развивающимся рынком. К ним относятся алюминиевые бурильные трубы со спиральным оребрением, алюминиевые насосно-компрессорные и обсадные трубы. Более востребованным станет бурение морских скважин. В нашем ассортименте имеются также некоторые изделия из алюминиевого сплава для морского применения, в частности водоотделительные колонны (райзеры) различных типов: для бурения и для эксплуатации. HARDBANDING (поверхностное упрочнение бурильных труб) Метод наплавки твердого сплава не нашел такого широко применения в России, как в других регионах по всему миру. Вопрос к производителю труб: В каких ситуациях Вы бы рекомендовали операторам и подрядчикам применять наплавку твердого сплава на бурильных трубах в России? VAM Drilling (Vallourec Group): При бурении наклоннонаправленных скважин мы рекомендуем использовать Project1_RUSSIAN AD QUARK, LAYOUT 11/26/10 6:16 PM Page 1 бурильные трубы с нанесением наплавки твердого

preventing casing wear, eliminating casing failures and reducing frictional forces while rotating. Drilling contractors can significantly extend the life of the tool joint with use of highly durable hardbanding products. As a widely accepted measure towards protecting drill string and casing assets, the application of casing-friendly hardband material is required for most drilling programs managed by international oil companies. One example, that generated scientifically measured results, took place in 2005 when Weatherford supplied Chevron with a drill string for their Captain Drilling Campaign with Arnco 300XT applied. Using an analytical approach, Weatherford estimated that the new quality control measure of applying Arnco 300XT to all tool joints resulted in savings of US$3 Million. (Campaign details – Location: U.K. North Sea, Number of wells: 6, Formation: Highly abrasive, unconsolidated sands, Hole size: 12-1/4in., Angle: 90° max, Casing: 9-5/8 L80, Footage: 27,771 ft, Rotational hours: 461.3) Postle Industries: Hardbanding provides economic benefits to both Operators and Drilling Contractors, who have opposing strategies of hardbanding. Since Operators own the casing, they do not want to wear a hole in their casing. For the Drilling Contractor, the interest is extending the life of the tool joint. When drilling was mostly vertical, very little attention was given to casing wear. However,

По износоустойчивости и производительности можно сравнить лишь с выносливостью и результативностью бегуна на марафонскую дистанцию

Морские и наземные объекты

Возможность повторного нанесения покрытия

Защитные материалы других конкурентов исчезали также быстро, как и появлялись. Но спустя почти два десятилетия износостойкое покрытие Armacor M Star по-прежнему считается лучшим на рынке по длительности срока эксплуатации обсадных труб с низким коэффициентом износа.

Поверхностное упрочнение трубопроводов

Проверенная в эксплуатации эффективность защитных покрытий Armacor M Star выделяетcя среди других по следующим показателям: ● Испытания соответствуют отраслевым стандартам или превос ходят их ● Превращение материала в аморфное состояние и его низкий коэффициент трения сравнимы с прекрасными результатами, полученными при нанесении покрытия ● Дополнительные затраты незначительны в сравнении с полной стоимостью бурильной трубы ● Полная стоимость в течение всего эксплуатационного цикла меньше, чем у конкурирующей продукции

www.armacor.com

ЖИДКОМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ПОКРЫТИЯ

Поверхностное упрочнение обсадных труб и бурильных замков

Liquidmetal Coatings, LLC 805B FM 2821 Road West Huntsville, Texas 77320-3133, USA (800) 541.6555

ИНТЕРВЬЮ сплава для защиты замков от износа обсадной колонной. Нанесение наплавки твердого сплава на замки увеличит срок службы труб при бурении скважин в открытом стволе, с агрессивными геологическими образованиями. Tenaris: Нанесение покрытия методом hardbanding особенно эффективно в горизонтальных скважинах и скважинах с большим отходом от вертикали, где замки бурильных труб в открытом стволе могут подвергаться значительному износу из-за наличия твердого слоя в пробуриваемых геологических образованиях. TMK: Рекомендуется использовать наплавку защитного сплава на поверхность замка при бурения внутри обсадной колонны, для защиты последней от поврждения буровым замком. Основные области износа обсадной колонны: первая секция морского стояка (гибкое соединение); устье, привентор; верхнее соединение обсадных труб ниже устья в интервале 0-1800м; скважины с высокорасположенным интервалом искривления; резкие искривления профиля скважины; S- образные скважины; зоны, образующиеся при высоких боковых нагрузках и сильном растяжении колонны бурильных труб; зоны плохого цементирования обсадной колонны, и т.д.

as drilling has gone deeper, and multi-directional, the technology of hardbanding has become a significant factor and increasingly important. For Operators, it has been proven that a “bare tool joint” will wear a hole in the casing and hardbanding will not wear a hole in the casing. For the Drilling Contractors, the right hardband will extend the life of the tool joint many times over. NOV: Operators: If drilling in cased hole is required then hardbanded drillpipe will benefit drilling operations by decreased casing wear and decreased coefficient of friction allowing more efficient drilling. Drilling Contractors: By maintaining a good hardband program, pipe owners can see a greater return on their investment in drillpipe by extending the life of the tooljoints and reducing the number of joints downgraded for circumferential wear.

» » »

3. How would the client select which HB material is best to use for their specific well construction plan? Not from their experience.

Arnco: A highly durable product that also exhibits very low casing wear is good for any well construction plan, cased or open-hole. The combination of metallurgical factors that affect hardbanding performance can be challenging to understand and interpret. As a pioneer in the casingfriendly hardbanding market, Arnco has always invested a significant amount of effort and time into educating customers. There are a number of ways to evaluate the expected performance of a hardbanding product, many of which are included and explained on Arnco Technology’s website. Most importantly, downhole performance, ease of application / reapplication and price should always be considered when selecting a hardbanding alloy.

» » » »

Как видно достаточно много причин конструкционного и технологического происхождения могут приводить к повреждениям обсадной колонны, на устранение которых понадобятся не малые ресурсы. С другой стороны бочка бурового замка так же может изнашиваться в открытом стволе скважины, что в свою очередь приведет к преждевременному выходу колонны бурильных труб из строя и соответственно увеличит затраты на бурение Акватик: Метод Hardbanding не так распространен в России, как в других регионах мира. Это связано с традиционным применением забойных двигателей вместе с вращением бурильной колонны, в отличие от роторного бурения, которое более распространено за пределами России. Однако в настоящее время метод hardbanding завоевывает свое место на рынке России. В случае роторного бурения в твердых геологических образованиях, это решение - одно из первых. Также можно рассматривать и другие варианты применения. Например, в некоторых случаях требуется улучшить вынос шлама, при вращении бурильной колонны с частотой 180 об/мин, труба без покрытия методом hardbanding не проработает долго в таких условиях. Метод Hardbanding, можно добавить, уменьшает

74 ROGTEC

Postle Industries: The products that are available today are all considered “casing friendly”, so the concerns from the Operators should be satisfied. From the Drilling Contractors perspective, they need to consider how much tool joint protection is required and how abrasive are the drilling conditions. We produce two products, Tuffband and Duraband. Tuffband offers very good abrasion resistance, while Duraband offers the best protection for the tool joint, and both are casing friendly. Another important consideration is the re-application cost. If the previous hardband layer has to be removed before a new one is applied, the cost of the work can increase by 400%. Both Tuffband and Duraband can be re-applied over themselves without removing the previous layer. By choosing the right hardband, and planning for re-applications, considerable money can be saved. NOV: In some areas Operators have computer software that can pinpoint problem areas for casing wear. By studying these well profiles, engineers can determine the severity of www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW износ обсадной колонны, это еще одно «за», чтобы рекомендовать его. 1. Почему Вы считаете, что наварка твердого сплава не широко применяется в России? Arnco: До 1990 г. в России для буровых работ использовались преимущественно алюминиевые бурильные трубы (АБТ). При этом всегда использовался карбид вольфрама, наносящийся на АБТ в качестве первичного покрытия после изготовления, а также на небольшое количество традиционно применяемых стальных труб. Продукция из твердосплавных наплавок с низким коэффициентом износа обсадных труб появилась в начале 1990 г., что совпало по времени с существенным сокращением объемов буровых работ в России. Это воспрепятствовало широкому распространению знаний и заинтересованности в использовании новых прогрессивных материалов для твердосплавных наплавок. С тех пор, особенно в последние годы, положение дел изменилось, поскольку в России осознали преимущества современных твердосплавных наплавок, обладающих низким коэффициентом износа обсадных труб. Postle Industries: Твердосплавные наплавки тесно связаны с буровыми работами при добыче нефтии газа. Поскольку объемы буровых работ растут,растет и

anticipated casing wear and therefore make an informed decision of which hardband would better serve each well profile. PIPE DOPE Would you recommend that pipe dope be applied to all your products? VAM Drilling (Vallourec Group): All VAM Drilling pipe is supplied with connection protection dope and it is important to apply additional running dope on the rig floor in order to avoid thread damage while making-up the connection. Applied properly, dope can guarantee correct make-up torque values subject to the proper definition of friction factors. Tenaris: Yes. We stipulate the application of dope as mandatory in all drill pipes because, among other reasons, it helps to protect connections from rust. For casing and tubing we offer our Dopeless® technology, a dry multifunctional coating that is applied to the connection by the pipe manufacturer in the controlled, industrial environment of the mill ensuring consistent quality and operational reliability. Aquatic: Yes, pipe dope shall always be applied. We use mainly tool joints which completely meet requirements

Эволюция продолжается...

1992 “3000”®

1999

2004

Ultra

NM Special

“3010”®

Настало время четвертого поколения экологически чистых многокомпонентных смазок — Bestolife “4010” NM — нетоксичных смесей, поддающихся биологическому разложению и обеспечивающих превосходную защиту и качество работы в любых условиях. Решение Bestolife “4010” NM, являющееся последней ступенью эволюции резьбовых смазок для бурения, добычи и длительного хранения, выпущено в продажу лидирующим производителем смазок, компанией Bestolife. “4010” NM соответствует стандартам OSPAR HOCNF для северо-восточного региона Атлантики и региона Северного моря. “4010” NM зарегистрирован для использования в Великобритании и Нидерландах как химический продукт группы E классификатора OCNS и в Норвегии и Дании как трубная смазка желтой цветовой категории.

