ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

Page 1

ROGTEC MAGAZINE 27

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

27

© 2011 Swagelok Company

THE ENGINEERS’ CHOICE

В нашей компании нет отдела контроля качества. Наше качество обеспечивает вся компания.

Компьютерное моделирование, компьютерные испытания трехмерных моделей, сканирование материалов с помощью электронного микроскопа – мы делаем это и многое другое с одной целью – гарантировать высшее качество любой продукции от Swagelok. Качество, – это не просто наш принцип, – это наше отношение к тому, что мы делаем. Обеспечение качества – главная задача любого нашего работника, как предоставляющего услуги, так и изготавливающего продукцию. Уровень обеспечения качества нашей продукции в разных странах одинаков, поскольку наши представительства в каждой стране применяют самые передовые технологии и методики. Мы знаем, что качество – это не просто добротно сделанная вещь. Качество, – это обслуживание клиента на уровне, превосходящем все его ожидания. Чтобы узнать, как такой подход скажется на вас – посетите swagelok.com/quality.

TNK-BP: Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе TNK-BP: Managing Exploration Risks

Отчеты Блэкборн: Западная Сибирь Blackbourn Reports: Western Siberia

Роснефть: Интерпретация коллектора для повышения эффективности бурения Rosneft: Reservior Interpretation to Increase Drilling Efficiency Технология за круглым столом: Заканчивание скважин Technology Roundtable: Well Completions

TARGETING THE ENERGY SECTOR?

A:6GC>C< ;GDB N:HI:G96N 9>H8JHH>C< ID96N EA6CC>C< ;DG IDBDGGDL

lll#d^a\Vh"ZkZcih#Xdb ТŃƒŃ€йинŃ‹ SOLAR дОНМнŃ‹ Ń€айОŃ‚Đ°Ń‚ŃŒ. On-line Marketing Đ˜ Они ĐąŃƒĐ´ŃƒŃ‚ Ń€айОŃ‚Đ°Ń‚ŃŒ.

Complete Marketing Solutions for Oil, Gas & Energy!

INTERNATIONAL

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

Printed Media

POWERTEC Definitive overview of the region’s Power Generation sector.

LEADERS in the regions O&G publishing arena since 2004

&hi 6G8I>8 G:<>DC D>A <6H 8DC;:G:C8: '- " '. ;ZWgjVgn '%&' ™ HiVkVc\Zg! CdglVn

C:;I:<6O '%&' &)i] >CI:GC6I>DC6A IG69: ;6>G :FJ>EB:CI 6C9 I:8=CDAD<>:H ;DG I=: D>A <6H >C9JHIG>:H '* " '. ?jcZ '%&' ™ BdhXdl! Gjhh^V

&&i] IJG@>H= >CI:GC6I>DC6A D>A <6H 8DC;:G:C8: H=DL86H: '& " '' BVgX] '%&' ™ 6c`VgV! Ijg`Zn

&%i] GJHH>6C E:IGDA:JB <6H 8DC<G:HH 6adc\h^YZ C:;I:<6O '%&' '+ " '- ?jcZ '%&' ™ BdhXdl! Gjhh^V

&&i] <:DG<>6C >CI:GC6I>DC6A D>A! <6H! >C;G6HIGJ8IJG: 6C9 :C:G<N 8DC;:G:C8: H=DL86H: '- " '. BVgX] '%&' ™ IW^a^h^! <Zdg\^V

,i] @6O:C:G<N :JG6H>6C ;DGJB ' " ( DXidWZg '%&' ™ 6hiVcV! @VoV`]hiVc

&&i] 6ING6J G:<>DC6A D>A <6H :M=>7>I>DC ( " * 6eg^a '%&' ™ 6ingVj! @VoV`]hiVc

'%i] @6O6@=HI6C >CI:GC6I>DC6A D>A <6H :M=>7>I>DC 8DC;:G:C8: ' " * DXidWZg '%&' ™ 6abVin! @VoV`]hiVc

+i] 6ING6J G:<>DC6A E:IGDA:JB I:8=CDAD<N 8DC;:G:C8: ( " ) 6eg^a '%&' ™ 6ingVj! @VoV`]hiVc

,i] B6C<NHI6J G:<>DC6A D>A! <6H 6C9 >C;G6HIGJ8IJG: :M=>7>I>DC + " - CdkZbWZg '%&' ™ 6`iVj! @VoV`]hiVc

&+i] JO7:@>HI6C >CI:GC6I>DC6A D>A <6H :M=>7>I>DC 8DC;:G:C8: &* " &, BVn '%&' ™ IVh]`Zci! JoWZ`^hiVc

)i] B6C<NHI6J G:<>DC6A E:IGDA:JB I:8=CDAD<N 8DC;:G:C8: + " , CdkZbWZg '%&' ™ 6`iVj! @VoV`]hiVc

ТŃƒŃ€йинŃ‹ Solar Đ´ĐťŃ? ноŃ„Ń‚огаСОвОК ĐžŃ‚Ń€Đ°Ń ĐťĐ¸ Want to increase your business in Russia? &,i] IJG@B:C>HI6C >CI:GC6I>DC6A Gain access to daily short, medium and long term O&G tender announcements D>A <6H 8DC;:G:C8: IJG@B:C>HI6C <6H 8DC<G:HH &( " &* CdkZbWZg '%&' ™ 6h]\VWVi! Ijg`bZc^hiVc '. " (& BVn '%&' ™ 6kVoV! Ijg`bZc^hiVc from the majority of Russian operators through our tender alert service. Can you afford to miss''cY LDGA9 :C:G<N 8DC<G:HH out? &( " &, DXidWZg '%&( ™ 9VZ\j! Hdji] @dgZV

&.i] >CI:GC6I>DC6A 86HE>6C D>A <6H :M=>7>I>DC 8DC;:G:C8: >cXdgedgVi^c\ G:;>C>C< E:IGD8=:B>86AH * " - ?jcZ '%&' ™ 7V`j! 6oZgWV^_Vc

YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !

For more information please contact info@rogtecmagazine.com or call +350 2162 4000 &hi :JGDE:6C H=6A: <6H 8DC;:G:C8: &. " '% ?jcZ '%&' ™ LVghVl! EdaVcY

www.oilgastendersrussia.com

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com

Online Marketing

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

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

Tel: +350 2162 4000

Fax: +350 2162 4001

Ć—ƸƜƊƳƭƴƨ ƲƜƸƸƜƯưLJ ĆŠÇƒĆŻÇƒƪƨƭƴƨLJ ƴưƲƸƜƊưƜƳƜƍưƿƭƚƲưƴư ơƸưƿưƾƨƴư

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar РодакциОннаŃ? ĐšОННогиŃ? Editorial: ШоŃ„-Ń€одактОр Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com РодактОр ПаториаНОв пО Đ ĐžŃ Ń Đ¸Đ¸ Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Đ—Đ°Đź. ШоŃ„-Ń€одактОра Editorial Assistant Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com ОтдоН Ń€окНаПŃ‹ Sales: Đ”иŃ€октОр пО ĐżŃ€ОдаМаП Sales Director Doug Robson doug.robson@themobiusgroup.com ĐœонодМоŃ€ пО ĐżŃ€ОдаМаП Sales Barry Williams barry.williams@rogtecmagazine.com Đ’ĐľŃ€Ń Ń‚ка и диСаКн Production / Design КроаŃ‚ивнŃ‹Đš диСаКн Creative Director Saul Haslam ĐŁŃ ĐťĐžĐ˛Đ¸Ń? ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸: Đ–ŃƒŃ€наН ROGTEC вŃ‹Ń…ОдиŃ‚ оМокваŃ€Ń‚Đ°ĐťŃŒнО, Ń Ń‚ĐžĐ¸ĐźĐžŃ Ń‚ŃŒ ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸ Ń Đ´ĐžŃ Ń‚авкОК пО Đ˛Ń ĐľĐźŃƒ ПиŃ€Ńƒ - 100 оврО в гОд. ДНŃ? дОпОНниŃ‚оНŃŒнОК инфОрПации ОтправŃŒŃ‚Đľ Ń ĐžĐžĐąŃ‰онио на circulation@rogtecmagazine.com.

Đ˜СПононио Đ°Đ´Ń€ĐľŃ Đ° ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸: Đ&#x;Ń€ĐžŃ Đ¸Đź Ń Đ˛ĐžĐľĐ˛Ń€оПоннО ĐżŃ€Đ¸Ń Ń‹НаŃ‚ŃŒ ĐżĐ¸Ń ŃŒПоннŃ‹Đľ ŃƒводОПНониŃ? Ой иСПононии Đ°Đ´Ń€ĐľŃ Đ° ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸ на circulation@rogtecmagazine.com.

Đ–ŃƒŃ€наН ROGTEC вŃ‹Ń…ОдиŃ‚ оМокваŃ€Ń‚Đ°ĐťŃŒнО и ĐżŃƒйНикŃƒĐľŃ‚Ń Ń? Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Đ§Đ°Ń Ń‚ичнаŃ? иНи пОНнаŃ? поŃ€опочатка ОтдоНŃŒĐ˝Ń‹Ń… ПаториаНОв иС ĐśŃƒŃ€наНа ROGTEC дОпŃƒŃ ĐşĐ°ĐľŃ‚Ń Ń? Ń‚ОНŃŒкО ĐżĐžŃ ĐťĐľ пОНŃƒŃ‡ониŃ? Ń€аСŃ€ĐľŃˆониŃ? От Mobius Group.

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for â‚Ź100 per year, worldwide. Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information.

Ć˜Ć­Ç€ƭƾưƭ Ć?ƚơƜƳÇ„ƯƜƪƨƾưƭ ƺƭƽƾƜƳƜƍưư 1DOFR &OHDQ Q &RUŠ É?ɧɢɤÉšɼɜɧɚɚ ÉŹÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɚ ɢɍɊɨɼɜɥɭÉ&#x;ÉŹÉŤÉš ɞɼɚ ɨɹɢɍɏɤɢ ÉĄÉšÉ?ɪɚɥɧÉ&#x;ɧɧɾɯ ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚ ɢ É›ɨɪɜɛɾ ÉŤ ɤɨɪɪɨɥɢÉ&#x;ÉŁ

ÉˆÉ›ÉŞÉšɏɧɚɚ ÉĄÉšɤÉšɹɤÉš ÉŠÉĽÉšɍɏɨÉœɨɣ Éœɨɞɾ Éœ ɧÉ&#x;ɎɏɚɧɾÉ&#x; ɍɤÉœÉšÉ É˘É§Éľ ÉŚÉ¨É É&#x;ÉŹ ɊɪɢÉœÉ&#x;ɍɏɢ ɤ ɨɛɪɚɥɨɜɚɧɢɸ É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɣ ɨɪÉ?ÉšɧɢɹÉ&#x;ɍɤɢɯ ɢ ɧÉ&#x;ɨɪÉ?ÉšɧɢɹÉ&#x;ɍɤɢɯ ÉŹÉœÉ&#x;ÉŞÉžɾɯ ÉœÉ&#x;ÉłÉ&#x;ÉŤÉŹÉœ ɤɨɏɨɪɾÉ&#x; ɊɪɢÉœɨÉžɚɏ ɤ É­ÉŚÉ&#x;ɧɜɲÉ&#x;ɧɢɸ ɨɛɴÉ&#x;ɌɨÉœ ÉžɨÉ›ɾɹɢ É—ɏɢ É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɚ ɌɨÉ?É­ÉŹ ÉŹÉšÉ¤É É&#x; ɍɊɨɍɨÉ›ÉŤÉŹÉœɨÉœÉšÉŹÉś ɨɛɪɚɥɨɜɚɧɢɸ ÉœɾɥɾɜɚÉ&#x;Ɍɨɣ ɌɢɤɪɨÉ›ɢɨɼɨÉ?ɢɹÉ&#x;ɍɤɢɌɢ ɊɪɢɹɢɧÉšɌɢ ɤɨɪɪɨɥɢɢ ɤɨɏɨɪɚɚ ÉŚÉ¨É É&#x;ÉŹ ɊɪɢÉœɨÉžɢɏɜ ɤ ÉŞÉšɥɪɭɲÉ&#x;ɧɢɸ ɨÉ›ɨɪɭÉžɨɜɚɧɢɚ ɢ Éœ ɤɨɧÉ&#x;ɹɧɨɌ ɢɏɨÉ?É&#x; ɤ ɊɨɚÉœÉĽÉ&#x;ɧɢɸ ɊɨɪɾÉœɨÉœ ÉŒÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɚ 1DOFR &OHDQ Q &RUŠ ɪɚɥɪɚɛɨɏÉšɧÉš ɞɼɚ ɭɞɚɼÉ&#x;ɧɢɚ ɧÉ&#x;ÉŽÉŹÉ&#x;ɲɼÉšɌɨÉœɾɯ É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɣ Éš ÉŹÉšÉ¤É É&#x; ɞɼɚ ɍɨɥɞɚɧɢɚ ÉŠÉĽÉ&#x;ɧɤɢ ɢɧÉ?ɢÉ›ɢɏɨɪÉš ɤɨɪɪɨɥɢɢ Čź ÉŞÉ&#x;ɥɭɼɜɏɚɏÉ&#x; ÉœÉľ ɊɨɼɭɹÉšÉ&#x;ÉŹÉ&#x; ɹɢɍɏɭɸ ÉĄÉšɳɢɳÉ&#x;ɧɧɭɸ ɏɪɭɛɭ ɤɨɏɨɪɚɚ ɨÉ›É&#x;ÉŤÉŠÉ&#x;ɹɢɜɚÉ&#x;ÉŹ ÉŚÉšɤɍɢɌÉšɼɜɧɭɸ ɊɪɨɢɥÉœɨÉžɢɏÉ&#x;ɼɜɧɨɍɏɜ Q ɆɚɤɍɢɌÉšɼɜɧɨ É­ÉœÉ&#x;ɼɢɹɢɏɜ ɊɪɢÉ&#x;Ɍɢɍɏɨɍɏɜ Éœɨɞɾ Q É?ÉœÉ&#x;ɼɢɹɢɏɜ ɊɪɨɢɥÉœɨÉžɢɏÉ&#x;ɼɜɧɨɍɏɜ Q É Éšɳɢɏɢɏɜ ɊɪɨɢɥÉœɨÉžÉŤÉŹÉœÉ&#x;ɧɧɾÉ&#x; ÉšɤɏɢÉœÉľ ÉŠÉ&#x;ɲÉ&#x;ɧɢÉ&#x; ɊɪɨɛɼÉ&#x;ÉŚ ɤɚɍɚɸɳɢɯɍɚ ɨɹɢɍɏɤɢ ÉĄÉšÉ?ɪɚɥɧÉ&#x;ɧɢɣ ɢ ÉŤÉœɚɥÉšɧɧɨɣ ÉŤ ɧɢɌɢ ɤɨɪɪɨɥɢɢ ÉŤ ɊɨɌɨɳɜɸ ÉŹÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɢ 1DOFR &OHDQ Q &RUŠ ÉŠÉŞÉ&#x;ÉžÉŤÉŹÉšÉœÉĽÉšÉ&#x;ÉŹ ɍɨÉ›ɨɣ Ɋɪɨɍɏɭɸ É›É&#x;ɥɨɊÉšɍɧɭɸ ɍɏɪɚɏÉ&#x;É?ɢɸ ɞɼɚ ɨÉ›É&#x;ÉŤÉŠÉ&#x;ÉąÉ&#x;ɧɢɚ ÉŚÉšɤɍɢɌÉšɼɜɧɨɣ ɊɪɨɢɥÉœɨÉžɢɏÉ&#x;ɼɜɧɨɍɏɢ Ɋɪɢ ÉžɨÉ›ɾɹÉ&#x; ɧÉ&#x;Ɏɏɢ