ИНТЕРВЬЮ потребность в твердосплавных наплавках.Технология твердосплавных наплавок существует ужеболее 60 лет, но многим компаниям, работающимв буровой промышленности, преимущества ееиспользования все еще неизвестны. Вместо того,чтобы продлить срок службы бурильных замковпри помощи твердосплавных наплавок, некоторыекомпании просто заменяют бурильные трубы позавершении срока эксплуатации бурильных замков.На протяжении многих лет твердосплавные наплавкирассматривались как источники расходов натехническое обслуживание, которых по возможностинеобходимо избегать. Даже в случае применениятвердосплавных наплавок на новых бурильных трубахв целях предотвращения износа некоторые компаниисчитают их источником дополнительных издержек,необходимость в которых отсутствует до тех пор,пока они не станут бывшими в эксплуатации. Сейчасже для буровых компаний стало очевидным, чтотвердосплавные наплавки могут сэкономить имтысячи долларов. NOV: Цена и отсутствие информации о преимуществах твердосплавных наплавок. Вероятно, отрасль еще не приложила достаточных усилий для обучения буровых инженеров, операторов и подрядчиков из России. За последние 30-40 лет много раз было доказано, что применение твердосплавных наплавок действительно продлевает срок эксплуатации бурильных замков, а также то, что бурильные замки без покрытия повреждают обсадные трубы. 2. Какой экономический эффект предлагает наварка твердого сплава буровым подрядным фирмам и операторам? Arnco: Как и многие другие традиционные услуги и решения, применяемые в сфере буровых работ, в долгосрочном периоде твердосплавные наплавки обеспечивают ощутимую экономию издержек и стабильную рентабельность инвестиций как для операторов, так и для подрядчиков. Выгода для операторов состоит в предотвращении износа обсадных труб и возникновения их неисправностей, а также в снижении силы трения при вращении. Использование высокопрочных твердосплавных наплавок позволит буровым подрядчикам значительно увеличить срок эксплуатации бурильного замка Применение твердосплавных наплавок с низким коэффициентом износа обсадных труб широко распространено для защиты бурильных колонн и самих обсадных труб, поэтому оно является обязательным условием большинства планов буровых работ, реализуемых интернациональными нефтяными компаниями. В качестве примера с научно обоснованными результатами измерений можно привести работы, имевшие место в 2005 г., в ходе которых компания

76 ROGTEC

of ISO 11961: the same threads and materials. The recommended dopes are the same as with other steel pipes. For aluminium connections, as in aluminium integral joint pipes and tubing, the dope shall be special. 1. What are the most important functions of pipe dope? Bestolife: Lubricate - Seal – Protect Provide sufficient lubricity to overcome initial friction between threads during initial stages of make-up. Prevent metal-to-metal contact and galling. Provide a leak proof seal between shoulders for drilling fluids. Control / prevent downhole make-up during drilling to avoid excessive stresses in the connection. Enable connection to be broken-out with less torque than at make-up. Leave no residue or plating on shoulders at breakout. Prevent corrosion of threads/shoulders during drilling operations, storage and transit.

» » » » » » »

Jet-Lube: They must effectively lubricate the drill pipe’s thread form during make up and break out, whilst keeping any adverse environmental impact to a minimum. This last point was the driver behind Jet-Lube’s decision, taken many years ago, to remove lead and zinc from our metallic compounds whenever possible. It was also this goal that led to the design and development of Jet-Lube’s “ECF” range of products, one of which being in conjunction with the major Norwegian operator, and all of which carry the highest possible HOCNF classification for a finished compound of “E” for the UK and Netherlands, and “Yellow” for Norway. As a point of interest, it was the advent of these biodegradable, non bio-accumulating “E” and “Yellow” classified thread compounds that led some of the thread manufactures to seriously re-evaluate the arguments in favour of continuing with “dopeless” technology research, as one of the reasons for this high cost product, environmental protection, had disappeared when JetLube’s ECF range of thread compounds came to the market place. I must confess to disliking the term “dope”. Pipe dope to me refers to the old technology products which consisted of little more than a base grease containing heavy metal particles, the presence of which was designed to assist in the makeup, and break out of drill pipe connections. Today’s products are more accurately referred to as thread compounds, such are the advances that have been made in recent years to the chemistry involved in the manufacturing process. Today’s compounds are highly engineered products, designed to meet the performance demanded by today’s more severe drilling requirements. (High or low temperatures, heavier string weights, faster rotary speeds, high mud pH and strong emulsifiers, high angles, etc.) www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Weatherford поставила компании Chevron бурильную колонну с применением наплавки Arnco 300XT для проекта Captain Drilling Campaign, осуществляемого Chevron. При помощи аналитического подхода Weatherford оценила, что новые меры по контролю качества с применением Arnco 300XT для всех бурильных замков позволили сэкономить 3 млн. долларов США. (Детали проекта – местоположение: британский шельф Северного моря, количество скважин: 6, породы: высокоабразивные неуплотненные пески, размеры скважины: 12-1/4 дюйма, угол: макс. 90°, обсадные трубы: 9-5/8 L80, длина в футах: 27 771, ротационных часов: 461,3) Postle Industries: Твердосплавные наплавки обеспечивают экономический эффект как для буровыхоператоров, так и для подрядчиков, использующихпротивоположные стратегии их применения. Поскольку обсадные трубыпринадлежат операторам, последние не желают, чтобыв их трубе под воздействием трения образоваласьдыра. Буровой подрядчик заинтересован в продлениисрока эксплуатации бурильного замка. Когда бурениебыло преимущественно вертикальным, износуобсадных труб уделялось крайне незначительноевнимание. Однако по мере увеличения глубиныбурения и применения направленного бурения технологиятвердосплавных наплавок становилась значительными все более важным фактором. Операторам былодоказано, что бурильный замок без покрытия протрет вобсадной трубе дыру, а твердосплавная наплавка – нет. Выгода подрядчиков будет состоять в том, что правильноподобранная твердосплавная наплавка продлит срокэксплуатации бурильного замка во много раз. NOV: Операторы: при необходимости выполнения буровых работ в обсаженной скважине, выгода от применения бурильных труб с твердосплавной наплавкой при их проведении будет состоять в снижении износа обсадной трубы и в снижении коэффициента трения, что позволит повысить эффективность бурения. Буровые подрядчики: внедрение эффективной программы использования твердосплавных наплавок позволит владельцам труб увеличить доходность капиталовложений в бурильные трубы за счет увеличения срока эксплуатации бурильных замков, а также сокращения количества замков, качество которых снизилось по причине окружного износа.

2. What key recommendations would you give on for doping application? Bestolife: Stir product thoroughly to re-blend any oil separation or settlement of component solids that may have occurred during shipment and storage. This is particularly critical for high density materials such as those containing lead and/or zinc. Ensure threads and shoulders of both pin and box are clean and free of drilling fluids or other contaminant residues prior to the application of the compound. Apply an even coating of thread compound to the threads and shoulder(s) of both pin and box. It is important to apply to both internal and external shoulders of box end connection on double shouldered (DSTJ) connections. Replace lid on container after use to prevent contamination.

» »

KEY ISSUE: Application (or lack of) of the pipe dope when making up / running connections. Unless there is a good coating of compound uniformly covering the entire contact surface area of the pin and box, and especially, the shoulders, there is the risk that it may be unable function correctly and prevent metal to metal contact or create a leak proof seal between the shoulder faces - a process that absorbs part of the make-up torque energy during compacting / flattening / squeezing of the solid particles into a seal. In which case this additional (surplus) energy will be transferred into the connection and it will over tighten - and be difficult, if not impossible to break-out. Jet-Lube: Upon opening the pail, in the case of a metallic compound, the product should be stirred with either a brush or other suitable device to re-blend any oil separation, or settling of the component solids that may have occurred during shipment and storage. With a non-metallic, stirring should also take place especially if using a compound of a thixotrophic nature (stiffens upon sitting but softens with mixing) such as a Jet-Lube ECF product. Care should be also be taken that at no time contamination of the compound in the container occurs, i.e. dirt and other debris.

3. На основании каких критериев заказчик выбирает оптимальный материал наварки твердого сплава для конкретного плана строительства скважины?

Under no circumstances should any material such as diesel fuel, kerosene, motor oil, etc. be added to the compound to improve ease of application. Thinning may make it easier to apply but contamination or adulteration can change the friction factor of the compound, and also degrade the galling resistance properties. Unfortunately this practice is not uncommon in Russia, and other parts of the world especially when temperatures are low. Used motor oil is often the “thinning agent” of choice Russian sources report.

Arnco: Высокопрочное изделие, обеспечивающее крайне низкий уровень износа обсадных труб,

The thread compound should be applied liberally and uniformly to the entire contact surface of both the pin

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 77

ИНТЕРВЬЮ хорошо подходит для любого плана строительства скважины – как с обсаженным, так и с необсаженным стволом. Понимание и объяснение комбинации металлургических факторов, влияющих на эффективность работы твердосплавных наплавок, может оказаться крайне сложным. Как пионер на рынке твердосплавных наплавок с низким коэффициентом износа обсадных труб, компания Arnco всегда вкладывала огромные усилия и время для обучения персонала клиентов. Существует много способов оценки ожидаемой эффективности продукции из твердосплавных наплавок, причем большинство таких способов изложено на домашней странице компании Arnco Technology вместе с соответствующими пояснениями. При выборе сплава для твердосплавной наплавки крайне важно учитывать необходимую эффективность работы в скважине, легкость в использовании/повторном использовании и цену.

and box. The practice of slapping a “gob” of compound on one side of the pin or box and depending on the pipe rotation during make-up to distribute the compound over the connection surface, as was common with the high percentage lead or zinc compounds, is not sufficient for most of the nonmetallic thread compounds. If the pins are doped while tripping or when the pipe is on a rack, care should be taken to ensure that when the string is stood up on the rig floor prior to running, that the compound does not pick up contaminants (e.g. dried mud, etc.) off the rig floor. Certain drilling mud additives can make adhesion difficult. In these cases the joints can be sprayed/ washed after tripping then apply the compound to the pins before racking the pipe, as opposed to trying to reapply compound dope the box while such mud is still present. 3. Are there specific GOST standards or operator requirements for dope when operating in different regions in Russia, i.e. arctic, onshore etc? What are your solutions for these regions? Bestolife: Legalization, regulations and standards covering the supply and use of thread compounds and other chemicals for oil and gas exploration in Russia follow a similar pattern to those we encounter elsewhere in the world. They cover occupational health, safety and impact on environment. Major operators such as Gasprom JSC and Sakhalin Energy have their own technical qualification requirements, as do drill pipe manufactures such as TMK, Tenaris and VAM Drilling.

Postle Industries: Считается, что существующаяна сегодняшний день продукция обладает низкимкоэффициентом износа обсадных труб, поэтомуопасения операторов должны быть рассеяны. Чтокасается буровых подрядчиков, им необходимоподумать, насколько сильной должна быть защитабурильных замков и насколько велико абразивноедействие среды бурения. Мы производим дванаименования продукции: Tuffband и Duraband. Tuffbandобладает очень высокой износоустойчивостью, тогдакак Duraband обеспечивает максимальную защитубурильного замка, при этом оба изделия имеютнизкий коэффициент износа обсадных труб. Другимважным фактором является стоимость повторнойнаплавки. Если предыдущее износостойкое покрытие должно быть удалено перед нанесением нового, то стоимост работ может возрасти до 400%.

78 ROGTEC

We are well qualified to meet these requirements using the knowledge and experience gleaned from nearly 80 years dedicated to producing the finest quality products for every situation. Beginning with founder I. H. Grancell’s ‘Bestolife 270, the first thread compound to combat galling, seizing and downhole makeup, through to current generation eco-sensitive Bestolife “4010”NM we have researched and formulated compounds for unique environments, offering a diverse line-up of superior products. Bestolife’s motto has remained constant since the 1930s: No matter the condition, Bestolife has the solution, whether it is onshore in Western Siberia, offshore in the arctic cold of the Barents and Pechora Seas or the environmentally sensitive Sakhalin Island. Jet-Lube: There are currently over three thousand active GOST R standards but to date Jet-Lube is not aware of any of these standards pertaining specifically to thread compounds, nor have any of our end users referred to such a standard requirement for these types of product. The drilling companies operating throughout Russia that use our compounds do so having initially conducted their own in house product testing and qualification procedures. Other participants of this discussion might have more information, but as far as I know whilst there is word that www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Как Tuffband, так и Duraband могут быть повторно нанесены поверх остатков такой же наплавки. Благодаря правильному выбору наплавочного покрытия и своевременному его восстановлению можно сэкономить существенные деньги. NOV: В некоторых случаях операторам приходит на помощь программное обеспечение, позволяющее обнаружить проблемные участки, в которых можно ожидать износа обсадных труб. Изучение таких профилей скважины позволяет инженерам определить серьезность ожидаемого износа обсадных труб и принять компетентное решение о том, какую твердосплавную наплавку лучше применить для каждого профиля скважины. ТРУБНАЯ СМАЗКА Рекомендуете ли Вы использовать трубную смазку для всех Ваших труб? VAM Drilling (Vallourec Group): Все трубы компании VAM Drilling поставляются с защитной смазкой на соединениях, также важно наносить на соединения эксплуатационную резьбовую смазку на буровой площадке во избежание повреждения резьбы при свинчивании соединений. При правильном нанесении, эксплуатационная резьбовая смазка гарантирует верные показатели момента свинчивания с учетом правильного определения коэффициента трения резьбовой смазки. Tenaris: Да. Мы ставим условием обязательное нанесение трубной смазки на все бурильные трубы, поскольку, без учета всех остальных причин, это помогает защитить соединения от ржавчины. Для насосно-компрессорной и обсадной колонны мы предлагаем нашу технологию Dopeless®, сухое, многофункциональное покрытие, наносимое на соединение изготовителем трубы в контролируемых, промышленных условиях завода, что обеспечивает неизменное качество и эксплуатационную надежность. Акватик: Да, трубная смазка наносится всегда. Мы используем в основном замки бурильных труб, которые полностью соответствуют требованиям ISO 11961: та же резьбаи материалы. Рекомендуемые виды трубной смазки такие же, как и для других стальных труб. Для алюминиевых соединений, алюминиевых беззамковых бурильных и обсадных труб требуется специальная трубная смазка.

this situation might change in the future, at present, even if this is the case, it is in draft form only at best. With regard to how Jet-Lube provides solutions to the issues that arise from operating in this part of the world, as you might expect, with their ability to be applied at temperatures as low as minus 65 degrees Fahrenheit, JetLube’s arctic grade thread compounds are some of our most popular drilling products sales wise. 4. How widely used are environmentally acceptable dope compounds in Russia? What are the advantages / disadvantages compared with standard copper, lead and zinc based products? Bestolife: Use of eco-friendly compounds is growing. Demand likely to increase with offshore development projects such as the Shtokmanovskoye gas and Prirazlomnoye oil fields. In 1992 we introduced Bestolife“3000”®, the first totally nonmetal drilling compound to provide performance properties similar to heavy metal-based compounds. Bestolife 3010 Ultra followed in 1999; a product that has since become the most widely used eco-friendly pipe dope for offshore use worldwide, and the compound of choice for many international offshore drilling contractors and operators, irrespective of location, including Sakhalin Energy. In 2004 further development lead to the introduction of Bestolife “3010”®NM SPECIAL, the very first eco-friendly compound to be registered as Yellow in Norway to enable Statoil to commence drilling Snøhvit development wells in Barents Sea in January 2005. Today with the introduction of Bestolife “4010”NM, a genuine multi-purpose compound suitable for both drill pipe and premium metal-to-metal seal casing/tubing connections in super high chrome steels, there is little or no difference in downhole performance compared to standard heavy metal compounds. The main difference tends to be price with eco-friendly products appearing more expensive, however their much lower density and physical properties make them easier to apply in a thin even coating, thereby reducing consumption, minimising waste and release to the environment.

1. Какие основные функции трубной смазки?

Jet-Lube: The adoption of non-metallic compounds, including our biodegradable, non bio-accumulating, environmentally friendly drilling compound NCS-30 ECF, has been slow to date sales volume wise when compared to others within our drilling compound range. In that regard this market does lag behind the rest of the industry worldwide somewhat.

Bestolife: Смазка - уплотнение – защита Обеспечить достаточную смазку, чтобы преодолеть начальное трение в резьбе во время начальных

For instance NCS-30 ECF is widely used in the UK section of the North Sea, indeed three of the majors specify its use, while its use is wide spread in the Norwegian sector also.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

ИНТЕРВЬЮ этапов докрепления. Предотвратить контакт металла с металлом и задиры. Обеспечить герметичное для буровых флюидов уплотнение трубного соединения. Контролировать / предотвратить докрепление в забое скважины во время бурения, чтобы избежать чрезмерных напряжений в соединении. Обеспечить раскрепление соединения с меньшим моментом, чем при докреплении. Предотвратить образование осадка или металлизации на упорных торцах при раскреплении. Предотвратить коррозию резьбы/упорных торцов во время буровых работ, хранения и транспортировки.

» » » » » »

Jet-Lube: Она должна эффективно смазывать профиль резьбы бурильной трубы во время докрепления и раскрепления, при этом неблагоприятное воздействие на окружающую среду должно быть сведено к минимуму. Этот последний пункт был определяющим фактором для перехода на решения Jet-Lube, сделанного много лет назад, чтобы удалить, где возможно, свинец и цинк из наших смазочных материалов с металлическими добавками. Эта цель привела также к тому, что были разработаны и внедрены изделия Jet-Lube номенклатуры «ECF» (одно из них совместно с крупным норвежским оператором), относящиеся к самому высокому из возможных классов HOCNF для готового продукта: «E» для Великобритании и Нидерландов и «Yellow» для Норвегии. Что интересно, появление биологически разлагаемых, не склонных к биоаккумуляции резьбовых герметиков класса «E» и «Yellow» стало причиной серьезной переоценки некоторыми производителями резьбы аргументов в пользу продолжения технологических исследований, исключающих использование присадок, поскольку необходимость в защите окружающей среды как одном из доводов в пользу этой продукции с высокой себестоимостью отпала вместе с появлением на рынке продуктовой линейки герметиков ECF компании Jet-Lube. Признаюсь, что мне не нравится термин «трубная смазка». Для меня трубная смазка ассоциируется с продуктами старой технологии, которые состоят почти полностью из основного смазочного материала с добавлением частиц тяжелых металлов, присутствие которых призвано облегчить докрепление и раскрепление соединений бурильных труб. Современные продукты более точно называть смазочными смесями для резьбы, с учетом усовершенствований, сделанных за последние годы с привлечением химии в процесс изготовления. Современные смазочные смеси являются технологически сложными продуктами,

80 ROGTEC

That said, some of the more progressive Russian end users are either currently looking to change, or have changed, to our non-metallic offerings, so progress is being made from the environmental stand point. The advantages when considering these non-metallic, biodegradable compounds over the copper based products for instance, stem more from a usage point of view. Performance wise, there is little difference between the two, but as the Jet-Lube ECF products weigh less per gallon than any metallic compound, there is more volume of ECF product for any given fill weight of the pail than is present within a pail of heavy metal compound. This means the customer gets more compound for his money, and therefore, when applied correctly, more pins and boxes treated per pail of ECF than with a copper based product. With lead and zinc based compounds being heavier still, the amount variance is even greater. INTERNAL PIPE COATINGS What is the level of demand for Internal Plastic Coatings (IPC) in Russia at the moment? VAM Drilling (Vallourec Group): There is an increasing demand in Russia for IPC from major vertically integrated Oil & Gas Companies and we expect it to be a standard for all companies in the coming years due to aggressive environments. Thanks to IPC drill pipes are better protected against pitting corrosion and therefore eventual washouts. As a DP manufacturer we rather recommend application of IPC on all drill pipes. Tenaris: We haven’t had any special requests for IPC from Russian customers yet. However, we’d like to stress that we always recommend the application of IPC to avoid localized pitting occurring on the internal surface of tubular products. TMK: 2,500,000-3,000,000 TPA. Aquatic: I suppose that the level of demand is around 5%. 1. Coatings Supplier: How does IPC minimise the risk of drill string corrosion for contractors while drilling? NOV: Since most drilling mud’s are water-based, they are capable of causing extensive corrosion pitting due to entrained salts and from CO2 and H2S picked up from the formation. Aggravating this problem is the oxygen that is picked up as the mud circulates through the shaker and mud pit, which increases the mud’s corrosive nature. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW разработанными для сегодняшних более тяжелых условий бурения (высоких или низких температур, увеличенного веса колонны, повышенной скорости вращения, высокого значения pH бурового раствора и сильных эмульгирующих агентов, больших углов отклонения и пр.) 2. Какие ключевые рекомендации Вы можете предложить при использовании трубной смазки? Bestolife: Тщательно взболтайте продукт для повторного перемешивания всего выделившегося масла или осевших твердых компонентов, что может произойти во время доставки и хранения. Это, в частности, критически важно для материалов высокой плотности, которые содержат свинец и/или цинк. Убедитесь, что нарезка и упорные концы наружной и внутренней резьбы чисты и не загрязнены буровыми флюидами или другими загрязняющими материалами перед нанесением смазочной смеси. Нанесите ровный слой смазочной смеси для резьбы на нарезку и упорные торцы наружной и внутренней резьбы. Важно нанести смесь и на внутренние и на внешние упорные торцы внутренней резьбы соединений с двумя упорными торцами (DSTJ). Закройте контейнер крышкой после использования для предотвращения загрязнения.