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.

ROGTEC

ɈɎɢɍ Éœ ɆɨɍɤÉœÉ&#x; ɡɏÉšÉ É‰ÉšÉœÉ&#x;ÉĽÉ&#x;ɰɤɚɚ ÉŠÉĽ Ɇɨɍɤɜɚ ÉŠɨɍɍɢɚ ÉŒÉ&#x;ÉĽO ÉŽÉšɤɍ ȝɭɯÉšɪɢɧÉš Ɇɚɪɢɚ

ɈɎɢɍ Éœ Ʉɚɥɚɧɢ ɡɏÉšÉ É­ÉĽ ɉÉ&#x;ÉŹÉ&#x;ɪɛɭɪÉ?ɍɤɚɚ Ʉɚɥɚɧɜ ÉŠɨɍɍɢɚ ÉŒÉ&#x;ÉĽ ÉŽÉšɤɍ É?ɥɭɧ ɈɤɍÉšɧÉš

É„ɨÉ?ÉšɼɾɌɍɤɢɣ ÉĄÉšÉœɨÉž ɯɢɌɪÉ&#x;ÉšÉ?É&#x;ɧɏɨÉœ É‹É&#x;ÉœÉ&#x;ɪɧɚɚ ɊɪɨɌɥɨɧÉš É?ÉĽ ɇɨɚÉ›ɪɜɍɤɚɚ É? É„ɨÉ?ÉšɼɾɌ É?É†ČşÉˆ ɘÉ?ÉŞÉš ÉŒɸɌÉ&#x;ɧɍɤɚɚ ɨɛɼɚɍɏɜ ÉŒÉ&#x;ÉĽ?ÉŽÉšɤɍ www.rogtecmagazine.com Ɇɚɧɨɯɢɧ ȟɼɚɞɢɌɢɪ

E50001-E440-F156-V1-5600

Надежность – ключ к успеху на море Высоконадежное и высокопроизводительное оборудование для морского применения Решения для нефтегазовой отрасли

Глубоководная полупогружная буровая платформа шестого поколения Deepsea Atlantic, спроектированная GVA Consultants для Odfjell Drilling, которая является её владельцем и оператором, идеально подходит для эксплуатации в районах с высокими требованиями к экологической безопасности. Помимо своей конструкции, обеспечивающей высокую эксплуатационную эффективность, на платформе используются самые современные и совершенные электротехнические решения, обеспечивающие безопасность эксплуатации и высокую надежность.

Все электрические системы платформы – от электростанции до электрических приводов – были разработаны и поставлены компанией SIEMENS. Платформа Deepsea Atlantic предназначена для работы в тяжелых климатических условиях, поэтому эксплуатационная надежность является ключевым фактором. Решения SIEMENS зарекомендовали здесь себя самым лучшим образом, подтверждая надежность, которую гарантирует компания SIEMENS для своих систем и компонентов – где угодно и когда угодно.

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

ROGTEC

Содержание Технология за круглым столом: Заканчивание скважинконтроль содержания

Contents 10

Technology Roundtable: Well Completion

Роснефть: Интерпретация коллектора для повышения эффективности бурения

56

Rosneft: Reservior Interpretation to Increase Drilling Efficiency

Отчеты Блэкборн: Западная Сибирь

66

Blackbourn Reports: Western Siberia

TNK-BP: Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе

76

TNK-BP: Managing Exploration Risks

Моделирование пластов-коллекторов Аляски и перспективы для Сибири

86

Reservoir Modeling in Alaska and the Outlook for Siberia

Интервью ROGTEC: Колин Дафф, директор по продажам Hardbanding Solutions Europe Ltd

104

The ROGTEC Interview: Colin Duff, Sales Director for Hardbanding Solutions Europe Ltd

40 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

P R O T E C T I V E C O aT I n g s Solutions that cover your needs

PITT-CHaR® XP

ƦƾLjljƾƻǀLJǂƽƾdždžLJƾ ljƾǑƾdžǁƾ LjLJ ǀƹǒǁNjƾ ǃLJdžNJNjljnjǃǏǁǂ LJNj njƼDŽƾƻLJƽLJljLJƽdžǔǎ LjLJƿƹljLJƻ s ƦƾLjljƾƻǀLJǂƽƾdždžLJƾ ljƾǑƾdžǁƾ LjLJ ǀƹǒǁNjƾ ǃLJdžNJNjljnjǃǏǁǂ LJNj njƼDŽƾƻLJƽLJljLJƽdžǔǎ LjLJƿƹljLJƻ s ƨljƾƽLJNjƻljƹǒƹƾNj ƺǔNJNjljǔǂ džƹƼljƾƻ NJNjƹDŽǕdžǔǎ ǃLJdžNJNjljnjǃǏǁǂ Ljljǁ LjLJƿƹljƾ s ƠƹDžƾƽDŽǘƾNj LjLJNjƾljǗ džƾNJnjǒƾǂ NJLjLJNJLJƺdžLJNJNjǁ ǁ ǏƾDŽLJNJNjdžLJNJNjǁ DžƾNjƹDŽDŽƹ s ƬdžǁǃƹDŽǕdžƹǘ ƼǁƺǃLJNJNjǕ ƼƹljƹdžNjǁljnjƾNj ǁNJǃDŽǗǐǁNjƾDŽǕdžǔƾ NJƻLJǂNJNjƻƹ ǃ DžƾǎƹdžǁǐƾNJǃǁDž ƻLJǀƽƾǂNJNjƻǁǘDž s ƨLJƽǎLJƽǁNj ƽDŽǘ ǖǃNJLjDŽnjƹNjƹǏǁǁ ƽƹƿƾ ƻ ǖǃNJNjljƾDžƹDŽǕdžǔǎ LjLJƼLJƽdžǔǎ njNJDŽLJƻǁǘǎ s ƛǔNJLJǃƹǘ ǃLJljljLJǀǁLJdždžƹǘ ǀƹǒǁNjƹ DžƾNjƹDŽDŽƹ s ƨLJƽǎLJƽǁNj ƽDŽǘ ǁNJLjLJDŽǕǀLJƻƹdžǁǘ ƻ ǃljǁLJƼƾdždžǔǎ njNJDŽLJƻǁǘǎ s ƪLJLJNjƻƾNjNJNjƻnjƾNj DžƾƿƽnjdžƹljLJƽdžǔDž NJNjƹdžƽƹljNjƹDž LjljLJNjǁƻLJLjLJƿƹljdžLJǂ ǀƹǒǁNjǔ

www.rogtecmagazine.com

www.sigmacoatings.com/protective

Колонка шеф-редактора Рад приветствовать вас в заключительном номере нашего журнала за этот год, хотя сам я понять не могу, куда же этот год ушел и как быстро он закончился.

моделирование позволяет увеличить эффективность бурения, а в материале от TNK-BP рассматривается управление рисками при разведке месторождений.

Российский сектор Арктики был главной темой 2011 года, учитывая некоторые сделки, которые не состоялись, и наконец, состоявшееся партнерское между компаниями ExxonMobil и Роснефть. Значительный рост перспектив и активности на рынке морских проектов приведет к тому, что Россия станет основным игроком и производителем в этом секторе. Мы все будем наблюдать за дальнейшим развитием этой темы в будущем году.

В заключительном номере 2011 года, наш круглый стол посвящен вопросам заканчивания скважин. Мы благодарим всех, принявших участие в обсуждении. Статьи в рубрике “технология за круглым столом” высоко ценятся в отрасли, и мы будем рады освещать новые темы в будущем году.

Сейчас мы переживаем очень сложный экономический период, но инвестиции на нефтегазовом рынке в целом жизненно необходимы для продолжения роста производства и экономики в России. Компания Лукойл недавно объявила программу инвестиций в объеме 48 миллиардов долларов США на ближайшие 3 года, и учитывая, что другие крупные инвесторы последуют этому примеру, Россия вкладывает огромные средства в свое будущее. По данным Barclays Capital, общемировые расходы на разведку и добычу в 2012 году составят до 598 миллиардов долларов, что на 10% больше предыдущего рекордного значения 544 миллиарда в 2011 году. Ожидается, что Россия увеличит свои капиталловложения на 42% в 2012 году. В этом номере журнала мы представляем несколько замечательных статей на тему разведки. В центре внимания номера – Западная Сибирь, в одной из статей рассматривается, какой опыт можно перенять у операторов месторождения Прадхо Бэй, замечательная статья от компании Роснефть расскажет о том, как 3D

ROGTEC

Мы вступаем в 2012 год с оптимистическим взглядом на перспективы нефтяной отрасли и продолжим создавать для вас ведущее независимое региональное отраслевое издание. Именно этот “нерекламный” стиль журнала позволил нам получить столь широкое признание и, хотя большинство публикаций - неисхоженные тропы, команда журнала ROGTEC предпочитает прокладывать пути, по которым последуют другие! Я хотел бы поблагодарить всех наших рекламодателей, авторов статей, читателей и работников журнала – всех, кто помогли сделать журнал ROGTEC таким, какой он сейчас и, хотя это и звучит, как клише - без вашей постоянной поддержки, это было бы невозможно. Спасибо вам огромное. Я буду рад обратной связи с вами в будущем году. Поздравляю всех с Новым Годом и желаю Счастливого Рождества!

Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, Welcome to the final issue of the year - yet again, I find myself wondering where the last year has gone and how it managed to pass quite so quickly. The Russian Arctic was the main conversation topic of 2011 with certain deals that did not happen and, ultimately a deal that did in the Rosneft/ExxonMobil partnership. A significant increase in the prospects and activity in the offshore market will result in Russia becoming a major player and producer in this sector. Watch this space for further developments next year. It is an extremely turbulent economic period we are in, yet investment into to the oil and gas market as a whole is essential to Russia’s continued growth and economic output. Lukoil have just announced a 48 billion USD investment program over the next 3 years and with other majors set to follow with significant investments, Russia is heavily investing in its own future. Indeed, Barclays Capital estimates that global exploration and production (E&P) spending in 2012 will reach $598 billion, up 10 percent from the previous record of $544 billion in 2011. Russia is expected to increase it’s CapEx spend by 42% in 2012. Back to this issue, and we have some great content looking at exploration. With a focus on Western Siberia, we look at lessons that can be learned from Prudhoe bay, a great article by Rosneft looking at 3D modeling to increase drilling efficiency and a piece on how to manage exploration risk by TNK-BP.

cementing services, it is a great insight into regional completion developments and ideas. The roundtable technology features are highly regarded by the industry and will continue to be a main feature through 2012. We enter 2012 with an optimistic outlook for the oil patch, and will continue to bring you the region’s leading independent, upstream technology publication. It is this “non advertorial” style that has brought us so much recognition to date and whilst not the well trodden path of most publications, here at ROGTEC Magazine we like to forge trails that others can follow! I would like to take this opportunity to thank all of our advertisers, contributors, readers and staff who have helped build ROGTEC Magazine to what it is today and, whilst clichéd, it is for sure not possible without their continued support. Thank you greatly. I am look forward to speaking, writing and listening to you all again next year. Have a merry Christmas and a happy New Year!

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

Our final roundtable of the year focuses on well completions, and we have some great companies taking part. With the discussion looking at all aspects of completion, from packers, casing, sand control to

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Технология за круглым столом: Заканчивание скважин

Technology Roundtable: Well Completions

Лукаш Островски: Бейкер Хьюз

Райан Мэтсон: Halliburton

Пол Хиггинсон: Packers Plus

Борис Ломакин: Tenaris

Lukasz Ostrowski: Baker Hughes

Ryan Mattson: Halliburton

Paul Higginson: Packers Plus

Boris Lomakin: Tenaris

Доктор Сергей Рекин: ТМК-Premium Services

Клиф Берри: Centek

Джон Стюарт: TAM International

Малкольм Питман: Tendeka

Dr. Sergey A. Rekin: ТМК-Premium Services

Cliff Berry: Centek

John Stewart: TAM International

Malcolm Pitman: Tendeka

Ключевой элемент любого заканчивания скважин – принятие плана конструкции скважины. Согласны ли вы с этим утверждением и почему? Бейкер Хьюз: Да, план конструкции скважины критически важен для наиболее эффективного ее заканчивания. Оптимальный проект скважины принимает во внимание различные характеристики пласта, включая механизм вытеснения, ожидаемые темпы добычи, состав добываемых углеводородов и любые требования по контролю пескопроявления. Также очень важно обеспечить, чтобы процесс проектирования скважины включал детальное рассмотрение любых планируемых программ интенсификации, равно как и предполагаемых ремонтных работ на весь цикл эксплуатации скважины. Мы в компании “Бейкер Хьюз”понимаем

10 ROGTEC

The key element to any well completion is the well design plan that is adopted. Would you agree with this statement and why? Baker Hughes: The well design is a critical aspect to ensure the most efficient well completion. The optimum well design will include considerations for various different reservoir characteristics including the drive mechanism, anticipated production rates, the composition of produced hydrocarbons, and any sand control requirements. It is also important the ensure that the well design process has thoroughly considered any planned stimulation programs as well as any workover operations that are anticipated throughout the life of the well. Baker Hughes understands this relationship between the reservoir and how a properly designed well plan and completion is essential to maximize the recovery of each field. We continue to invest heavily in www.rogtecmagazine.com

взаимосвязь между пластом и тем, как правильный проект строительства скважины и ее заканчивания необходимы для максимального извлечения производимой продукции каждого месторождения. Мы продолжаем вкладывать значительные средства в услуги по технологиям разработки пластов, поскольку мы содействуем нашим клиентам в реализации их планов разработки месторождений. Halliburton: При заканчивании любой скважины очень важно иметь возможность планировать наперед с учетом целей скважины (или всего месторождения). Иметь такую информацию еще до начала проекта критически важно, т.к. от этого будет зависеть все остальное – включая основные функции скважины, какое потребуется оборудование, какие преобразования могут потребоваться скважине в будущем и т.д. Это позволит выделить необходимые средства, использовать необходимое оборудование и материалы (высокого или низкого класса), для достижения возврата инвестиций и чтобы скважина стала прибыльным бизнес проектом. Отсутствие ясного проекта скважины или месторождения делает выбор методов заканчивания скважины очень трудным. Packers Plus: После бурения скважины, оператор решает, может ли она рентабельно производить нефть или газ. Чтобы обеспечить эту рентабельность, скважина должна быть правильно закончена. Это процесс требует профессионального подхода, т.е. рассмотрение данных пласта геологами и инженерами. Эти инженеры также должны прогнозировать, как пласт может изменяться со временем производственного цикла скважины. В этом случае заканчивание скважины будет спроектировано таким образом, чтобы обеспечить оптимальную производительность при минимальной стоимости. TAM International: Да, но это слишком обобщенное утверждение, т.к. заканчивание скважины – это лишь один из аспектов ее проекта. Проект скважины учитывает ее назначение – нагнетательная, производственная или же наблюдательная. Например, при проектировании производственной скважины, учитывается цикл ее эксплуатации для текущей добычи, а в долгосрочном периоде также для ремонтных работ. Гибкий проект скважины обеспечивает возможность выбора различных мероприятий, включая изолирование зон, установку пробок-мостов и т.п. Какие ключевые факторы помогут компаниямоператорам сократить сроки заканчивания скважин и минимизировать их стоимость? www.rogtecmagazine.com

our reservoir development services as we support our clients with their field development plans. Halliburton: The key to any well completion is the ability to plan with the goal of the well (or field) in mind. Having this information at the start of a project is crucial since this will dictate everything from what the primary function of the well is, the equipment that is required, and any future modifications that would be made to the well over time. This will allow for the proper funding to be allocated and the necessary equipment and materials (high end or low end) to be employed to achieve the necessary return on investment to make a well (or field) a viable business venture. Not having a clear well design (or field design) makes it very difficult to select the necessary completion. Packers Plus: After a well is drilled, the operator will decide if it can produce oil or gas profitably. To ensure this profitability, the well must be completed properly. This process requires professionals, such as geologists and engineers to review reservoir data. These engineers will also need to forecast how the reservoir may change over the productive life of the well. The completion will then be designed for optimum production at minimal cost. TAM International: Yes, however the statement is very broad since well completion is only one of the components to the well design plan. The well design takes into consideration the objective of the well: injector, producer or monitor well. For example, in the well design of a producer well, the life of the well is taken into consideration for current production and long term for remedial work as well. A flexible well design provides multiple options including whether to perform isolation of zones, install bridge plugs, etc. What are the key factors for a completion design that will help operators reduce the overall costs associated with the well? Baker Hughes: It is important that the completion design has incorporated adequate flexibility to reduce the cost associated with the installation of the completion and any potential workover operations anticipated later in the life of the well. The simplicity of the completion design, the selection of reliable components, and the anticipation of various operating conditions (stimulations, workovers, etc.), are all important to optimize the lowest cost completion design that will perform as designed throughout the entire life of the well. Halliburton: Eliminating Non Productive Time (NPT) from operations is the major driver behind reducing overall costs on a well and can be accomplished by effectively planning and preparing the job with all parties involved

ROGTEC 11

Бейкер Хьюз: Важно, чтобы проект заканчивания скважины был и достаточно гибкий, чтобы сократить стоимость, связанную с установкой самого заканчивания, и принимал в расчет любые потенциальные ремонтные работы, ожидаемые в течение всего цикла эксплуатации скважины. Простота проекта заканчивания, выбор надежных компонентов и предвосхищение различных условий эксплуатации (интенсификация, ремонт и т.д.), все это представляет большую важность для оптимизации наиболее экономичного проекта заканчивания, который будет работать так, как запланировано проектом в течение всего цикла эксплуатации скважины. Halliburton: Устранение непродуктивного времени (НПВ) в процессе работы – основной движущий фактор, позволяющий сократить издержки при строительстве и эксплуатации скважины, и этого легко достичь при эффективном планировании и подготовке к работе со стороны всех участников рабочего процесса. Очень важно понимать, что для минимизации времени простоя буровой установки необходимо техническое обслуживание. Основная причина роста операционных затрат – простой техники и людей на рабочем участке. Лучший подход к сокращению издержек – наличие эффективной программы бурения и заканчивания, включая план действий при внештатных ситуациях (основанный на ранее известных проблемах пласта), который должен быть рассмотрен всеми сервисными компаниями, причастными к работе на скважине. Packers Plus: Один из наиболее критичных факторов – уметь смотреть дальше, чем работа скважины сразу после ее заканчивания. Довольно частая практика – планировать заканчивание скважины на основе преимуществ, связанных с самим процессом заканчивания. Зачастую, заканчивание скважины проектируется одной группой специалистов без надлежащего учета работы скважины в отдаленном будущем. Также необходимо учитывать все аспекты бурения. Иногда, более сложные бурильные работы необходимы для обеспечения максимального производства скважины или нагнетания воды. Все риски необходимо взвесить, ведь самый простой способ не всегда означает самый лучший конечный результат. TAM International: Простота и надежность. Проект скважины должен разрабатываться с целью максимальной добычи нефти и/или газа и увеличению доходов на инвестиции. Понимание расходных характеристик пласта, размещения разломов и где могут возникать обводнения или приток газа в

12 ROGTEC

in the operation. It is important to understand what services will be required in order to minimize down time at the rig. People and equipment sitting idle on location, is the largest driver behind increased well operating costs. Having an effective rig program that includes contingency operations (based on problems the formation has presented in the past), and that is reviewed with all service companies involved, is the best approach for cost reduction. Packers Plus: One of the most critical factors is to look beyond the initial completion operation. It is not uncommon for a completion design to be based upon the benefits it provides during the completion operation itself. Often, the completion is designed by one group without due consideration to the operation of the well in the future. The drilling aspects also need to be considered. Sometimes, a more complex drilling operation is needed in order to maximise the production or water injection. The risks all have to be weighed, but taking the easiest route does not often equal the best result. TAM International: Simplicity and reliability. The design should be aimed at getting the most oil and/or gas production over the life of the well to increase ROI. Understanding the reservoir flow characteristics, fault placement, and where water or gas encroachment may incur during the life of the well is critical in production optimization. Placement of inflatable or swellable packers for zonal isolation, while maintaining a large internal diameter of the completion, allows for low cost remedial work over operations. What is the most common completion that is seen in the Russian Market? Is this trend continuing or is there a change in approach? Baker Hughes: There are many different types of completions currently being utilized in Russia as there are significantly different types of reservoirs being developed in the various regions. The Russian market has been historically dominated by oil wells completed with electric submersible pumps, however there are many challenging gas fields in Russia that offer unique challenges due to their high pressures and hostile environments. Many Russian operators are becoming more adoptive of newer technologies as they begin to develop many new challenging green fields while also looking to rejuvenate the more mature brown fields. These technologies include multiple zone completions with downhole gauges to provide valuable production data, multilateral wells, and completion equipment that can enable multiple www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

ÒÕËÏÃÎßÐàÔËÔÕÈÏà ÊÃÍÃÐÚËÅÃÐË ÇΠÆËÇÓÑÓÃÊÓÞÅà ÒÎÃÔÕà ŠÑÕÍÓÞÕÑÏ ÔÕÅÑÎÈ

ÐÑÆÑÔÕÖÒÈÐÚÃÕÃÂ ÔËÔÕÈÏÃ ÇÎÂ ÐËÊÍÑÒÓÑÐËÙÃÈÏÞØ ÍÑÎÎÈÍÕÑÓÑÅ ÊÃ ÑÇÐÖ ÔÒÖÔÍÑ ÒÑÇÝÈÏÐÖá ÑÒÈÓÃÙËá

ÑÏÒÃÐË v ÈÌÍÈÓ ßáÊw ÒÑÏÑÉÈÕ ÃÏ ÕÑÚÐÑ ÒÓÑËÊÅÑÇËÕß ÏÐÑÆÑÔÕÖÒÈÐÚÃÕÞÌ ÐÃÒÓÃÅÎÈÐÐÞÌ ÆËÇÓÑÓÃÊÓÞÅ ÒÎÃÔÕà ÒÑ ÔÕÅÑÎÖ ÔÍÅÃÉËÐÞ Êà ÑÇÐÖ ÔÒÖÔÍÑ ÒÑÇÝÈÏÐÖá ÑÒÈÓÃÙËá ÄÈÊ ÑÔÕÃÐÑÅÍË ÓÃÄÑÕÞ ÐÃÔÑÔÐÑÆÑ ÑÄÑÓÖÇÑÅÃÐËÂ Þ ÔÏÑÉÈÕÈ ÖÅÈÎËÚËÕß ÇÑÄÞÚÖ Ðà ÏÈÔÕÑÓÑÉÇÈÐËÂØ Ô ÕÓÖÇÐÑËÊÅÎÈÍÃÈÏÞÏË ÊÃÒÃÔÃÏË ÑÒÕËÏËÊËÓÖ ÑÒÈÓÃÙËË ÒÑ ÄÈÊ ÙÈÏÈÐÕËÓÑÅÃÐËÂ Ë ÒÈÓ×ÑÓÃÙËË ÐËÅÈÓÔÃÎßÐàÍÑÏÒÎÈÍÔÐàÅÞÔÑÍÑà××ÈÍÕËÅÐàÔËÔÕÈÏà )UDF3RLQWj ÏÑÉÈÕ ÄÞÕß ÎÈÆÍÑ ÃÇÃÒÕËÓÑÅÃÐà ÇΠÃÛËØ ÍÑÐÍÓÈÕÐÞØ ÖÔÎÑÅËÌ