» »

КЛЮЧЕВОЙ МОМЕНТ: Наличие (или отсутствие) трубной смазки при закреплении соединения / спуске. При отсутствии хорошего слоя смазочной смеси, равномерно покрывающего всю контактную поверхность наружной и внутренней резьбы, и особенно, упорных торцов, существует опасность, что соединение не сможет правильно выполнять свою функцию и предотвратить контакт металла с металлом или создать герметичное уплотнение между упорными торцами - процесс с поглощением части энергии крутящего момента докрепления, во время которого происходит прессование / смятие / сжатие твердых частиц с образованием уплотнения. В этом случае дополнительная (излишняя) энергия будет передаваться в соединение, и затягивать его слишком сильно – раскрепить его будет трудно, если вообще возможно. Jet-Lube: После открытия контейнера, в случае смазочных смесей с металлическими добавками, продукт следует перемешать кистью или другим подходящим приспособлением, чтобы вернуть в смесь выделившееся масло или осевшие твердые компоненты, что может произойти во время доставки и хранения. Не содержащую металлические добавки смесь также следует перемешать, особенно если используется www.rogtecmagazine.com

Corrosion can exacerbate the stresses that severe drilling operations inflict upon your drill pipe, leading to the rapid development of fatigue cracks and ultimately catastrophic downhole pipe failure. Approximately 85% of fatigue failures occur near the pipe’s upset area where the reduction in bodywall from the tool joint to the pipe body localizes the stresses adjacent to the upset region – causing a costly failure to occur relatively early in the life of your drill pipe. NOV Tuboscope’s internal plastic drill pipe coatings offer protection through the entire pipe internals. Preventing undue corrosion on the internal of the pipe is the first step in minimizing the stress isolations that can lead to pipe failure. Reduction in loss of the wall thickness also further extends the life of that drill pipe asset. The internal coatings utilized for drill string protection are thermoset materials. What this means is that during the coating application, the applied material is cured with temperature (typically between 220°C and 245°C). This will leave you with a highly crosslinked polymeric material capable of being a barrier to the drilling environment. During drilling operations, the coating can be exposed to a variety of corrosive species, so the coating type and application parameters must be sufficient for proper protection. So providing this physical barrier will stop the corrosive fluids from reaching the steel substrate therefore stopping the corrosion reaction from taking place. DJ Coatings: The application of internal coating presents a barrier between the corrosive fluids used during the drilling operation and the internal surface of the drill pipe. 2. Aside from corrosion what other problems can IPC solve and what benefits does this bring? NOV: There are two additional benefits that can be seen with the use of internal plastic coating: improved hydraulic performance and the mitigation of scale adhesion to the pipe surface. The internal coating, by nature, has a very smooth surface finish. The bare pipe surface will be ten times rougher than the internal coatings surface. What this will lead to is reduced friction generated at the surface from the fluid flow and this reduced friction leads to increased flow through a coated string of pipe. Flow rate increases of greater than 10% have been realized through coated drill strings versus bare strings. This improved hydraulic flow can lead to more fluid to the bit, better solids lift and removal, or even reduced utilities needed for the mud pumps. Additionally, the coating surface also provides for the mitigation of scale adhesion. On the surface, this does not immediately seem like a huge deal, but when you consider the detrimental issues that can be caused by scale and dislodged scale, you begin to see it true importance. Scale can clog up nozzles on the drill bit, clog up mud motors, minimize mud lift efficiency, and

ROGTEC 81

ИНТЕРВЬЮ смесь тиксотропной природы (твердый в статическом состоянии, но жидкий при перемешивании), например продукт Jet-Lube ECF. Также следует постоянно следить, чтобы контейнер со смазочной смесью не подвергался загрязнению, например грязью и другим мусором. Категорически запрещается добавлять в смазочную смесь любые вещества, такие как дизельное топливо, керосин, моторное масло и прочее, чтобы облегчить процесс нанесения. Растворители могут облегчить нанесение, но загрязнение или подмешивание может изменить коэффициент трения смазочной смеси, а также ухудшить ее противозадирные свойства. К сожалению, подобная практика широко распространена в России и других регионах мира, особенно с низкой температурой. Российские источники свидетельствуют, что в качестве «разбавителя» часто выбирается отработанное моторное масло. Смазочную смесь для резьбы следует наносить обильно и равномерно на всю контактную поверхность наружной и внутренней резьбы. Практика набрасывания «комка» смазочной смеси на одну сторону наружной или внутренней резьбы и надежда на то, что при вращении трубы во время докрепления смесь распределится по поверхности соединения, являющаяся широко распространенной при применении смазочных смесей с высоким процентным содержанием свинца и цинка, неприемлема для большинства смазочных смесей для резьбы, не содержащих металлические добавки. Если трубная смазка наносится на наружную резьбу во время спускоподъемных операций или когда труба находится в мостках, следует следить за тем, чтобы, когда колонна ставится на пол буровой вышки перед спуском, на смазочную смесь не попали загрязнения (например, высохший буровой раствор и пр.) с пола буровой. Некоторые добавки в буровой раствор могут ухудшить сцепление смазки. В таком случае соединения можно промыть после подъема, а затем нанести смазочную смесь на внешнюю резьбу перед установкой трубы в мостки, вместо того, чтобы пытаться повторно нанести смесь трубной смазки на внутреннюю резьбу при наличии оставшегося бурового раствора. 3. Существуют ли специальные стандарты ГОСТ или технические требования к смазке при ее использовании в различных регионах России, как например, в арктических регионах, на суше, и т.д.? Ваши решения для таких регионов? Bestolife: Законы, нормы и стандарты, регулирующие поставку и использование смазочных смесей для

82 ROGTEC

minimize hydraulic flow. When looked at in completion strings, scale can interfere with packer setting and can also dislodge and negatively impact the skin value of the prepared reservoir portion of the wellbore. DJ Coatings: While the main advantage of ipc is to prevent corrosion there is also some gain in the hydraulic efficiency of the smooth coated surface vs the rough surface of bare steel. In drill pipe the ipc reduces internal corrosion and scale formation that can ultimately flake and cause plugging of the fluid jets at the bit which will require that the pipe be withdrawn from the well so that the bit can be cleaned. For use in production wells the ipc can extend the life of the pipe many times that of bare pipe. In corrosive wells the steel pipe will be attacked agressively leading to penetration thru the wall and a failure which would involve arranging for a workover rig to remove the damaged pipe and replace with new material. The cost for this can be extensive and frequent. With ipc the period between workovers can be greatly extended saving money and downtime. In wells that produce oil heavy with parrafin the smooth surface of the ipc can reduce adherence of the waxy material to the pipe internal surface which will ultimately plug the bore and stop production. Ipc can greatly extend periods before mechancial or hydraulic cleaning is required. 3. How can an operator decide which material is best to use for their specific well environment? NOV: With several different coating materials available in drill pipe applications, understanding when to use one over the other can lead to even greater coating performance. Within our product line, we do not differentiate between our drill pipe coatings based on temperature or pressure capabilities. Where you will see the products differentiate themselves is in the realm of H2S resistance, chemical resistance and abrasion resistance. Knowing the expected well environment (concentration of corrosive species), expected chemical program (temperature of exposure and the concentration and type of chemical), and the type and frequency of pipe intervention (fracing, cementing, gravel packing, wireline runs, coiled tubing runs, etc) will allow you to choose the coating that will provide the most benefit for the given application. We do not expect the operator to decide on their own which coating will best suit their needs. NOV Tuboscope will be integral in the decision on which coating will best suit their environment. DJ Coatings: For production wells the most suitable ipc is determined by the fluid/gas composition flowing thru the pipe along with the temperatures that can be anticipated. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW резьбы и других химреагентов для разведки нефти и газа в России, имеют сходное содержание с теми, которые мы встречаем в других странах мира. Они охватывают вопросы охраны труда, безопасности и воздействия на окружающую среду. Крупные операторы, такие как ОАО Газпром и Сахалин Энерджи имеют собственные технические квалификационные требования, также как и такие изготовители бурильных труб, как TMK, Tenaris и VAM Drilling. Соответствовать этим требованиям нам помогает высокая квалификация, знания и опыт, полученный почти за 80 лет, посвященных изготовлению продукции высшего качества на все возможные случаи. От И. Х. Гранселла, создателя первой резьбовой смазочной смеси для борьбы с задирами, заеданием и раскреплением в забое скважины, до современного поколения экологически чистых смесей Bestolife Т4010УNM мы проводим исследования и ищем новые формулы смазочных смесей для уникальных условий эксплуатации, предлагая разнообразный ассортимент высококачественных продуктов. С 1930 года и до настоящего времени компания Bestolife остается верной лозунгу: Компания Bestolife имеет решение для любых условий, на материковой территории Западной Сибири, в арктических холодных водах Баренцева и Печорского моря или в экологически чувствительной зоне острова Сахалин. Jet-Lube: В настоящее время действует более трех тысяч стандартов ГОСТ Р, но на сегодняшний день компании Jet-Lube не известен ни один из этих стандартов, касающийся конкретно смазочных смесей для резьбы, и ни один из наших конечных пользователей не ссылался на такой стандарт, необходимый для продукции этого типа. Буровые компании, работающие на территории России и применяющие наши смеси, пользуются ими после проведения собственных испытаний продукции и допуска продукции к эксплуатации. Другие участники настоящего обсуждения, возможно, более информированы, но, насколько мне известно, хотя говорят, что ситуация может измениться в будущем, в настоящее время, даже в лучшем случае, он находится всего лишь в состоянии проекта. Что касается того, как Jet-Lube справляется с проблемами, возникающими при работах в этом регионе, то, как и можно было ожидать, благодаря тому, что наши составы допускают нанесение при температурах до –65 градусов по Фаренгейту (–53 градуса по Цельсию), наши смазочные смеси арктических марок оказываются одними из наиболее популярных наших продуктов для бурения по объемам продаж. www.rogtecmagazine.com

4. Насколько широко применяются экологически приемлемые смеси трубных смазок в России? Какие преимущества / недостатки по сравнению со стандартной продукцией на основе меди, свинца и цинка? Bestolife: Растет использование экологически чистых смазочных смесей. Вероятно, спрос увеличится в связи с проектами морской разработки таких месторождений, как Штокмановское газовое и Приразломное нефтяное. В 1992 г. мы представили продукт BestolifeТ3000УЁ, первую вообще не содержащую металлы смесь для бурения, обладающую свойствами, аналогичными смесям на основе тяжелых металлов. Продукт Bestolife 3010 Ultra последовал в 1999 г., с тех пор этот продукт стал наиболее широко используемой экологически чистой трубной смазкой для морских операций по всему миру, и эту смесь выбирают многие международные подрядчики и операторы морского бурения, независимо от их местоположения, включая Сахалин Энерджи. В 2004 г. дальнейшие разработки позволили представить продукт Bestolife “3010”®NM SPECIAL, самую первую экологически чистую смазочную смесь, зарегистрированную как «Yellow» в Норвегии, что дало возможность компании Statoil начать бурение разведывательных скважин Snшhvit в Баренцевом море в январе 2005 года. Сегодня с представлением продукта Bestolife Т4010УNM, оригинальной многоцелевой смазочной смеси, подходящей как для бурильных труб, так и для улучшенных с уплотнением металл-металл стальных соединений обсадной/насосно-компрессорной колонны из сталей со сверхвысоким содержанием хрома, имеется совсем небольшое или совсем отсутствует различие эксплуатационных параметров в забое скважины по сравнению со стандартными смесями на основе тяжелых металлов. Главная тенденция в отличии между ними заключается в цене, экологические продукты оказываются более дорогими, однако их значительно меньшая плотность и физические свойства позволяют легко наносить их тонким равномерным слоем, таким образом, снижая расход, сводя к минимуму потери и разливы в окружающую среду. Jet-Lube: Переход к смесям, не содержащим металлические добавки, включая наш экологичный продукт NCS-30 ECF, поддающийся биоразложению и не подверженный бионакоплению, в плане объемов продаж пока происходит медленно по сравнению с другой продукцией для бурения. С учетом этого этот рынок несколько отстает от остальной отрасли. К примеру, смесь NCS-30 ECF широко применяется в британском секторе Северного моря, три крупных