ÕÑÄÞ ÄÑÎßÛÈ ÖÊÐÃÕß Ñ ÕÈØÐÑÎÑÆËÂØ ÍÑÏÒÃÐËË v ÈÌÍÈÓ ßáÊw ÇΠÐËÊÍÑÒÓÑÐËÙÃÈÏÞØ Ë ÐÈÑÇÐÑÓÑÇÐÞØ ÍÑÎÎÈÍÕÑÓÑÅ ÔÅÂÉËÕÈÔß Ô ÐÃÛËÏ ÒÓÈÇÔÕÃÅËÕÈÎÈÏ ËÎË ÒÑÔÈÕËÕÈ ÔÃÌÕ ZZZ EDNHUKXJKHV FRP IUDFSRLQW

ÞÄÓÃÅ ÔËÔÕÈÏÖ )UDF3RLQW Þ ÒÑÎÖÚÃÈÕÈ ÑÒÞÕ Ë ÕÈØÐÑÎÑÆËË ÍÑÏÒÃÐËË v ÈÌÍÈÓ ßáÊw ÏËÓÑÅÑÆÑ ÎËÇÈÓà ŠÑÄÎÃÔÕË ÊÃÍÃÐÚËÅÃÐË ÔÍÅÃÉËÐ ËÔÕÈÏà )UDF3RLQW ÒÑÏÑÉÈÕ ÓÈÛËÕß ÒÓÑÄÎÈÏÖ ÓÃÊÓÃÄÑÕÍË Ë àÍÔÒÎÖÃÕÃÙËË ÊÃÎÈÉÈÌ Ô ÕÓÖÇÐÑËÊÅÎÈÍÃÈÏÞÏË ÊÃÒÃÔÃÏË www.bakerhughes.com © 2011 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 31812

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

процессе эксплуатации скважины, критически важно для оптимизации добычи. Размещение гидравлических или разбухающих пакеров для зональной изоляции и сохранение большого внутреннего диаметра для заканчивания позволяет обеспечить менее дорогостоящие ремонтные работы. Какой метод заканчивания скважин чаще всего встречается в России? Эта тенденция продолжается или наблюдается изменение в подходе к вопросу? Бейкер Хьюз: Сегодня в России используются самые разнообразные методы заканчивания, т.к. существует множество различных типов пластов, разрабатываемых в различных регионах. На российском рынке исторически преобладали заканчивания нефтяных скважин погружными центробежными электронасосами, но тем не менее сегодня в России есть множество сложных газовых месторождений, представляющих уникальные сложные задачи, связанные с высокими давлениями и агрессивными средами. Множество Российских операторов становятся более восприимчивыми к новым технологиям по мере того, как разрабатываются новые сложные месторождения (“зеленые поля”), а также при попытках обновления более зрелых ранее эксплуатируемых месторождений. Такие технологии включают в себя многопластовые заканчивания со спуском глубинных скважинных измерительных приборов, обеспечивающих ценные производственные данные, многоствольные скважины, и оборудование для заканчивания, позволяющее использовать многоэтапные методы разрыва, значительно улучшающие добычу и извлечение для некоторых месторождений. Системы многоэтапного разрыва для необсаженных скважин Frac Point от компании “Бейкер Хьюз” недавно была внедрена в России для улучшения извлечения из горизонтальных скважин. Мы продолжаем развивать множество новых аспектов этой технологии, что позволит увеличить количество стадий разрыва для последующего выкачивания с использованием нашей системы и позволит сократить время и риски, связанные с операциями очистки после мероприятий по разрыву. Halliburton: В России чаще всего используется заканчивание скважин с использованием погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН). Растет интерес к заканчиванию горизонтальных скважин, позволяющих увеличить площадь контакта с продуктивным пластом и осуществить зоновую интенсификацию на отдельных участках

14 ROGTEC

stage fracturing techniques to significantly improve the production and recovery from some fields. Baker Hughes Frac Point open hole multi-stage fracturing system has been deployed recently in Russia to improve the recovery from horizontal wells. We continue to develop many new advances in this technology that allows more fracturing stages to be pumped with our system and to also reduce the time and associated risk with clean out operations after the fracturing operations. Halliburton: The majority of the completions in Russia are ESP (Electric Submersible Pump) completions. There is a growing interest in horizontal completions that allow for more contact area in a given reservoir and allow for compartmentalized zonal stimulation. There is also more interest in the sand control technologies that can be used in unconsolidated reservoirs to prevent the costly sand influx. Intelligent completion technologies are also gaining ground as the benefits of having real time control of the components down hole are being recognized by the oil companies. Packers Plus: From what I have seen to date, a single vertical well, cased and cemented with a single proppant fracture is very common. The upper completion is often an Electric Submersible Pump (ESP). However, the trend is changing to horizontal wells with open hole reservoir sections and multiple proppant fractures. It would seem that the number of wells drilled cannot really increase, so the only way to improve production results is to improve each well’s performance. Not only is reservoir contact and production being increased due to the additional fractures gained from multistage fracturing in horizontal wells, but the cost is less than placing the same number of fractures in multiple vertical wells with single fractures. At the moment the well costs are inflated due to the testing and monitoring being implemented in trial horizontal wells in order to gain sufficient knowledge to move to larger scale field development. At that point, well costs will reduce and customers will truly start to see the benefits of open hole, multistage fracturing. TAM International: Most Russian wells utilize cased hole completions limiting the production flow rates and remedial work over options. What effect does the wells type (production, injection or both), run life and production level have on the completion design? Baker Hughes: The type of well has many effects on the completion design including size of production www.rogtecmagazine.com

Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń‹. ТакМо найНŃŽĐ´Đ°ĐľŃ‚Ń Ń? Ń€ĐžŃ Ń‚ инŃ‚ĐľŃ€ĐľŃ Đ° Đş тохнОНОгиŃ?Đź кОнŃ‚Ń€ОНŃ? ĐżĐľŃ ĐşĐžĐżŃ€ĐžŃ?вНониŃ? в в Ń ĐťĐ°ĐąĐžĐşĐžĐ˝Ń ĐžĐťĐ¸Đ´Đ¸Ń€ОваннŃ‹Ń… пОŃ€ОдаŃ…, пОСвОНŃ?ющиП иСйоМаŃ‚ŃŒ Đ´ĐžŃ€ĐžĐłĐžŃ Ń‚ĐžŃ?щогО Ń€оПОнŃ‚Đ° Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝. ТоŃ…нОНОгии ŃƒПнОгО СаканчиваниŃ? Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Ń‚акМо начинаŃŽŃ‚ внодŃ€Ń?Ń‚ŃŒŃ Ń?, ĐżĐžŃ ĐşĐžĐťŃŒĐşŃƒ проиПŃƒŃ‰ĐľŃ Ń‚ва кОнŃ‚Ń€ОНŃ? Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đ˝ĐžĐłĐž ОйОŃ€ŃƒдОваниŃ? в Ń€оаНŃŒнОП вŃ€оПони пОНŃƒŃ‡Đ°ŃŽŃ‚ Đ˛Ń Đľ йОНŃŒŃˆоо приСнанио Ńƒ ноŃ„Ń‚Ń?ных кОПпаниК. Packers Plus: Đ˜С Ń‚ОгО, чтО Ń? видоН Đ´Đž Ń Đ¸Ń… пОŃ€, чащо Đ˛Ń ĐľĐłĐž Đ˛Ń Ń‚Ń€ĐľŃ‡Đ°ŃŽŃ‚Ń Ń? ОтдоНŃŒĐ˝Ń‹Đľ вортикаНŃŒĐ˝Ń‹Đľ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń‹, ĐžĐąŃ Đ°ĐśĐľĐ˝Đ˝Ń‹Đľ и СацоПонŃ‚иŃ€ОваннŃ‹Đľ, Ń ĐłĐ¸Đ´Ń€ĐžŃ€аСрывОП на ĐľĐ´Đ¸Đ˝Ń Ń‚воннОП Ń€Đ°Ń ĐşĐťĐ¸Đ˝Đ¸Ń‚оНо. Ворхноо Саканчиванио СаŃ‡Đ°Ń Ń‚ŃƒŃŽ прОиСвОдиŃ‚Ń Ń? пОгŃ€ŃƒМнŃ‹Đź цонŃ‚Ń€ОйоМнŃ‹Đź Ń?НокŃ‚Ń€ĐžĐ˝Đ°Ń ĐžŃ ĐžĐź (Đ&#x;ĐŚĐ­Đ?). ТоП но Поноо, СаПоŃ‚на Ń‚ондонциŃ? Đş иСПонониŃŽ в Ń Ń‚ĐžŃ€ОнŃƒ гОŃ€иСОнŃ‚Đ°ĐťŃŒĐ˝Ń‹Ń… Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Ń Ń€аСŃ€оСаПи ĐżĐťĐ°Ń Ń‚Đ° Đ˝ĐľĐžĐąŃ Đ°ĐśĐľĐ˝Đ˝Ń‹Пи Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đ°ĐźĐ¸ и гидрОраСрывОП Ń ĐźĐ˝ĐžĐśĐľŃ Ń‚воннŃ‹Пи Ń€Đ°Ń ĐşĐťĐ¸Đ˝Đ¸Ń‚оНŃ?Пи. Đ’Ń€Ń?Đ´ Ни кОНиŃ‡ĐľŃ Ń‚вО Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ ПОМоŃ‚ Ń Đ¸ĐťŃŒнО вОСŃ€Đ°Ń Ń‚и, пОŃ?Ń‚ОПŃƒ ĐľĐ´Đ¸Đ˝Ń Ń‚воннŃ‹Đš Ń ĐżĐžŃ ĐžĐą ŃƒвоНичиŃ‚ŃŒ дОйŃ‹Ń‡Ńƒ – ŃƒĐťŃƒŃ‡ŃˆиŃ‚ŃŒ прОиСвОдиŃ‚оНŃŒĐ˝ĐžŃ Ń‚ŃŒ каМдОК ĐžŃ‚доНŃŒнОК Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń‹. Đ‘НагОдаŃ€Ń? дОпОНниŃ‚оНŃŒĐ˝Ń‹Đź ĐźĐ˝ĐžĐłĐžŃ Ń‚адиКнŃ‹Đź Ń€аСрываП в гОŃ€иСОнŃ‚Đ°ĐťŃŒĐ˝Ń‹Ń… Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đ°Ń… но Ń‚ОНŃŒкО ŃƒвоНичиваоŃ‚Ń Ń? кОнтактнаŃ? СОна ĐżĐťĐ°Ń Ń‚Đ° и дОйыча, нО и Ń Ń‚ĐžĐ¸ĐźĐžŃ Ń‚ŃŒ

tubing, metallurgy selection (injector wells tend to be corrosive, erosion issues, etc.), selection of completion tools based on the well conditions due to cooling/ heating effects and corresponding tubing movement analysis, the type of packer selected will depend on the tube move and preferred setting method (verify the well conditions and the packer’s performance envelope). If multiple zones are to be completed, a thorough analysis must take place when selecting well control and flow control equipment (chokes for zones that need regulation, injection or production, intelligent well systems, etc.). It also has effects on the selection of the safety systems if needed since it must withstand the corrosive environments and also able to work with the supply pressure limitation of the surface control panel and umbilical. Halliburton: For any completion the driving factor on the approach is the overall economics of the well (return on investment). Metallurgy, elastomers, ratings, etc. are all selected based on the preferred life of the equipment, which all comes back to how long a well needs to be in use in order to be profitable. Understanding the intent (production, injection, or a combination of both) determines what conditions the equipment will be exposed to and to what extent it must be designed.