ROGTEC 83

ИНТЕРВЬЮ оператора даже предписывают использование именно этого продукта, и в норвежском секторе он также применяется повсеместно. Следует сказать, что некоторые наиболее прогрессивные конечные пользователи либо думают переходить, либо уже перешли на наши продукты без металлических добавок, поэтому в экологическом аспекте прогресс наблюдается. Преимущества биоразлагаемых смесей без металлических добавок по сравнению, например, с продуктами на основе меди, связаны, в основном, с процессом применения продукции. С точки зрения эксплуатационных характеристик различия между ними незначительны, но поскольку вес галлона Jet-Lube ECF меньше веса любой содержащей металлы смеси, при одинаковом весе заполненного контейнера объем продукта ECF будет больше, чем объем смеси c добавлением тяжелых металлов. Это означает, что заказчик получает больше смеси за те же деньги, и поэтому, при правильном нанесении, может с использованием одного контейнера продукта ECF смазать большее число замков, чем при применении продукта на основе меди. Если взять более тяжелые смеси с добавками свинца и цинка, то различие в объеме будет еще более значительным. ВНУТРЕННИЕ ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ ТРУБ Какой уровень спроса на внутренние пластиковые покрытия труб в России в настоящее время? VAM Drilling (Vallourec Group): В России наблюдается повышение спроса на внутреннее защитное покрытие со стороны крупных вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний. Надеемся, что в ближайшие годы нанесение внутреннего покрытия станет стандартным в условиях применения труб в агрессивной среде. Внутреннее защитное покрытие защищает бурильные трубы от точечной коррозии под воздействием хлоридов бурового раствора и абразивного износа труб. Как изготовитель бурильных труб мы рекомендуем наносить внутреннее защитное покрытие на все бурильные трубы. Tenaris: Мы еще не получали специальных требований от заказчиков из России на внутреннее защитное покрытие. Однако следует отметить, что мы всегда рекомендуем наносить внутреннее защитное покрытие, чтобы избежать местной точечной коррозии на внутренней поверхности трубных изделий.

84 ROGTEC

TMK: 2500-3000 тысячи тонн в год. Акватик: Я полагаю, что уровень спроса составляет около 5%. 1. Как внутреннее защитное покрытие труб сокращает риск коррозии бурильных труб для подрядчиков при бурении? NOV: Поскольку основой большинства буровых растворов является вода, они способны вызвать интенсивную точечную коррозию в результате попадание солей и образования соединений с CO2 и H2S, захватываемых из геологических образований. Усложняет проблему кислород, захватываемый при циркуляции бурового раствора через вибросито и амбар, который усиливает коррозионные свойства бурового раствора. Коррозия может усиливать напряжения, возникающие в бурильной трубе во время тяжелых буровых операций, приводя к быстрому развитию усталостных трещин и в конечном итоге к катастрофическому разрушению трубы в забое скважины. Приблизительно 85% разрушений металла от усталости происходит вблизи криволинейных участков, где уменьшение толщины стенки корпуса возле замков бурильной трубы совпадает с местным напряжением напротив криволинейного участка – вызывая слишком раннее для срока службы бурильной трубы повреждение, устранение которого обходится не дешево. Внутренне пластиковое покрытие бурильных труб NOV Tuboscope обеспечивает защиту вдоль всей внутренней поверхности трубы. Предотвращение нежелательной коррозии внутренней поверхности трубы является первым шагом для сведения к минимуму напряжений, которые могут привести к разрушению трубы. Снижение потерь толщины стенки также дополнительно продлевает срок службы бурильных труб. Для внутреннего защитного покрытия бурильной колонны используются термоусадочные материалы. Это значит, что во время нанесения покрытия покрывающий материал подвергается воздействию температуры (обычно от 220°C до 245°C). В результате получается высокосшитый полимерный материал, создающий барьер для окружающей среды при бурении. Во время бурильных работ покрытие может подвергаться воздействию различных вызывающих коррозию веществ, поэтому тип покрытия и параметры нанесения должны соответствовать требованиям защиты. Таким образом, создание физического барьера позволяет перекрыть доступ коррозийных жидкостей к стальной основе и предотвратить развитие процесса коррозии. DJ Coatings: Нанесение внутреннего покрытия создает барьер между коррозионными флюидами, используемыми при буровых работах, и внутренней поверхностью бурильной трубы. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW 2. Какие дополнительные проблемы, помимо коррозии, решает внутреннее защитное покрытие труб и какой экономический эффект оно предлагает? NOV: Использование внутреннего пластикового покрытия обеспечивает два дополнительных преимущества: улучшение гидравлических характеристик и сведение к минимуму образования солевых отложений на поверхности трубы. Внутреннее покрытие, по своей природе, имеет очень гладкую поверхность. Чистая поверхность трубы в десять раз менее гладкая, чем поверхность внутреннего покрытия. Это приводит к снижению трения, которое возникает между поверхностью и потоком флюида, что в свою очередь приводит к увеличению потока сквозь колонну труб с покрытием. Пропускная способность колонны бурильных труб с покрытием увеличивается более чем на 10% по сравнению с непокрытой колонной. Такое увеличение гидравлического потока обеспечивает поступление дополнительного флюида к долоту, лучший подъем и удаление твердых частиц, и даже уменьшение количества систем инженерного обеспечения, необходимых для насосов бурового раствора. Кроме этого, покрытие поверхности также обеспечивает снижение к минимуму образование солевых отложений. На первый взгляд сразу это не кажется значительным, но если учесть вред, который наносится солевыми отложениями и их удалением, становится ясной важность этого. Солевые отложения могут засорить сопла бурового долота, засорить забойный двигатель, снизить до минимума эффективность подъема бурового раствора и ограничить до минимума гидравлический поток. С точки зрения колонн для заканчивания скважин, солевые отложения могут создать помехи при установке пакера, а также вызвать смещение и отрицательно воздействующий скин-эффект разрабатываемого участка пласта ствола скважины.

что приводит к образованию отверстий в стенке и разрушению, после чего потребуется проведение капитального ремонта скважины для извлечения поврежденной трубы и замены ее новой. Затраты на это могут быть значительными и регулярными. Применение внутреннего защитного покрытия может значительно увеличит время до капитального ремонта, сохраняя деньги и время. В скважинах, из которых добывается нефть с большим содержанием парафинов, гладкая поверхность внутреннего защитного покрытия уменьшает прилипание вязких веществ к внутренней поверхности трубы, предотвращая возможное закупоривание ствола и прекращение добычи. Внутреннее защитное покрытие может значительно увеличить периоды между проведением необходимой механической или гидравлической очисткой. 3. На основании каких критериев оператор принимает решение относительно оптимального материала для конкретных условий скважины?

DJ Coatings: Хотя основное преимущество внутреннего защитного покрытия заключается в предотвращении коррозии, также оно заключается в получении лучших гидравлических характеристик за счет гладкой поверхности покрытия по сравнению с шероховатой поверхностью голой трубы. Внутреннее защитное покрытие уменьшает внутреннюю коррозию и образование солевых отложений в бурильных трубах, что может, в конечном итоге, привести к засорению и закупорке промывочных сопел долота, после чего потребуется извлечение трубы из скважины для очистки долота.

NOV: При наличии применяющихся для покрытия бурильных труб нескольких различных материалов, правильный выбор того или иного материала оказывает значительное влияние на эксплуатационные характеристики покрытия. При использовании нашего ассортимента продукции нет различий в свойствах покрытия бурильных труб в зависимости от температуры или давления. Как можно видеть продукты различаются по своей способности выдерживать воздействие H2S, химических и абразивных веществ. Наличие информации об ожидаемых условиях в скважине (концентрации коррозионных веществ), предполагаемой программы использования химреагентов (температурного воздействия, концентрации и типа химреагента), типа и частоты операций с трубами (гидроразрыв, цементирование, установка гравийного пакера, спуски каротажного кабеля, спуск гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра и пр.) позволит выбрать покрытие, которое обеспечит максимальную пользу в конкретных условиях применения. Мы не собираемся оставлять оператора в одиночестве в момент решения о выборе покрытия, наилучшим образом соответствующего его требованиям. Компания NOV Tuboscope участвует в принятии решения о выборе покрытия, наилучшим образом подходящего для условий эксплуатации заказчика.

При использовании в эксплуатационных скважинах внутреннее защитное покрытие может во много раз продлить срок службы труб по сравнению с трубами без покрытия. В коррозионных скважинах стальные трубы подвергаются воздействию агрессивной среды,

DJ Coatings: Наиболее подходящее защитное покрытие для эксплуатационных скважин определяется на основании относительного содержания жидкость/ газ, протекающего через трубу с учетом ожидаемой температуры.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC с Дэвидом Робсоном, Генеральным директором Tethys Petroleum Ltd ROGTEC talks Caspian Development with David Robson, CEO of Tethys Petroleum Ltd Д-р Дэвид Робсон Председатель, Президент и Главный исполнительный директор Tethys Petroleum Limited

Компания Tethys Petroleum стала играть значительную роль в нефтегазовой промышленности Казахстана, Узбекистана и Таджикистана. Могли бы Вы предоставить нашим читателям краткий обзор о Ваших последних ключевых достижениях и деятельности на этом рынке? Будучи единственной нефтегазовой компанией, работающей одновременно в трех республиках Средней Азии, мы достигли определенных результатов в рамках нашей деятельности в регионе: » Первые негосударственные разработки сухого газа в Казахстане. » Первое открытие промышленного месторождения нефти в геологическом районе под названием Северо-Устюртский бассейн. » Первый контракт на компенсационных условиях в Таджикистане. » Первое негосударственное бурение в Таджикистане. » Первый и единственный в Узбекистане контракт на повышение нефтеотдачи пласта. » Первое радиальное вскрытие пласта в регионе. Компания Tethys недавно привелекла инвестиции на сумму 100 миллионов долларов США – какие планы капиталовложений Вы имеете на эти деньги? Недавно привлеченный капитал, размером 100 миллионов долларов США, ориентирован на: » дальнейшие поисково-разведочные работы и ввод в эксплуатацию скважин открытого нами нефтяного месторождения Дорис в Казахстане; » расширение поисково-разведочных работ и добычи нефти в Таджикистане; и » потенциальное приобретение дальнейших активов нефтедобычи в Узбекистане.

86 ROGTEC

Dr. David Robson, B.Sc.,Ph.D, MBA, FGS Chairman, President and Chief Executive Officer Tethys Petroleum Limited

Tethys Petroleum has become a significant player within the Kazakhstan, Uzbekistan and Tajikistan oil and gas sector. Could you provide our readers with a short update of your key achievements and activities in the market? As one of the only oil and gas companies to operate in three of the Central Asian republics, we list our key achievements as follows: » The first non-state dry gas developments in Kazakhstan. » The first commercial oil Discovery in the North Ustyurt Basin. » The first Production Sharing Contract in Tajikistan. » The first non-state drilling in Tajikistan. » The first and only Production Enhancement Contract in Uzbekistan. » The first radial drilling in the region. Tethys has recently raised $100mln - what investment plans do you have for this money? The recent US$100 million capital raised will be focused on further exploration and early production of our Doris oil discovery in Kazakhstan, additional exploration and production activities in Tajikistan and the potential acquisition of further oil production assets in Uzbekistan What are the key challenges faced when doing business in this region, and how did you overcome these? I believe that the key challenges of operating in the region relate primarily to logistics, carrying out operations in remote desert and mountainous areas, many hundreds of kilometres from the nearest infrastructure. That we have our own fleet of drilling and production equipment means we can reduce these problems www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW С какими основными проблемами сталкивается компания при ведении бизнеса в этом регионе? Как Вы справляетесь с ними? Я полагаю, что ключевые проблемы работы в этом регионе связаны с логистикой, при выполнении работ в отдаленной пустыне и горных регионах, отделенных многими сотнями километров от ближайшей инфраструктуры.

somewhat and we have developed a focused logistics and technical team able to ensure that our operations are fully supplied with the necessary equipment and technology.

Наличие своего собственного парка бурового и нефтедобывающего оборудования означает, что мы можем сократить некоторую часть этих проблем, кроме того, мы разработали специально направленную логистику и подготовили техническую команду, способные полностью обеспечить наши работы всем необходимым оборудованием и технологиями.

In terms of technology & services, what integration, if any, are there between local and international providers within Tethys? We try wherever possible to utilise local services where available. However, some specific high technology equipment and services are not available locally and this involves contracting International providers.

Наша политика, принципиально направленная на привлечение местных кадров, помогает в решении местных вопросов и позволяет обеспечить рентабельность производства, что, в свою очередь, обеспечивает общественную выгоду в смысле занятости местного населения. В смысле технологии и услуг, существует ли какая интеграция между местными и зарубежными поставщиками Tethys? Мы стараемся, по возможности, использовать местные услуги, если они имеются в наличии. Однако конкретного оборудования и услуг высокого технического уровня на местном рынке нет, поэтому приходится пользоваться зарубежными поставщиками. Со временем, все больше местных поставщиков предлагают оборудование высокого качества. Мы поддерживаем этот процесс, одновременно обеспечивая использование самого передового оборудования, соответствующего требованиям безопасности и рентабельной добычи углеводородов.

Our policy of employing principally local personnel assists with dealing with local issues and allows for a cost effective operation which also provides good social benefits in terms of employment of local staff.

As time moves on, we are finding more local contractors are providing higher quality equipment. We encourage this process whilst always ensuring that we are also using the most appropriate equipment with respect to safety and effective production of hydrocarbons. Have Tethys recently introduced any “high end” technology that has made any difference to your regional operating practices? Tethys has introduced radial drilling in Uzbekistan and will shortly introduce this into Tajikistan. This involves drilling using high pressure fluid jets, horizontal bore holes away from the vertical well giving significant additional surface area for more effective production of oil. So far, the results in Uzbekistan look encouraging and we believe this is the first ever time that radial drilling technology has been applied in the whole region. With the global financial challenges faced over recent years, exploration projects for many operators have been put on hold. What exploration plans do you have for the region in 2011? We have no plans to put our exploration projects on hold.

Можете ли Вы назвать случай недавнего внедрения компанией Tethys какой-нибудь высокопроизводительной технологии, которая изменила порядок Ваших работ в регионе? Tethys внедрила технологию радиального вскрытия пласта в Узбекистане и вскоре должна внедрить эту технологию и в Таджикистане. Эта технология основана на бурении с использованием напора жидкости под высоким давлением горизонтальных скважин против вертикальных, что предоставляет значительную дополнительную площадь для более эффективной добычи нефти. На настоящий момент, результаты, полученные в Узбекистане, выглядят обнадеживающе, и мы полагаем, что это первое применение технологии радиального вскрытия пласта во всем регионе. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 87

ИНТЕРВЬЮ Глобальные финансовые проблемы последних лет заставили многих операторов свернуть программы поисково-разведочных работ. Какие у Вас планы разведки месторождений в регионе на 2011 год? Мы не планируем приостанавливать никакие программы поисково-разведочных работ. Наоборот, мы предполагаем продолжить разведку глубоко залегающей нефти в Казахстане в 2011 году и запланировали ряд разведочных скважин. Какие проекты строительства новых скважин в перспективе? На ближайшее будущее у нас запланировано бурение ряда новых скважин для проведения поисковоразведочных работ, их оценки и нефтедобычи. В настоящее время ведутся работы по вскрытию новой горизонтальной скважины на нашем месторождении в Узбекистане. Недавно была достигнута проектная глубина газовой разведочной скважины Таджикистане, и мы ведем работы по вскрытию разведочной нефтяной скважины на юге страны. В Казахстане на ближайшие годы запланированы работы по вскрытию еще шести скважин, направленные на разведку потенциала глубоко залегающих нефтеносных структур. Назовите момент, когда Вы испытывали самую большую гордость за свою компанию как Генеральный директор? Открытие месторождения Дорис в Казахстане – скважина, заложенная без какого-либо предварительного геолого-геофизического обоснования, в месте, где никогда в прошлом не было обнаружено промышленного залегания нефти, когда местоположение скважины было выбрано на основании инновационных геологических моделей, разработанных нашим техническим персоналом и успешно внедренным нашей бригадой по бурению и нефтедобыче. Это открытие имеет потенциально значительный масштаб и я, полагаю, является одним из первых, если не первым месторождением нефти со скважиной, заложенной на неразведанном месте на суше в Казахстане после установления независимости. Момент гордости за Tethys! Где Вы видите компанию Tethys через 10 лет? Учитывая значительные базисные основы в смысле движения наличных средств и геологоразведочный потенциал, возможности Tethys фактически неограниченны. Я предвижу дальнейшее развитие проектов в странах, где мы сейчас работаем. Я рассчитываю найти больше нефти и газа - существует потенциал чрезвычайно крупных месторождений газа в Таджикистане, кроме того, я надеюсь, мы будем работать и в других регионах Центральной Азии и Каспия. Через 10 лет, я вижу компанию Tethys в качестве крупного игрока негосударственного сектора в проведении работ по разведке и добычи нефти и газа в Центральной Азии.

88 ROGTEC

On the contrary, we expect to continue exploring for further deep oil in Kazakhstan during 2011 with a number of exploration wells planned. We are exploring in Tajikistan as well as acquiring additional regional seismic data for further drilling and we are in discussions with the Uzbek government on possible exploration projects there. What new well construction projects on the horizon? We have a number of new wells planned in the nearest future for exploration, appraisal and production. We are drilling a new horizontal well on our field in Uzbekistan. We have recently reached Total Depth on a gas exploration well in Tajikistan and we are drilling an oil exploration well in the south of the country. In Kazakhstan, we plan to drill a further six wells, targeting the deep potentially oil bearing structures over the next year. As the CEO what is your proudest moment in the company to date? The discovery of our Doris Field in Kazakhstan – a complete wildcat exploration well drilled in an area where no commercial oil had ever been discovered in the past, with the well location being chosen based on innovative geological models derived by our technical staff and successfully implemented by our drilling and production team. This discovery is potentially of considerable size and I believe is one of the first, if not the first, wildcat oil discovery on-shore in Kazakhstan since independence. A proud moment for Tethys! Where do you see Tethys in 10 years time? Building on Tethys’ considerable asset base in terms of cash flow and upside exploration, the potential for Tethys is effectively unlimited. I see us developing further projects in our current countries of operation. I expect to find more oil and gas – potentially super-giant gas fields in Tajikistan and I hope working in other areas in Central Asia and www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW И наконец, какое Ваше мнение о пике добычи нефти? ефть и газ останутся основными видами топлива для мира на ближайшее будущее. Так называемая альтернативная энергия окажет только очень незначительное влияние, а разработка новых форм выработки энергии все еще дело будущего. На нашей планете все еще имеется большое количество углеводородов. Такие месторождения все больше находятся в труднодоступных и климатически сложных условиях, что усложняет вопросы бурения и технологии добычи. Нельзя комментировать вопрос о пике добычи нефти без учета цены. Повышение цены на нефть позволяет расширить объемы геолого-разведочных работ и работ по нефтедобыче. Снижение цены на нефть говорит о том, что промышленный порог таких разработок еще не достигнут (как например, нефтеносные пески в Канаде). Несмотря на все это, мир постоянно нуждается в углеводородном топливе и становится ясно, что цена будет расти, обеспечивая финансирование новых разведочных работ и разработки современных технологий. Мы все еще будем жить в мире, где в течение многих лет нефть и газ будут занимать главенствующее положение.

the Caspian region. In 10 years, I see Tethys being a major non-state player in the oil and gas exploration and production business in Central Asia. And finally, what is your opinion on Peak Oil? Oil and gas will remain the major fuel for the world for the foreseeable future. So-called alternative energy will only make a small impact and development of new forms of energy generation is still some way off. There is still an abundance of hydrocarbons on the planet. These are increasingly in more difficult areas with respect to drilling and production technology or indeed climate and environment. One cannot comment on “Peak Oil” without considering price. If the oil price is higher, there is more oil to be explored for, found and produced. If oil prices are lower, the commercial threshold for such developments is not reached (for example, the tar sands in Canada). However, given that the world needs hydrocarbon fuels in the longer term, it is clear that the price will increase and that these resources will be explored for and developed. We will still live in a world dominated by oil and gas for many years to come.

Радиальное бурение является эффективным методом повышения нефтеотдачи существующих нефтяных и газовых скважин. В горизонтальной плоскости в стороны от основного ствола формируются боковые стволы длиной до 100 м, которые создают дополнительные каналы для притока жидкость, а также позволяют проводить химические обработки, ГРП и закачку пара. Компания RDS — мировой лидер в радиальном бурении — пробурила более 5000 боковых стволов с использованием собственной запатентованной технологии. Radial Drilling is an efficient method to optimize production in existing oil and gas wells. 100 meter laterals extend horizontally from the well bore to create permeability channels for enhanced production and can be used as conWellheads duits for chemical treatments, fracs, and steam injection. With over 5,000 laterals jetted with its patented technology, Wells RDS is the world leader in Radial Drilling.