É—ɤɨɧɨɌɢɹÉ&#x;ɍɤɢ ɡɎɎÉ&#x;ɤɏɢÉœɧɚɚ ɨɊɏɢɌɢɥÉšɰɢɚ ÉžɨÉ›ɾɹɢ

Čş ÉœÉľ ɨɊɏɢɌɢɥɢɪɭÉ&#x;ÉŹÉ&#x; ɊɪɨɢɥÉœɨÉžɢɏÉ&#x;ɼɜɧɨɍɏɜ ɜɚɲɢɯ ɍɤÉœÉšÉ É˘É§" ɆɧɨÉ?ɨɍɏɭɊÉ&#x;ɧɹɚɏɾÉ&#x; ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉľ 3DFNHUV 3OXV ɞɼɚ ɧÉ&#x;ɨÉ›ÉŤÉšÉ É&#x;ɧɧɾɯ ɍɤÉœÉšÉ É˘É§ ɊɨɥÉœɨɼɚɸɏ É›ɾɍɏɪÉ&#x;É&#x; ɢɥÉœÉĽÉ&#x;ɤɚɏɜ É É˘Éžɤɨɍɏɢ ɢ É­ÉœÉ&#x;ɼɢɹɢɜɚɸɏ ɊɪɨɢɥÉœɨÉžɢɏÉ&#x;ɼɜɧɨɍɏɜ ɍɤÉœÉšÉ É˘É§Éľ ɍɪɚɥɭ ɊɨɍɼÉ&#x; É­ÉŤÉŹÉšɧɨÉœɤɢ ɇɚɲÉš ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉš ɊɨɥÉœɨɼɚÉ&#x;ÉŹ É›ɨɼÉ&#x;É&#x; ɡɎɎÉ&#x;ɤɏɢÉœɧɨ ɢɍɊɨɼɜɥɨÉœÉšÉŹÉś Ɋɼɚɍɏ ɢ ɢɥÉœÉĽÉ&#x;ɤɚɏɜ ɊɪɨÉžɭɤɰɢɸ ɹɏɨ ɊɪɢÉœɨÉžɢɏ ɤ É­ÉœÉ&#x;ɼɢɹÉ&#x;ɧɢɸ ÉŤÉ­ÉŚÉŚÉšɪɧɨɣ ÉžɨÉ›ɾɹɢ É‹ É?ɨɞɚ 3DFNHUV 3OXV ÉĄÉšÉœÉ&#x;ɪɲɢɼ ÉŤÉœɾɲÉ&#x; ɌɧɨÉ?ɨɍɏɭɊÉ&#x;ɧɹÉšɏɾɯ ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚ ÉĄÉšɊɭɍɤÉš ɲÉšɪɨÉœ ɞɼɚ ɧÉ&#x;ɨÉ›ÉŤÉšÉ É&#x;ɧɧɾɯ ɍɤÉœÉšÉ É˘É§ Éš ɨɛɳÉ&#x;É&#x; ɤɨɼɢɹÉ&#x;ÉŤÉŹÉœɨ ɍɏɚɞɢɣ ÉŞÉšÉĄÉŞÉľÉœÉš Ɋɼɚɍɏɚ ɍɨɍɏɚɜɢɼɨ

ɄɚɌÉ&#x;ɪɨɧ É˘É§É É&#x;ɧÉ&#x;ÉŞ É‹ÉŞÉ&#x;Éžɧɢɣ ȟɨɍɏɨɤ É‘ɏɨɛɾ ɊɨɍɌɨɏɪÉ&#x;ÉŹÉś ÉœɢÉžÉ&#x;ɨ ɍɤɚɹɚɣɏÉ&#x; ɧÉš ɜɚɲ ÉŤÉŚÉšɪɏɎɨɧ ɊɪɨÉ?ɪɚɌɌɭ ɞɼɚ ɹɏÉ&#x;ɧɢɚ 45 ɢ ɍɤÉšɧɢɪɭɣɏÉ&#x; ɤɨÉž

É‹ÉœÉšÉ É˘ÉŹÉ&#x;ÉŤÉś ÉŤ ɧÉšɌɢ ÉŤÉ&#x;É?ɨÉžɧɚ ɢ ɊɨɥÉœɨɼɜɏÉ&#x; ɧɚɌ ɊɨɌɨɹɜ ÉŚÉšɤɍɢɌÉšɼɜɧɨ ɢɍɊɨɼɜɥɨÉœÉšÉŹÉś ɜɚɲɢ ÉšɤɏɢÉœÉľ

такого метода значительно ниже, чем осуществление такого же количества разрывов в нескольких вертикальных скважинах с одним разрывом. В настоящее время стоимость строительства скважин завышена за счет проведения испытаний и мониторинга в экспериментальных горизонтальных скважинах, осуществляемых для получения достаточных практических знаний для последующего развития более масштабных месторождений. Когда это будет достигнуто, стоимость строительства скважин сократится и заказчики действительно смогут увидеть преимущества мультистадийного гидроразрыва необсаженных скважин. TAM International: Большинство российских компаний используют заканчивание обсаженных скважин, что ограничивает дебит добычи и возможность ремонтных работ. Как влияют тип скважины (добывающая, нагнетательная или комбинированная), межремонтный МРП и уровень добычи на проектирование заканчивания скважины? Бейкер Хьюз: Тип скважины имеет большое влияние на проектирование заканчивания, включая размеры лифтовой колонны, выбор металлургического метода (нагнетательные скважины обычно коррозийные, существуют проблемы с эрозией и т.д.), выбор инструментов для заканчивания в зависимости от скважинных условий, связанных с эффектами охлаждения/нагревания и соответствующий анализ движения НКТ, выбор пакера будет зависеть от движения НКТ и метода установки пакера (необходимо проверить скважинные условия и зону досягаемости пакера). Если заканчиваются несколько зон, необходимо провести детальный анализ при выборе контроля скважины и оборудования регулирования потока (заглушки для зон, которые нуждаются в регулировании, нагнетательная или производственная скважина, системы интеллектуальных скважин и т.п.). Также все это имеет значение при выборе систем безопасности, если таковые необходимы, поскольку последние должны выдерживать агрессивную коррозийную среду и при этом работать в условиях ограничения давления поверхностной панели управления и подводного кабеля. Halliburton: Двигателем любого проекта по заканчиванию скважины является его экономические показатели (возврат инвестиций). Металлургия, эластомеры, рабочие характеристики и т.д. выбираются на основе рекомендуемого срока эксплуатации оборудования, что сводится к периоду рентабельной эксплуатации скважины. Понимание предназначения скважины (добывающая, нагнетательная или комбинированная) определяет

16 ROGTEC

Packers Plus: The drilling, completion and stimulation operations must be designed to meet the well’s purpose. A common issue we run across is completion designs that are sub-optimal for stimulation. The usual cause is that the design work is performed by people who are not familiar with stimulation operations. For example, if packers are selected purely on their ability to hold a certain pressure, it may severely affect the ability to properly place fractures. If the completion engineer does not account for the massive cooling effects that take place during stimulation, the packers selected may lose their sealing capability, which can lead to inefficient stimulation and premature screenout. This can result in costly coiled tubing intervention and poor production performance or worse. TAM International: The type of well and the pressure and fluids that are encountered must be completely studied and understood in order to develop the optimum completion design. Lifetime design is a key component to minimize operating expenses. Extra consideration is needed if a producer is to be converted into an injector. In smaller internal diameter completion strings there may be restrictions to the production flow creating limitations to the selection of tools for performing reservoir testing and well maintenance. With open hole completions, what steps should you take to minimize formation damage? Baker Hughes: The selection of a properly formulated and engineered drill-in fluid is key when drilling an open hole section to reduce formation damage. In addition special drilling (i.e. drilling near balance) and completion techniques can also minimize formation damage and prevent lost circulation on producing zones. When properly selected and applied, these drill in fluids and drilling/completion techniques can result on higher production rates. Halliburton: Openhole completions are gaining ground globally and ensuring that formation damage is minimized is very important to getting the desired production from the well. The drilling practices and fluid systems that are employed need to be reviewed and understood by completion engineers just as is the completion being run needs to be reviewed and understood by the drilling engineers and geologists. Discussions surrounding the necessary steps to run an openhole completion must happen to ensure that any facts required to get the completion on depth and any best practices (i.e., special low viscous fluid system) are known. www.rogtecmagazine.com

С Новым Годом!

INTERVIEW

К новым успехам!

. Ýòî òîëüêî íà÷àëî.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

условия эксплуатации оборудования и и требования к нему. Packers Plus: Операции бурения, заканчивания и интенсификации добычи должны разрабатываться с учетом целей скважины. Одна из частых проблем, с которыми мы сталкиваемся – проектирование заканчивания скважины, которая недостаточно оптимальна для последующей интенсификации добычи, чему причиной выполнение проектирования людьми, не знакомыми с операциями интенсификации добычи. Например, если пакеры выбираются только на основании их возможности держать определенное давление, это может сильно повлиять на возможность правильного расположения разрывов. Если инженер по заканчиванию скважин не учтет огромный эффект охлаждения при стимуляции скважины, то выбранные пакеры могут потерять свои уплотнительные характеристики, что может привести к неэффективной стимуляции скважины и к преждевременному выпадению расклинивающего агента из жидкости разрыва. Это приведет к дорогостоящим операциям использования НКТ и низким объемам добычи, а то и хуже. TAM International: Тип скважины, давление и скважинные флюиды должны быть детально изучены, чтобы разработать оптимальный проект заканчивания. Ключ к максимальному сокращению операционных расходов – проект на весь срок эксплуатации скважины. Дополнительные расчеты необходимо предпринять, если производственную скважину планируется переделать в нагнетательную. При использовании колонн меньшего диаметра для заканчивания скважины, могут существовать ограничения по дебету скважины, а следовательно, и ограничения по выбору инструментов для тестирования скважины и ее профилактического ремонта. При заканчивании необсаженных скважин, какие меры необходимо предпринять для минимизации повреждения пласта? Бейкер Хьюз.: Выбор правильно составленной и разработанной буровой жидкости при бурении секций необсаженных скважин для сокращения повреждения пласта. Кроме этого, специальные методы бурения (т.е. бурение почти на равновесии) и методы заканчивания также могут помочь сократить повреждение пласта и предотвратить потерю циркуляции в продуктивных зонах. При правильном выборе и правильном использовании, эти буровые жидкости и методы бурения/заканчивания могут привести к повышению темпов добычи.

18 ROGTEC

Packers Plus: Open hole, multistage completions by their nature reduce formation damage. In a cemented completion, the entire reservoir section is isolated except for the perforations. The perforations will likely have caused local damage, so at this point you are not really left with much reservoir contact at all. Of course, stimulation can then bypass the perforation damage but you have still isolated 99% of the wellbore with cement. Second, the typical ball-drop method of stimulating in open hole allows for a much quicker stimulation operation. A 5-stage “plug and perf” job may take 15-20 days, whereas the open hole, ball-drop method can take 2 to 5 days depending on wellsite stimulation resources and local infrastructure. The result of this time savings is that the stimulation fluids, which will cause reservoir damage over time, are on the reservoir for a significantly shorter period of time. Quicker flow back of the stimulation fluids will lead to increased recovery of stimulation fluids and reduced formation damage. TAM International: To minimize formation damage utilize open hole completions, rather than cement and perforate. Multilateral wells require more complex completions. What solutions do you have for this area? Baker Hughes: Multilateral wells can range from the very simple completions similar to running a liner hanger to very complex completions that allow remote monitoring and control of the well bores. Baker Hughes offers the industry’s most diverse multilateral tools portfolio that covers the entire range. Our wide array of multilateral junctions, completion tools, and accessory equipment can satisfy all of your production and operational needs. Our HOOK Hanger systems utilize the same standard running procedures and techniques as running a liner hanger. They can create TAML level 3, 4, and 5 junctions, allow positive re-entry into all bores even in stacked applications, and are compatible with multiple stimulation operations including high pressure hydraulic fracturing for unconventional reservoirs. Our RAM system can be used to rotate liners to depth in difficult or extended reach applications. Our HydraSplit system offers a reliable hydraulically isolated junction with large ID access and re-entry to each of the wellbores. Halliburton: Halliburton has a group dedicated to multilateral wells who are responsible for the recommended drilling and completion equipment needed to achieve the desired multilateral well design. The technologies that are used range from pre-milled windows and latch couplings used for the drilling of the well, to Swellpacker® isolation systems and SmartWell® system technologies for completing the well. The www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

Halliburton: Во всем мире, заканчивание необсаженных скважин приобретает популярность, ведь обеспечение сокращения повреждений пласта очень важно для получения желаемой производительности скважины. Инженеры по заканчиванию скважин должны знать и понимать методы бурения и характеристики используемых при этом жидкостей, точно так же, как инженеры-буровики и геологи должны знать и понимать процесс заканчивания скважин. Все этапы заканчивания необсаженной скважины должны обсуждаться, чтобы учитывались все факты, связанные с размещением оборудования в скважине и применялись лучшие передовые методы (напр. специальные системы низковязких жидкостей). Packers Plus: Многостадийные заканчивания необсаженных скважин по своей природе позволяют сократить повреждение пласта. При заканчивании с цементированием, весь разрез пласта изолируется, за исключением перфорационных каналов. Перфорации, скорее всего, приведут к зональным повреждениям, поэтому в такой ситуации контакта в пласте практически не останется. Конечно, стимуляцией можно обойти повреждения, вызванные перфорацией, но 99% ствола уже изолировано цементом. Во-вторых, обычный метод использования шаров для стимуляции необсаженных скважин позволяет проводить интенсификацию добычи значительно быстрее. Пятиэтапная операция “plug and perf” может занять 15-20 дней, в то время, как спуск шаров в необсаженную скважину отнимет лишь 2-5 дней, в зависимости от ресурсов, доступных для интенсификации притока и локальной инфраструктуры. Результат при такой экономии времени в том, что стимуляционные жидкости, вызывающие повреждение пласта с течением вермени, будут находится в пласте значительно меньшее количество времени. Более быстрое время возврата стимуляционной жидкости приведет к увеличению ее извлечения и сокращению негативного воздействия на пласт. TAM International: Для минимизации повреждения пласта, следует использовать заканчивания без обсадки скважины, нежели цементирование и перфорирование. Разветвленные скважины требуют более сложного заканчивания. Какие решения вы предлагаете в этой области? Бейкер Хьюз.: Заканчивание разветвленных скважин может быть от совсем простого, схожего с простым