Radial Drilling Services, Inc. 4921 Spring Cypress Rd | Spring, Texas 77379, USA office:www.rogtecmagazine.com +1 (281) 374-7507 fax: +1 (281) 374-7509 www.radialdrilling.com

Рэйдиал Дриллинг Сервисез Инк. Россия, Татарстан, 423450, г. Альметьевск, ул. Шевченко 48 tel: +7 (8553) 300 058, 300 996 fax: +7 (8553) 300 056, 300 994 www.radialdrilling.ru

Laterals

ROGTEC 89

Oil

ИНТЕРВЬЮ Д-р Дэвид Робсон

Dr. David Robson, B.Sc.,Ph.D, MBA, FGS

Председатель, Президент и Главный исполнительный директор

Chairman, President and Chief Executive Officer

Tethys Petroleum Limited Д-р Дэвид Робсон является Председателем, Президентом и Главным Исполнительным Директором, компании по разведке и добычи нефти и газа, деятельность которой сфокусирована на проектах, реализуемых на территории Центральной Азии, зарегистрированной в основном списке Фондовой биржи Торонто под символом “TPL”. Компания Tethys Petroleum ведет добычу газа в Казахстане (где недавно также было обнаружено месторождение нефти со значительными запасами), нефти в Узбекистане и проводит разведку на довольно обширной площади с большим потенциалом в Таджикистане.

Tethys Petroleum Limited Dr. Robson is Chairman, President and Chief Executive Officer of Tethys Petroleum Limited, an oil and gas exploration and production company focused on Central Asia and listed on the Toronto Stock Exchange under the symbol “TPL”. Tethys Petroleum produces gas in Kazakhstan (where it also has a potentially significant oil discovery), oil in Uzbekistan and is exploring a very large high potential area in Tajikistan.

Карьера Д-ра Дэвида Робсона главным образом складывается из работы в нефтегазовых компаниях. Он являлся Председателем, Президентом и Главным Исполнительным Директором, а также одним из основателей компании CanArgo Energy Corporation, ранее зарегистрированной в основном списке Фондовой биржи США в качестве компании по разведке и добыче нефти и газа, функционирующей на территории Грузии; и Управляющим директором, Главным Исполнительным Директором, а также одним из основателей компании JKX Oil & Gas plc, зарегистрированной в Лондонской Фондовой бирже и являющейся одной из первых международных нефтегазовых компаний, работающих на территории Украины и бывшего Советского Союза. Прежде он работал на технической (разведка, эксплуатация, технология газонефтедобычи), коммерческой и управленческой должности в Britoil plc, Hamilton Oil (сейчас BHP Petroleum) и Mobil. Д-р Робсон получил специальность геолога с присвоением степени бакалавра наук в области геологии и звание доктора наук в области геохимии. Он является обладателем степени MBA Университета Стратклайда, где защитил диссертацию на тему Европейский Газовый Рынок. С 1990 г. Д-р Робсон работал над нефтегазовыми проектами в Восточной Европе и бывшем Советском Союзе, включая первый негосударственный проект по разработке газа на Украине; первый негосударственный проект по бурению на Черном море (Украина) и первый негосударственный проект по разведке и разработке скважин в Грузии, первый негосударственный проект по добыче сухого газа в Казахстане и первое Соглашение о Разделе Продукции в Таджикистане. Д-р Робсон работал во многих частях бывшего Советского Союза, в том числе, Западная Сибирь, Сахалин, Печорское море, Калмыкия, Дагестан и Каспий и Центральная Азия. Он является членом Геологического Общества и Общества Инженеров-нефтяников, членом Европейской ассоциации инженеров-геологов и геофизиков. Д-р Робсон является обладателем Ордена Чести за заслуги в области добычи углеводородного сырья в Грузии, а также является представителем сектора энергетики Восточно-европейского Торгового Совета Правительства Великобритании.

Dr. Robson’s career has been primarily in operating oil and gas companies. He was Chairman, President and Chief Executive Officer, and one of the founders, of CanArgo Energy Corporation, formerly an AMEX listed oil and gas exploration and production company operating in Georgia, and Managing Director, Chief Executive Officer and one of the founders of London listed JKX Oil & Gas PLC, one of the first international oil and gas companies working in Ukraine and the former Soviet Union. Prior to this he was employed in technical (exploration, operations, petroleum engineering), commercial and managerial positions within Britoil PLC, Hamilton Oil (now BHP Petroleum) and Mobil. Dr. Robson trained as a geologist, obtaining a First Class B.Sc. (Hons.) degree in Geology and a Ph.D in Geochemistry. He also holds an MBA from the University of Strathclyde with his thesis topic being the European Gas Market. Dr. Robson has worked on oil and gas projects in Eastern Europe and the former Soviet Union since 1990, establishing the first non-state gas development project in Ukraine, the first non-state drilling in the Ukrainian Black Sea, the first non-state exploration and development wells in Georgia, the first non-state dry gas production in Kazakhstan and the first Production Sharing Contract in Tajikistan. He has worked in many parts of the former Soviet Union including West Siberia, Sakhalin, the Pechora Sea, Kalmykia, Dagestan, the Caspian and Central Asia. He is a Fellow of the Geological Society, a member of the Society of Petroleum Engineers, a member of the European Association of Geoscientists and Engineers, he holds the Order of Honour for services to the Georgian Hydrocarbon extraction industry, was formerly the energy sector representative on the UK government’s East European Trade Council and sits on the President of Tajikistan’s Consultative Council on Investment. Dr. Robson has spoken at many international forums on energy related topics in the former Soviet Union and at the “Paris Club” of donor nations.

Д-р Робсон выступал с речью на многих международных форумах по вопросам энергетики на территории бывшего Советского Союза, а также в Парижском клубе.

90 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 91

Добро пожаловать на выставку!

Как известно, в сложные экономические периоды некоторые компании сокращают командировочные и выставочные расходы. Однако статус ведущего издателя обязывает нас демонстрировать полную решимость участвовать в специализированных выставках, на которых представлена продукция наших рекламодателей. В течении двух месяцев рабочая группа «ROGTEC в пути» провела плодотворные встречи с нашими рекламодателями и друзьями на наиболее престижных выставках и конференциях региона, раздав в виде бонусов в общей сложности 10 000 экземпляров издания. В который раз журнал ROGTEC с гордостью констатировал, что являлся единственным региональным изданием, лично представленным на каждом крупном мероприятии, включая Международную выставку KIOGE в Алматы, KazEnergy в Астане, ADIPEC в Абу-Даби, а также нельзя забывать выставку SPE Moscow, на которой многие из Вас лицезрели подающую надежды московскую скрипачку Василису Федорову, чья музыка лилась со стенда журнала ROGTEC. Мы были рады встретить в ходе этого активного выставочного периода всех наших коллег по отрасли и с нетерпением ждем новых встреч с Вами на выставках в конце года.

92 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Show Time! It is true that some companies cut back on their travelling and exhibition budgets during tough economic periods. As a leading publisher however, it is important that we show our full commitment to trade shows where our advertisers exhibit. It has been a great couple of months for the ROGTEC on the Road team, meeting with our advertisers & friends across the regionâ&#x20AC;&#x2122;s most prestigious exhibitions and conferences, with a combined bonus distribution of over 10,000 copies. Once again ROGTEC Magazine was proud to have been the only regional title present, in person, at each major event, including KIOGE in Almaty, KazEnergy in Astana, ADIPEC in Abu Dhabi and not forgetting SPE Moscow where many of you will remember the up and coming Moscow violinist Vasilisa Fedorova playing beautifully from the ROGTEC Magazine Booth. It was great to see all of our industry colleagues during this busy show period and we look forward to seeing you all again at the end of year shows.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 93

Are you receiving your FREE copy? Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +350 2162 4001 Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +350 2162 4001 Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: Already receiving your copy? Pass this onto a colleague so they can receive their free subscription! Уже получаете бесплатные номера ROGTEC? Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал.

ROGTEC23

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.93

p.09 & p.39

p.89

oil-gas-safety.com

ite-exhibitions.com

russianshelf.com

p.10

p.37

p.05

apl.no

kemtron.com

siemens.com

p.63

p.53

p.57

arncotech.com

liebherr.com

arcticoilgas.com

p.73

p.71

p.61

bestolife.com

armacor.com

tenaris.com

P.55

p.31

p.65

dockwise.com

n-g-k.ru

vamdrilling.com

p.69

OBC & p.29

hardbandingsolutions.com

vanoord.com

p.07

gejenbacher.com

Project1_RUSSIAN AD QUARK, LAYOUT 11/26/10 6:16 PM Page 1

Испытайте прогресс на себе.

Морские и наземные объекты

Возможность повторного нанесения покрытия

Поверхностное упрочнение трубопроводов

Liebherr-Werk Nenzing GmbH P.O. Box 10, A-6710 Nenzing/Austria Tel.: +43 50809 41-481 Fax:+43 50809 41-625 offshore.crane@liebherr.com www.liebherr.com

The Group

www.armacor.com

ЖИДКОМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ПОКРЫТИЯ

Поверхностное упрочнение обсадных труб и бурильных замков

Liquidmetal Coatings, LLC 805B FM 2821 Road West Huntsville, Texas 77320-3133, USA (800) 541.6555

64 4]TaVh

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

Ð ÇÅ´Ç½Á Â´ÍÈ ÒÂ¹Å·½Ó ÌÇÃµÐ ÆÒ¿ÃÂÃÁ½ÇÑ ´ÍÈ

Óæå â Ðîññèè!

• Исключает необходимость нанесения смазки при спуско-подъемных работах. • Сводит к минимуму воздействие на окружающую среду.

Эффективное техническое решение – многофункциональное защитное покрытие

Ä¹Å¶ÈÓ ÃÌ¹Å¹¸Ñ Ò¿ÃÂÃÁ½Ì¹Æ¿´Ô ÒÉÉ¹¿Ç½¶ÂÃÆÇÑ Ã ¿ ÇÃÁÈ »¹ ½ ¼´Î½Ç´ Ã¿ÅÈ»´ÓÎ¹¾ ÆÅ¹¸Ð ÄÃÁÃÎÑÓ ·´¼Ã¶ÐÊ ¸¶½·´Ç¹À¹¾ ,GPDCEJGT )' ÄÅ¹ÃµÅ´¼È¹Ç ÄÃÄÈÇÂÐ¾ Â¹ÉÇÔÂÃ¾ ·´¼ Ô¶ÀÔÓÎ½¾ÆÔ Ë¹ÂÂÐÁ ÄÅ½ÅÃ¸ÂÐÁ Å¹ÆÈÅÆÃÁ ¶ ÒÂ¹Å·½Ó ´¿½Á ÃµÅ´¼ÃÁ µÀ´·Ã¸´ÅÔ ÄÃÀÈÌ¹Â½Ó ÒÀ¹¿ÇÅ½Ì¹ÆÇ¶´ ½ Ç¹ÄÀ´ Â´ Á¹ÆÇ¹ Ò¿ÆÄÀÈ´Ç´Ë½½ ÒÇÃ ÄÅ¹¸ÆÇ´¶ÀÔ¹Ç ÆÃµÃ¾ ¼´Á¹Ì´Ç¹ÀÑÂÈÓ ¶Ã¼ÁÃ»ÂÃÆÇÑ ÆÒ¿ÃÂÃÁ½ÇÑ ¼´ÇÅ´ÇÐ Â´ ¸ÃÆÇ´¶¿È ¸½¼¹ÀÑÂÃ·Ã ÇÃÄÀ½¶´ ¶ È¸´ÀºÂÂÐ¹ Á¹ÆÇÂÃÆÇ½ ÅÃÁ¹ ÇÃ·Ã ÒÇÃ Ô¶ÀÔ¹ÇÆÔ ÃÇÀ½ÌÂÐÁ ÆÄÃÆÃµÃÁ ÆÂ½»¹Â½Ô ¶ÐµÅÃÆÃ¶ È·À¹¿½ÆÀÃ·Ã ·´¼´ ¿ÃÇÃÅÐ¹ µÐÀ½ µÐ ½Â´Ì¹ Å¹¼ÈÀÑÇ´ÇÃÁ ½ÆÄÃÀÑ¼Ã¶´Â½Ô ¸½¼¹ÀÑÂÃ·Ã ÇÃÄÀ½¶´

ÃÀ¹¹ ÄÃ¸ÅÃµÂÈÓ ½ÂÉÃÅÁ´Ë½Ó Ã Â´Í½Ê ÈÂ½¶¹ÅÆ´ÀÑÂÐÊ ¸¶½·´Ç¹ÀÔÊ Ð Â´¾¸ºÇ¹ Â´ ÆÇÅ´Â½Ë¹ YYY IGLGPDCEJGT EQO

Dopeless® технология. Эффективность и экологичность, проверенные на практике.

96 ROGTEC

Òåõíîëîãèÿ Drill Pipe Hardbanding ïîçâîëÿåò ýêîíîìèòü òûñÿ÷è äîëëàðîâ Îáñàäíûå êîëîííû — áîëüøàÿ ïðîáëåìà îïåðàòîðîâ ãàçîâûõ è íåôòÿíûõ ïðîìûñëîâ. Òåõíîëîãèÿ Tuffband® NC è Duraband® NC ïðåäîòâðàòèò îáðàçîâàíèå îòâåðñòèé â êîëîííàõ. Áóðîâûå ïîäðÿäíûå ôèðìû îáåñïîêîåíû, êàê ïðîäëèòü ñðîê ñëóæáû áóðèëüíûõ çàìêîâ. Ïðàâèëüíûé âûáîð ïðîâîëîêè äëÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ óâåëè÷èò ñðîê ñëóæáû áóðèëüíûõ çàìêîâ âî ìíîãî ðàç.

Òåõíîëîãèÿ Tuffband® NC îáåñïå÷èâàåò î÷åíü âûñîêîå ñîïðîòèâëåíèå èñòèðàíèþ Òåõíîëîãèÿ Duraband® NC îáåñïå÷èâàåò ñàìóþ íàäåæíóþ çàùèòó áóðèëüíûõ çàìêîâ

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

E50001-E440-F140-X-5600

www.tenaris.com/tenarishydril

WHQ BGRSHOHVVBUXVB LQGG

Hardbanding Drill Pipe

Òåõíîëîãèè Tuffband® NC & Duraband® NC ïîâûøàþò ïðîèçâîäèòåëüíîñòü è ñíèæàþò ðàñõîäû íà ïîâòîðíîå èñïîëüçîâàíèå

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 будут использованы для соединений Wedge Series 500™ и других высокопрочных соединений 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 резьбовой смазки. Развитая комплексная служба технической поддержки, а также цеха по ремонту и обслуживанию соединений, делают технологию Dopeless® самым оптимальным техническим решением для сухих бессмазочных соединений, используемых в самых сложных условиях эксплуатации.

)' 'PGTI[ ,GPDCEJGT ICU GPIKPGU ÃÆÆ½Ô ¤À¹¿ÇÅÃ¼´¶Ã¸Æ¿´Ô ÈÀ ¸ ÆÇÅ ½¼Â¹Æ Ë¹ÂÇÅ ¹ÉÃÅÇ ÃÆ¿¶´ ÃÆÆ½Ô 6 LGPDCEJGT TWUUKC"IG EQO fff VTYT]QPRWTa R^\

Èííîâàöèîííûå ðåøåíèÿ êîìïàíèè Postle Industries, Inc â îáëàñòè ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ òðóá

ǪȉȌȆȀ ȆȀȍ ȋǻǼȉȍȖ ȇȀȌȍȉȋȉȁǿȀȈȃȀ ȊȋȃȋȉǿȈȉǾȉ ǾǻȂǻ ǽ ǞȋȉȈȃȈǾȀȈȀ ǞȉȆȆǻȈǿȃȚ ȚǽȆȚȀȍȌȚ ȃ ǼȎǿȀȍ ȉȒȀǽȃǿȈȉ ȚǽȆȚȍȗȌȚ Ȉǻ ȈȀȌȅȉȆȗȅȉ ǿȀȌȚȍȃȆȀȍȃȄ ǽȊȀȋȀǿ ǾǻȋǻȈȍȉȇ ȊȉȌȍǻǽȉȅ ȌȖȋȗȚ ȅȆȃȀȈȍǻȇ ǪȋȀǿȊȋȃȚȍȃȀ ȊȉȆȈȉȌȍȗș ȇȉǿȀȋȈȃȂȃȋȉǽǻȈȉ ǥȆșȒȉȇ ȅ ȎȌȊȀȐȎ ȚǽȃȆȃȌȗ ǿȉȆǾȉȌȋȉȒȈȖȀ ȉȍȈȉȓȀȈȃȚ ȎȊȋǻǽȆȚșȔȀȄ ȅȉȇȊǻȈȃȃ 1$0 ȃ ȀȀ ȂǻȅǻȂȒȃȅȉǽ ǬȃȇȀȈȌ ȎȌȉǽȀȋȓȀȈȌȍǽȉǽǻȆ ȍȀȐȈȉȆȉǾȃș ȅȉȇȊȋȀȇȃȋȉǽǻȈȃȚ ǾǻȂǻ ȃ ȊȋȃȇȀȈȃȆ ȒǻȌȍȉȍȈȉ ȋȀǾȎȆȃȋȎȀȇȖȄ Ȋȋȃǽȉǿ ǿȆȚ ȍȉǾȉ ȒȍȉǼȖ ȉǼȀȌȊȀȒȃȍȗ ȌȉȉȍǽȀȍȌȍǽȃȀ ȉǼȕȀȇǻ ȊȉȌȍǻǽȉȅ ǾǻȂǻ ȃȂȇȀȈȚșȔȀȇȎȌȚ ȌȊȋȉȌȎ Ȍȉȅȋǻȍȃȍȗ ȍȋȀǼȉǽǻȈȃȚ ȅ ȍȀȐȈȃȒȀȌȅȉȇȎ ȉǼȌȆȎȁȃǽǻȈȃș ȃ ȇǻȅȌȃȇǻȆȗȈȉ ȌȉǼȆșȌȍȃ ȘȅȉȆȉǾȃȒȀȌȅȃȀ ȍȋȀǼȉǽǻȈȃȚ ǪȉǽȖȓȀȈȃȀ ȅȉȘȏȏȃȑȃȀȈȍǻ ǾȉȍȉǽȈȉȌȍȃ ȃ ȇǻȆȉȀ ȘȈȀȋǾȉȊȉȍȋȀǼȆȀȈȃȀ ǽȌȀǾȉ ȎȌȍǻȈȉǽȆȀȈȈȉǾȉ ȉǼȉȋȎǿȉǽǻȈȃȚ ȚǽȆȚșȍȌȚ ȆȎȒȓȀȄ ȉȌȈȉǽȉȄ ǿȆȚ ȘȅȉȆȉǾȃȒȀȌȅȃ ȒȃȌȍȉȄ ȃ ȎȌȊȀȓȈȉȄ ȘȅȌȊȆȎǻȍǻȑȃȃ ǪȉǿȋȉǼȈȉȌȍȃ Ȉǻ ȌǻȄȍȀ ZZZ VLHPHQV FRP HQHUJ\

Answers for energy.

FB_335_Groeningen_russ_205x275.indd 1

Êàê òåõíîëîãèÿ Tuffband® NC, òàê è òåõíîëîãèÿ Duraband® NC îòëè÷àþòñÿ 100% ðåìîíòîïðèãîäíîñòüþ. Ñëîé ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ ìîæåò íàíîñèòüñÿ íà ñòàðûé ñëîé, ñíèæàÿ ðàñõîäû íà ïîâòîðíîå èñïîëüçîâàíèå Øòàá-êâàðòèðà â ÑØÀ, ã. Êëèâëåíä, øòàò Îãàéî sparky@postle.com 216-265-9000

Çà áîëåå ïîäðîáíîé èíôîðìàöèåé îáðàùàéòåñü â êîìïàíèþ POSTLE INDUSTRIES INC

Åâðîïà/Ðîññèÿ Colin Duff Colin@mathiesonweld.co.uk +44 1563 820 505

www.HardbandingSolutions.com 04.08.2010 8:45:39 Uhr

www.rogtecmagazine.com

Russian O&G Tenders

Турбины SOLAR должны работать. Unlock the Potential! On-line Marketing И они будут работать.

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

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли Want to increase your business in Russia? 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? For more information please contact info@rogtecmagazine.com or call +350 2162 4000

www.oilgastendersrussia.com

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com

/FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

o¿ÀÍÑÚ Ì¿ ×ÄÊÛÓÄ

ÎÍÃÁÍÃÌ¿¾ ÒÉÊ¿ÃÉ¿ É¿ËÌ¾ ÃÍÌÌÚÄ Ï¿ÀÍÑÚ ÐÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁÍ ÀÄÏÄÂÍÁÚÔ ÎÏÇËÚÉ¿ÌÇÈ ÑÏÒÀÍÎÏÍÁÍÃÍÁ ÒÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ anr ÒÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ ËÍÏÐÉÇÔ ÂÏ¿ÁÇÑ¿ÕÇÍÌÌÚÔ ÎÊ¿ÑÓÍÏË

a¿Ì mÍÏÃ mÓÓ×ÍÏ À Á

nÍÖÑÍÁÚÈ ¾ØÇÉ

!, bÍÏÇÌÔÄË

% AREA OFF

lÇÃÄÏÊ¿ÌÃÚ

g WWW VANOORD COM

VANOORD COM