20 ROGTEC

exact technologies used are dependent on the desired well functionality and can be as simple or complex as necessary. Packers Plus: We have a number of options for completing multilateral wells with open hole, multistage system equipment. We have a very good installation history in this area (>500 legs), and dual-leg wells with 8 to 16 stages in each leg are not uncommon. It is a very good way to increase reservoir contact from a single surface location. The stimulation operations are no more complex than a well with only one lateral. TAM International: The use of the inflatable casing annulus packers or swellable packers can be used to provide zonal isolation required in the vertical wellbore; they can also be used to create compartmentalized zones in the lateral itself. Swellable packers can be particularly useful by eliminating the need to cement. When performing open hole completions in multi-lateral wells isolation of the junction is very important in the stability of each lateral. Well integrity is the primary function of the completion. How do you test the initial completion and what tools can you use during the well’s life to ensure integrity? Baker Hughes: The industry defines well integrity as the “Application of technical, operational and organizational solutions to reduce risk of uncontrolled release of formation fluids throughout the life cycle of a well”. Well integrity involves accountability/responsibility (who owns it), well operating processes, well service processes, tubing/annulus integrity (at production packers or liner top packers, etc.), tree/wellhead integrity and testing of safety systems. Many tools are used during the testing but includes surface hydraulic pumps, valves, pipes and fittings, stand valves and slick plugs and various accessories to test safety valves and sliding sleeves (separation sleeves, etc.). Packers Plus: The open hole, multistage system completion is designed with the ability to provide well integrity when it is required. The completion can be tested once it has been set (packers engaged) by performing a tubing test and also annular tests on the liner hanger. The well stays mechanically isolated until it is time to stimulate. Post-stimulation, individual stages or the entire completion can be closed in on coiled tubing using the appropriate shifting tool. This functionality can also be used to re-frac individual stages or the entire well if required. TAM International: Testing the initial completion depends on the type of completion, for instance a slotted liner is pretty much installed and then the well treated and/or placed on www.rogtecmagazine.com

спуском подвесного устройства хвостовика до очень сложного, позволяющего осуществлять удаленный мониторинг и контроль ствола. “Бейкер Хьюз” предлагает самый широкий в отрасли спектр продуктов для заканчивания разветвленных скважин, охватывающий все типы заканчивания, от простых до наиболее сложных. Предлагаемый нами выбор разветвленных соединений, инструментов для заканчивания и вспомогательного оборудования удовлетворит все ваши производственные и операционные потребности. Наши подвесные системы HOOK используют те же процедуры и методы спуска в скважину, что и обычный спуск подвесного устройства хвостовика. С их помощью можно создавать соединения TAML уровня 3, 4 и 5, они позволяют успешно осуществлять повторный спуск во все типы стволов, даже для использования на слоистых залежах и совместимы с операциями по многоэтапной интенсификации, включая гидроразрыв под высоким давлением на сложных пластах. Наша система RAM может быть использована для вращения хвостовика на глубину в сложных скважинах и скважинах с большим отходом. Наша система HydraSplit позволяет обеспечить надежное гидравлически изолированное соединение с доступом широкого внутреннего диаметра и позволяет повторный спуск в каждый из стволов. Halliburton: В компании Halliburton существует подразделение, отвечающее за разработку тезнологий и оказание услуг по многозабойному бурению. Используемые технологии варьируются от предварительно пробуренных окон и запорных соединений, используемых при бурении скважины; до изоляционных систем Swellpacker® и систем технологии SmartWell®, используемых при заканчивании скважин. Конкретные используемые технологии зависят от желаемого назначения скважины и могут быть простыми или сложными насколько это необходимо. Packers Plus: Мы предлагаем несколько вариантов для заканчивания разветвленных скважин при помощи оборудования многоэтапной системы для необсаженных скважин. В этой области у нас очень хороший опыт (свыше 500 стволов), и двухствольные скважины с от 8 до 16 этапов для каждого ствола – совсем не редкость. Это очень хороший метод увеличения контакта для пласта с единственного расположения на поверхности. Операции интенсификации не более сложны, чем скважина с единственным боковым стволом. TAM International: Гидравлические пакеры для затрубного пространства или разбухающие пакеры могут использоваться для обеспечения зонной www.rogtecmagazine.com

line. However during the life of a well different casing/liner sections may require that periodic mechanical integrity tests be performed; a multi-set inflatable packer is ideal for casing pressure tests in this case. Well control is paramount at all times and it is a vital component of the completion to prevent the uncontrolled release of hydrocarbons. What are the key factors for safety valve selection and positioning in the well? Baker Hughes: Key considerations include deployment method (tubing or wireline retrievable), profile in the top sub of safety valve (for landing accessories), tuning size, seal bore size (under tugging drift), OD (to fit in casing) thread type, setting depth (API recommends for offshore wells at least 100 meters below the mudline or the most appropriate depth to prevent asphaltenes or scale build up), working pressure, temperature rating, metallurgy, thread weight and type, and specify the need for cable bypass/protection. Halliburton: Safety valves are available in both tubingretrievable and wireline/slickline-retrievable systems, equalizing or non-equalizing, corrosion resistant alloy or standard materials, general production or deep-set / high pressure high temperature. In order to properly select a safety valve, the well conditions must be known, in addition to anticipated production pressures and rates, required open and close pressures, etc. There are a wide range of valves to suit all applications and provide the well control required in the event of a catastrophic event. Packers Plus: Up until about 3 years ago, I spent 11 years working for the leading provider of intelligent completions. I am not aware of any being run in Russia, but it very much depends on your interpretation of “intelligent.” Some people would say that a well with gauges and slickline valves is an intelligent completion, but in my opinion, an intelligent completion has surface control and downhole monitoring. The reality is for a market like Russia, which is very similar to the North American/Canadian market, intelligent completions for the majority of wells are too costly. They will have their place in the market, but they will always be a niche solution. The remoteness of Russian wellsites would require advanced surface control systems tied back via satellite, or similar, to get the most value out of them. Implementing intelligent completions on a field-wide basis requires many years of planning and significant investment, which typically go hand-inhand with wells that can deliver significant quantities of hydrocarbons. TAM International: The type of service a safety valve is going to be exposed too and the anticipated pressure that could

ROGTEC 21

изоляции, необходимой для вертикальных стволов, они также могут использоваться для создания пространственно разделенных зон в самих боковых стволах. Разбухающие пакеры могут быть особенно полезны, если за счет них можно избежать цементирования. При заканчивании необсаженных разветвленных скважин, изоляция соединений очень важна для обеспечения стабильности каждого из боковых стволов. Прочность скважины – основная функция заканчивания. Как вы проверяете первичное заканчивание и какие инструменты вы используете во время эксплуатации скважины для обеспечения ее прочности?

be encountered are what should determine which type of safety valve is used. If it is sandy service, H2S, high CO2, or other corrosives environment it is important to make sure it will meet these requirements. It must be able to handle cycling for the life of the well, in which it is function tested at least once a month to make sure it is operating correctly. The method of operating the valve will impact the positioning. Most safety valves are placed a minimum of 90 ft (30 m) below the mud line, with a landing nipple profile placed either directly on top of the SCSSV or 30 ft (10 m) above to allow a secondary safety valve (Wireline or Coil tubing) to be installed. Casing/Tubing:

Бейкер Хьюз: Отраслевое определение прочности скважины звучит следующим образом: “использование технических, операционных и организационных решений для сокращения риска неконтролируемого выброса жидкостей пласта на протяжении всего цикла эксплуатации скважины”. Прочность скважины включает такие факторы как ответственность оператора (владельца), процессы эксплуатации скважины, процессы сервиса скважины, прочность НКТ/затрубного пространства (в производственных пакерах или пакерах головки колонны-хвостовика и т.д.), прочность устьевого оборудования и испытания систем обеспечения безопасности. Во время испытаний используются многие инструменты, в частности поверхностные гидравлические насосы, клапаны, трубы и фитинги, клапаны стояка и заглушки скольжения и другие аксессуары, используемые для испытаний клапанов безопасности и скользящих муфт (разделительные муфты и т.п.). Packers Plus: Многоэтапное заканчивание необсаженных скважин проектируется с возможностью обеспечения целостности скважины, когда это необходимо. Заканчивание может быть проверено после того, как оно было закончено (пакеры активированы) посредством проведения теста НКТ, а также кольцевым тестом подвески хвостовика. Скважина остается механически изолирована, пока не придет время начать интенсификацию. Послеинтенсификационные, индивидуальные стадии либо заканчивание в целом могут быть закрыты колтюбингом при использовании соотвествующего сдвигающего инструмента. Эта функциональность также может быть использована для повторного разрыва отдельных этапов или всей скважины, если потребуется. TAM International: Тестирование первичного заканчивания зависит от метода заканчивания,

22 ROGTEC

What advantages do premium casing connections have over standard API / GOST pipes, and what are their benefits for drilling contractors and operators? Baker Hughes: Premium connections are designed with metal to metal seals and do not rely on the threads and the thread compound to create a seal. Premium connections are generally machined to very exacting standards ensuring proper thread engagement and a good metal to metal seal. Premium connections are generally designed with much higher strength characteristics than other connections, this can be important for deep wells, high pressure and high temperature wells or for wells that are deviated where the stresses on the connections may be much higher. In general it can be said that premium connections are used in most offshore wells worldwide because of the extra protection that they provide. It is also highly recommended that premium connections be used in any gas well applications. While installing casing and tubulars with premium connections it is strongly recommended that a adequate torque turn system is utilized to ensure the proper installation. It is also recommended that an appropriately sized power tong with an integrated hydraulic back- up be used. Baker Hughes utilize our “Salvo” system, to monitor the make-up of the connection and to record the final torque achieved and other parameters that can then be kept in the well records. Tenaris: API/GOST pipes are typically used in conventional string designs, for shallow well applications and are older, more established technologies. Premium connections, however, incorporate state-of-the-art engineering design and have been specially manufactured for more complex loads and sealing requirements, such as those found in www.rogtecmagazine.com

например, при использовании хвостовика с щелевым фильтром, скважина может обрабатываться или запускаться сразу после установки. Однако в течение срока эксплуатации скважины, различные части обсадки или хвостовика могут нуждаться в периодических испытаниях целостности, в таком случае идеально подходит использование многоразового гидравлического пакера для испытаний давления в обсадной колонне. Контроль скважины первостепенно важен на всех этапах и жизненно необходим при заканчивании для предотвращения неконтролируемого выхода углеводородов. Каковы ключевые факторы при выборе предохранительных клапанов и расположении скважин? Бейкер Хьюз: Основные соображения включают метод установки (НКТ или использование тросового извлекаемого инструмента), профиль в верхней части предохранительного клапана (для спуска на него вспомогательных компонентов), размер труб, размер отверстия уплотнения (под отклонением), тип резьбы внешнего диаметра (для установки обсадки), глубина установки (API рекомендует для морских скважин минимум 100 метров ниже

Разбухающий пакер

TAM FREECAP® Один инструмент, множество решений. Разбухающие пакеры TAM FREECAP, активируемые водой и нефтью используются на различных сложных проектах заканчивания скважин во всем мире. Разбухающие пакеры FREECAP используются для обеспечения безопасности головки хвостовика и долгосрочной целостности цементирования в глубоководных скважинах Мексиканского залива. Пакеры FREECAP позволяют успешно справиться с задачами изоляции водоносных горизонтов и скважинного притока воды в России и в Австралии. Вдали от берегов Западной Африки, пакеры FREECAP используются для обеспечения изоляции гравийных фильтров в глубоководных скважинах. В США и Канаде, они используются для изоляции зон многостадийного разрыва. Свяжитесь с компанией TAM и узнайте, как разбухающие пакеры FREECAP помогут вам решить задачи следующего вашего проекта заканчивания.

Гидравлические и разбухающие пакеры

www.tamintl.com

high pressure, high temperature or extended reach wells. Tenaris offers a comprehensive range of high performance TenarisHydril premium connections for challenging applications. Our WedgeTM and Blue® Series connections along with our Dopeless® technology help minimize risk and make operations more efficient. ТМК-Premium Services: Using casing and tubing pipes with Premium-class threaded connections during the well construction has to be justified, considering that their cost is much higher than that of standard pipes with threaded connections by GOST R 53365 and API Spec 5B. This is firstly due to a longer production time and control of threading, secondly, to costly testwork for compliance with ISO 13679 requirements and thirdly to special finishing of the threading surface. This is why casing and tubing pipes with Premium-class threading connections are generally used in: » presence of aggressive corrosive components such as hydrogen sulphide or carbon dioxide in well production; » high gas factor in well; » during the construction of deep wells and wells with long horizontal sections; » during the construction of offshore wells. TAM International: The use of certain types of premium

уровня дня или наибольшую подходящую глубину для предотвращения накопления асфальтена или твердого осадка), рабочее давление, температурный номинал, металлургия, вес и тип резьбы и необходимость защиты/байпаса кабеля. Halliburton: Существуют клапаны-отсекатели, как спускаемые-извлекаемые на НКТ, так и проволочной лебёдке, с возможностью выравнивания давления при открытии или не уравнивающие, из сплавов, устойчивых к коррозии или из стандартных материалов, для общего использования или же для специальных сверхглубоких скважин высокого давления и высокой температуры. Для того, чтобы правильно выбрать клапан-отсекатель, необходимо знать условия в скважине, ожидаемый уровень и темпы добычи, заданное давление в открытой и в закрытой скважине и т.д. Существует широкий спектр клапанов, подходящих для использования в различных условиях эксплуатации и позволяющих контролировать скважину в том числе и в случае чрезвычайных ситуаций. Packers Plus: До начала моей работы здесь 3 года назад, я провел 11 лет, работая на ведущего производителя умных заканчиваний скважин. Мне не известно о таких заканчиваниях в России, но многое зависит от того, что называть “умным”. Некоторые говорят, что скважина с измерительными приборами и использованием клапанов на тросовых канатах - это и есть умное заканчивание, но я считаю, что умное заканчивание скважин – это контроль скважины с поверхности и глубинный скважинный мониторинг. В реальности, для российского рынка, очень схожего с американско-канадским рынком, интеллектуальное заканчивание для большинства скважин – слишком дорогостоящее предприятие. Эти методы найдут свое место на рынке, но всегда будут нишевым решением. Для российских скважин, расположенных в отдаленных районах, потребуются передовые системы наземного контроля, связанные через спутники или нечто похожее, для того, чтобы обеспечить их наибольшую ценность. Внедрение интеллектуальных заканчиваний в масштабах целых месторождений требует многолетнего планирования и значительных инвестиций, что обычно случается лишь для тех скважин, которые могут обеспечить крупномасштабную производительность. TAM International: При выборе предохранительного клапана нужно руководствоваться ожидаемым давлением и тем, какое обслуживание предполагается для скважины. Если обслуживание связано с контролем пескопроявления, а скважинная среда

24 ROGTEC

connections on casing provide higher tensile and compression ratings along with higher torque loads for situations where rotation of the casing or bending moments may stress the connections creating leaks. Higher torque values are critical for success in some horizontal wells. Premium connections will also provide gas tight seals. How can the casing connections aid operators drill deviated and extended reach wells? Baker Hughes: For deviated and extended reach wells premium connections are recommended because of their higher strength and better sealing capabilities. Tenaris: Operators can encounter several problems while drilling extended reach wells such as high loads with the need to push, bend and rotate the string into place. TenarisHydril premium connections can make significant contribution to successful operations in deviated and horizontal drilling projects. TenarisHydril WedgeTM Series flush and semi-flush connections are especially suited for these applications because they balance reduced clearance and high compression resistance. Just as importantly, given that the opposing flanks of the dovetail WedgeTM threads simultaneously engage, they are able to withstand extreme torque. Reducing time for drilling operations is another key factor to take into consideration. Fast running jobs are imperative in horizontal wells for technical reasons, as the risk of an open hole collapsing is higher than in a vertical one. By choosing Dopeless® technology, Tenaris’s proprietary dope-free coating, operators save time on the rig. The Dopeless® coating is applied at the mill in a controlled industrial environment, eliminating the need to apply dope at the rig site. Operators in Russia and the Caspian Sea region are already experiencing the benefits of Dopeless® technology for offshore and Arctic environments. ТМК-Premium Services: When running casing strings into wells with long horizontal sections, the running is impeded with significant friction forces, which can be minimized with special lubricant additives to the drilling fluid, but this is often not enough and the string has to be rotated and burdened with additional weight load. In this case, special premium insistent connections, which have an internal stop that does not only provide integrity in couplings, but also allows to withstand significant compressive loads and high rotation torque. TAM International: Using premium casing connections allow for better equivalent circulating densities (ECDs) in mud removal for performing cementing operation of the casing www.rogtecmagazine.com

содержит H2S, высокие содержания CO2 или другие коррозионные условия, необходимо, чтобы клапан был устойчив к ним. Он должен выдерживать рециркуляцию на протяжении всего срока эксплуатации скважины, а также должен проходить рабочие испытания на предмет правильной его работы не реже, чем раз в месяц.

strings. The premium connections offer higher bending and torque rating which assist in passing through high dog leg severity or short radius well bores. In some extended reach wells or horizontal wells, rotation is required to reduce friction in order to install a casing string. The amount of torque required to do this usually requires a premium connection.

Метод работы клапана определяет его расположение. Большинство предохранительных клапанов размещаются как минимум на 90 футов (30 м) ниже границы ила, а профиль посадочного ниппеля располагается или непосредственно поверх SCSSV или на 30 футов (10 м) выше, чтобы позволить установку вторичного предохранительного клапана (на канате или колтюбинге).

What are the key considerations for operators when selecting tubulars for their offshore drilling programs?

Обсадка/Трубопровод: Каковы преимущества обсадных коннекторов класса премиум перед обычными трубами стандарта API / GOST, и каковы преимущества их использования для буровых подрядчиков и операторов? Бейкер Хьюз: Соединения класса Premium разработаны с уплотнениями металл-к-металлу и не зависят от резьбы и не нуждаются в резьбовой смазке для обеспечения уплотнения. Соединения Premium чаще всего производятся на машинном оборудовании по очень точным стандартам, обеспечивая правильное соединение по резьбе и очень прочное уплотнение металл-к-металлу. Обычно, соединения Premium разрабатываются с более высокими прочностными характеристиками, чем другие соединения и это может быть важным при использовании на глубоких скважинах, скважинах высокого давления и высоких температур либо для наклонных скважин, где нагрузки на соединения могут быть значительно выше.

Baker Hughes: Certainly for offshore operations careful planning of the design of the casing strings is needed for their tensile, torque and burst strengths as well as other parameters. For the supply of suitable casing and connections it is best to rely on one of the major manufacturers who have a strong reputation in this field. It is also essential to source float and stage equipment and other accessories with matching connections. Tenaris: The first factor to take into consideration is the environment. The Macondo case has shown how extreme the consequences of an offshore failure can be. Also, in many parts of the world, local governments impose strict regulations on drilling operations to limit the environmental footprint. When operating offshore, customers need to choose reliable, field proven products to minimize risk and costly workover operations as well as guaranteeing the safety of everyone on the rig.

В целом, можно сказать, что соединения Premium используются, в основном, на морских скважинах во всем мире, учитывая обеспечиваемую ими дополнительную безопасность. Также настоятельно рекомендуется использовать соединения Premium для любых газовых скважин.

When choosing Dopeless® technology, the operator is relieved from performing a number of connection doping and cleaning tasks during the running preparation phase. Dopeless® connections require less people on the rig floor, reducing the chances of potential accidents and making pipe running operations safer. Since connections arrive rig-ready, much simpler and faster running jobs are attained. Also, the uniformly applied dry coating consistently generates very stable make-ups. Thanks to the increased galling resistance provided by Dopeless® technology, operators are more likely to experience a smooth running operation, significantly reducing the risk of connection damage. This technology debuted in Norway in 2003, home to the strictest drilling regulations worldwide.

При установке обсадки и труб с использованием соединений Premium, настоятельно рекомендуется использование соответствующей системы силового вращения для обеспечения правильной установки. Также рекомендуется использовать приводной трубный ключ правильного размера с интегрированным гидравлическим обратным затвором. “Бейкер Хьюз” использует свою систему

Tenaris offers many services to contribute to the successful execution of offshore operations. Our technical sales team can provide string design and material selection services. We can provide logistics services to guarantee products are available when needed. Tenaris can also deploy its field service specialists to support the running and help guarantee the correct installation of the casing at the offshore platform.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 25

“Salvo” для мониторинга свинчивания соединения и записи полученного конечного вращающего момента и других параметров, которые затем могут храниться в документации по скважине. Tenaris: Резьбовые соединения стандарта API/GOST обычно используются для обсадки неглубоких скважин и считаются давно используемой и наиболее устоявшейся технологией. Соединения же класса Premium включают в себя передовые инженерные разработки и используются в скважинах с высокими давлениями и температурами, при больших отходах, а так же при других сложных условиях эксплуатации, где традиционные резьбы не могут быть использованы ввиду чрезмерных нагрузок. Компания Tenaris предлагает полный спектр высокопроизводительных соединений класса Premium марки TenarisHydril для использования в самых сложных условиях. Наши соединения WedgeTM и Blue® в сочетании с нашей безсмазочной технологией Dopeless® помогают сократить риски и способствуют более эффективной эксплуатации месторождений. ТМК-Premium Services: Применение обсадных и насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями класса Премиум при строительстве скважин должно быть весьма обоснованным, поскольку их стоимость значительно выше стандартных труб с резьбовыми соединениями по ГОСТ Р 53365 и API Spec 5B. Это связано: во-первых c большим временем на изготовление и контроль резьб, во-вторых с проведением дорогостоящих испытаний в соответствии с требованиями стандарта ISO 13679, в третьих из-за специальной отделки поверхности резьбы. Поэтому обсадные и насосно-компрессорные трубы с резьбовыми соединениями класса Премиум в общем случае применяют: » при наличии в продукции скважин коррозионно агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ; » при высоком газовом факторе в скважине; » при строительстве глубоких скважин, и скважин с большими горизонтальными участками; » при строительстве морских скважин. TAM International: Использование некоторых соединений класса Premium для обсадки обеспечивает более высокие коэффициенты уплотнения и сжатия, наряду с более высоким сопротивлением скручивающим нагрузкам,

26 ROGTEC

ТМК-Premium Services: Offshore wells call for a number of special requirements to the piping and downhole equipment: » first of all, the connection of casing pipes must have metal-to-metal sealinig and coupling must be 100% effective; » connections must comply with requirements of ISO 13679 standard, level САL-4; » services available on shore. TAM International: The mechanical properties - burst and collapse pressure ratings, tensile strength, thread connections, corrosion resistance, metallurgy, availability and cost. Cement: A good primary cement job is essential to ensure long term well integrity. How do your products achieve this? Baker Hughes: To ensure long term wellbore integrity, the cement design must address both the chemistry of the slurry design as well as the physical placement of that slurry into the wellbore. Baker Hughes cementing products allow modification of the slurry properties to address the individual wellbore conditions for each application. From materials that can prevent gas migration to those that modify the long term mechanical properties of the set cement are carefully applied where appropriate to the cement designs. Spacers designed to remove the drilling fluid and prepare the wellbore for cement are key to the overall cement job design. Coupling the slurry and spacer designs with the use of Baker Hughes state of the art cement placement modelling assures the total job design addresses all critical factors including centralization, pump rate, pressure control, etc. to assure long term integrity for each job. Inflatable products can also enhance a standard cement job by providing specific points of isolation. An inflatable packer element will completely fill a washed out, irregular hole and provide a pressure seal against the formation. Additionally, swellable packers can be cemented around as a means of short term cement enhancement and also provide a long term solution to hydrocarbon migration through micro annulus fractures TAM International: TAM packers are run to complement the cement job. When using an inflatable packer on the casing string that is being cemented, the placement of the packer is determined by what the customer wants to achieve, whether it is to prevent gas migration, prevent gas cut cement, isolate a loss circulation zone, address micro annulus formation, enable multi-stage cementing, or prevent channelling due to poor mud removal, etc. www.rogtecmagazine.com

для ситуаций, когда вращение обсадки или изгибающий момент могут создавать чрезмерное давление на соединения, создавая течь. В некоторых горизонтальных скважинах более высокое сопротивление скручивающим нагрузкам чрезвычайно важно для успешной работы. Кроме того, соединения класса Premium обеспечивают Как обсадные коннекторы помогают операторам бурить наклонные скважины и скважины с большим отходом от вертикали? Бейкер Хьюз: Соединения Premium рекомендуется использовать для наклонных скважин и скважин с большим отходом, т.к. они имеют большую прочность и обеспечивают лучшее уплотнение. Tenaris: Зачастую во время бурения скважин с большими отходами, операторы сталкиваются со сложностями, такими как высокие нагрузки и необходимость проталкивать, изгибать и вращать колонну для ее правильной установки. Соединения TenarisHydril класса Premium позволяют снизить риски при спуске ОК в такие скважины. Гладкие и полувысаженные соединения типа TenarisHydril WedgeTM особенно хорошо подходят для такого использования, поскольку они позволяют обеспечить баланс между уменьшенным зазором и высоким сопротивлением сжатию. Настолько же важным преимуществом является то, что противоположные стороны резьбы соединения типа “ласточкин хвост” WedgeTM активируются одновременно, что позволяет им выдерживать экстремальные нагрузки крутящего момента. Также одним из ключевых факторов, которые необходимо учитывать, является сокращение времени бурения. Более быстрое бурение чрезвычайно важно для горизонтальных скважин из технических соображений, т.к. риск обвала необсаженной горизонтальной скважины значительно выше, нежели вертикальной. Выбирая запатентованную компанией Tenaris безсмозочную технологию Dopeless®, операторы могут сократить время затрачиваемое на спуск обсадной колонны. Покрытие Dopeless® наносится на фабрике, в контролируемых промышленных условиях, благодаря чему устраняется необходимость нанесения резьбоуплотнительной смазки на боровой. Операторы в России и в Каспийском регионе уже узнали преимущества технологии Dopeless® при работе в морских и арктических условиях. ТМК-Premium Services: При спуске обсадных колонн в скважины с большими горизонтальными участками перемещению колонны противодействуют www.rogtecmagazine.com

Swellable packers have also been shown to enhance primary cement jobs in a number of ways. They are used to prevent micro annulus problems and assist in protecting the cement sheath from being damaged during casing pressure tests. What advantages does cement have over swellable solutions? Baker Hughes: Properly designed and placed cement slurries can provide wellbore isolation throughout the entire wellbore. Unlike mechanical means like swellable packers, cement is not limited to specific locations within the well. To be effective, the swellable packer must be placed in a specific location within the wellbore, and can only provide isolation in that specific area. While effective in providing a localized seal, many designs call for coupling the use of swellable packers with cementing to assure total wellbore isolation. TAM International: It is readily available on most locations, simple to use and accepted by industry. Cement will protect the outside of the casing from corrosion over intervals where this may be a problem. Cement will also help support the casing from high internal pressures, whereas swellable packers would not be able to. Russia is about to embark on significant offshore exploration and production. How will the offshore market affect the products that Russian’s are familiar and comfortable with using? Baker Hughes: The cementing products and systems used in the offshore environment will still be familiar to those currently used in Russia. The difference will be some of the additives may now be supplied in their liquid form rather than dry, allowing ready modification of slurry properties without the need for shipping a new dry blended system to the rig. TAM International: Currently TAM products are being used in Russia, both swellable and inflatable packers, for both land and offshore operations. Recent annular gas migration problems in the Gulf of Mexico and elsewhere show that additional mechanical barriers should be utilized on each casing string to prevent environmental disasters due to unforeseen occurrences. Hurricanes Katrina and Ike certainly exposed these problems. Swellables: Many industry veterans are familiar with cement over swellable elastomers. What benefits do swellable solutions bring compared to cementing? Baker Hughes: Unlike cement, swellable packers provide a means of long term annular isolation that is not prone

ROGTEC 27

значительные силы трения, которые возможно минимизировать за счёт специальных смазочных добавок в буровой раствор, но этого зачастую бывает не достаточно, приходиться вращать колонну обсадных труб и нагружать её дополнительным весом. В таком случае применяются специальные упорные соединения премиум, внутренний упор которых в муфте кроме обеспечения герметичности, позволяет выдерживать значительные сжимающие нагрузки и высокий момент вращения. TAM International: Использование соединений класса Premium для обсадки позволяет улучшенную эквивалентную плотность циркулирующего раствора (ЭПЦ) при вытеснении бурового раствора во время цементирования обсадной колонны. Соединения Premium обеспечивают более высокие параметры искривления и крутящего момента, что поможет облегчить проход естественных искривлений скважины в стволах с малым радиусом. В некоторых скважинах с большим отходом или горизонтальных скважинах, вращение необходимо для сокращения трения во время установки обсадной колонны. В этих случаях используется такой крутящий момент, который обычно требует использования соединений класса Premium. Что операторы должны принимать во внимание при выборе обсадки и коннекторов для использования на морских буровых проектах? Бейкер Хьюз: Безусловно, при работе в море необходимо точное проектирование обсадных колонн для учета их прочности на растяжение, вращающий момент и прочности на разрыв, среди прочих характеристик. Поставку подходящей обсадки и соединений лучше всего доверить одному из крупных производителей, имеющих высокую репутацию в этой сфере. Также необходимо обеспечить поставку оснастки для спуска обсадной колонны на плаву и стадионного оборудования и других компонентов с подходящими соединениями. Tenaris: Первое, на что следует обратить внимание, это безопасность для окружающей среды. Происшествие на Макондо показала всем, насколько серьезными могут быть последствия аварийной ситуации в море. Кроме того, во многих странах мира, правительства устанавливают очень строгие нормы буровых операций для сокращения негативного воздействия на окружающую среду. При работе в море, заказчикам следует выбирать надежные и проверенные в работе продукты, чтобы сократить риск неудачных работ и дорогостоящего ремонта скважин, а также обеспечить безопасность всех работающих на буровой платформе.

28 ROGTEC

to failure due to micro annulus fractures resulting from temperature or pressure induced tubing movement. Also, swellable packers are much more economical and operationally efficient than cementing. Swellable packers can give an additional assurance of a seal at a specific location in the well, and do not have the associated rigorous testing required for cementing. Swellable packers can be placed virtually anywhere on the casing string, yet are limited to some extent by the fluid environment and temperature. Halliburton: Cementing will always be an important part of the well construction process for some of the casing strings. Swellable products can provide a means of complementing a cement job (i.e. can be used in conjunction with cement as insurance against production up a mud channel micro-annulus). Also Swellpacker systems can be used when openhole completions are required and isolation is needed. Swellpacker systems provide an effective seal in the presence of the swelling medium that is required (oil or water). Swell times can be engineered through the elastomer selection and application of delay barriers. TAM International: Swellable packers promote simplicity, reliability and provide a level of insurance against well integrity issues. In open hole completions there are two valuable benefits: 1) in soft formations the productivity index is enhanced due to exposure of the entire sand face to the pressure draw down and 2) in productive fractured formations naturally occurring fractures are not covered with a cement sheath. Swellables are essential for newer technologies such as ICD’s and will play a large role in Advanced Well Completions that require down hole instrumentation. Swellable packers also complement the cementing operations in preventing micro annulus and other problems as described in #12 above. Tendeka: Swellable Packers are a disruptive technology, they are simple, efficient and reliable. The first water swelling packers came from a major operators R&D department in 2001 and are licenced to Tendeka (Osmotic water swelling packers). Oil swelling packers arrived a little later and both are offered, with each having distinct applications. The combination of long liner sections, complicated cement jobs and expensive perforating equipment makes liners with swelling elastomer sections and flow control equipment a very cost-effective alternative. This technology has seen a major uptake both in fracturing of low permeable formations such as shale plays and in high permeable sand stone reservoirs. The technology has replaced many of www.rogtecmagazine.com

Выбирая технологию Dopeless®, оператор освобождает себя от необходимости производить операции по обработке и чистке соединений во время подготовки к спуску. Соединения с Dopeless® требуют меньшего количества персонала на буровой, что сокращает шансы потенциальных несчастных случаев и способствуют более безопасной работе. Поскольку соединения поставляются уже готовыми к работе, спуски становятся проще и быстрее. Кроме того, равномерно нанесенное сухое покрытие постоянно обеспечивает более стабильное свинчивание. Благодаря обеспечиваемой технологией Dopeless® большей устойчивости к повреждениям, увеличивается вероятность бесперебойного бурения и значительно сокращается возможность повреждения соединения. Эта технология впервые была использована в 2003 году в Норвегии, где регулирование буровых работ самое строгое в мире. Tenaris предлагает множество услуг, способствующих успешному проведению работ в море. Наш технический персонал отдела продаж может предложить услуги по выбору труб и материалов, подходящих для каждого конкретного проекта. Мы также обеспечиваем услуги по логистике с гарантией того, что продукты будут на месте тогда, когда это необходимо. Также Tenaris предлагает услуги по работе наших специалистов на буровой заказчика для обеспечения поддержки спусков и гарантии правильной установки обсадки при бурении с морских платформ. ТМК-Premium Services: Морские скважины предъявляют к трубам и внутрискважинному оборудованию ряд специальных требований: » в первую очередь соединения обсадных труб должны иметь уплотнение металл-металл и эффективность муфтового соединения должна быть 100%; » квалификация соединений на соответствие требований стандарта ISO 13679 уровень САL-4; » наличие сервиса на берегу. TAM International: Механические характеристики – значения сопротивления разрыву и смятию, прочность на растяжение, качество резьбового соединения, сопротивление коррозии, металлургические характеристики, доступность и стоимость. Цементирование: Качественное первичное цементирование необходимо для долгосрочной прочности скважины. Как ваши продукты помогают достичь цели? Бейкер Хьюз: Для обеспечения долгосрочной прочности скважины, проект цементирования www.rogtecmagazine.com

the alternative devices such as inflatables or mechanical Packers. Cementing and perforating long horizontal zones often proves problematic, either with losses occuring or water channelling during production (micro annulus) caused by thermal dynamic expansion, contraction and expansion of the liner or the loss of hydrostatic pressure when the cement gels. Major Service providers are beginning to offer cement impregnated with swellable compounds to augment the cement bond and prevent water channelling. Are swellable solutions as equally applicable in the offshore sector as onshore? Baker Hughes: Swellable solutions have been used primarily for zonal isolation in onshore open hole completions; however, there is a growing trend to utilize them in a number of key offshore applications as well. In general swellable compounds are composed of the same proven elastomers used in virtually all other oilfield sealing components, and have been rated to as high as 10,000 psi at 400F in some applications. There are no additional limitations to the use of swellable packers in the offshore environment when compared to onshore. The only differences would be in the design of the packer to properly address the specific environment found in the offshore well. TAM International: Several deep water operators now use swellable packers on several of their casing strings as a secondary barrier for liner top packers, secondary/ tertiary barriers to cement, or micro annulus barriers to prevent gas migration. The regulations for the offshore environment typically favour cementing, but they will eventually catch up. Tendeka: The veterans are coming around on this issue. Swellable packers are applicable both offshore and onshore and are purely a well construction medium with multiple uses, including well integrity and the onshore shale frac market. Swellables compete directly with cementing and perforating technologies for multi stage fracs and offer significant cost benefit advantages. As an example - with swellables you run the completion, wait for the swell and frac all zones (20 stages) in the well. The alternative is to cement and set a composite plug, perforate, frac and then set a composite plug and repeat this process for all 20 stages. This keeps the expensive frac crew on the well site for extended periods of time during the plug running and perforating.

ROGTEC 29

должен учитывать как химию раствора, так и физические аспекты размещения этого раствора в ствол скважины. Продукты для цементирования компании “Бейкер Хьюз” позволяют модифицировать характеристики раствора для учета конкретных условий каждой скважины. Там, где это необходимо, в проекте цементирования используются различные материалы, от позволяющих предотвратить миграцию газа до позволяющих модифицировать долгосрочные механические характеристики закачиваемого цемента. Буферные жидкости, разработанные для устранения буровой жидкости и подготовки ствола к цементированию – ключевой аспект всей процедуры цементирования. Сочетание бурового раствора и состава буферной жидкости с использованием передовых методов моделирования цементирования “Бейкер Хьюз” позволяют обеспечить, чтобы общий проект цементирования охватывал все критические факторы, включая централизацию, темпы закачки, контроль давления и т.д., что гарантрует долгосрочную прочность каждой скважины. Гидравлические продукты также могут использоваться при обычном цементировании, обеспечивая точечную изоляцию. Гидравлический пакер целиком заполнит размытую, неправильной формы скважину и обеспечит надежное уплотнение под давлением между породой и обсадкой. Кроме того, разбухающие пакеры могут быть зацементированы вокруг как средства краткосрочного усиления цементирования и также обеспечат долгосрочное решение против миграции углеводородов через микротрещины затрубного пространства. TAM International: Пакеры TAM служат для дополнения цементирования. При использовании гидравлического пакера во время цементирования обсадной колонны, размещение пакера определяется желаемым результатом, будь то предотвращение миграции газа, предотвращение газирования цемента, изоляция зоны поглощения промывочной жидкости, решение проблем с формированием микрокольцевых зон, обеспечение условий для многоэтапного цементирования или предотвращение образования каналов в цементе вследствие некачественного вытеснения бурового раствора и т.п. Разбухающие пакеры также могут улучшать цементирование несколькими способами. Они используются для предотвращения проблем с микрокольцевыми зонами и помогают защитить цементную оболочку от повреждений при испытаниях обсадки давлением.

30 ROGTEC

Some swellable elastomers are activated in water and others in oil. What are the key applications for each type? Baker Hughes: The applications for the two base elastomers are essentially the same; however, selection is typically based on specific operational parameters such as bottom hole temperature, the wellbore fluid during deployment, and the completion fluid selected. That being said, oil-swell compounds are utilized more often in high temperature and pressure applications as they are often rated to higher temperatures than waterswell compounds. The choice of which elastomer to use in a particular well will be one of the key design elements in the job design. Selection of which elastomer to use will depend on the fluid environment in which the packer will be used. Some wells incorporate dual systems, using both types of elastomers. Halliburton: Oil-swelling or water-swelling packers can be used in any well; the key is to understand what conditions are required for the packers to function properly. In the event a water zone needs to be isolated, it would probably be the best application for a water-swelling since there is a continual supply of water that could be used in the swelling process and no additional fluids would be needed to be pumped downhole to aid in the swelling process. The same would apply in the situation where an oil formation is present. TAM International: TAM has multiple rubber compounds so that the elastomer is designed to the operator’s fluid program; the completion/well bore fluid determines which type of swellable elastomer is run. We provide swellable packers for both oil and water environments. The most common use of the oil swellable elastomer is in zonal isolation where hydrocarbons will be acting on the elastomer. But, they are used just as well in drilling environments where oil base mud or synthetic muds are used. The water swellables are commonly used in injector wells, water base mud systems, geo-thermal applications and steam injection or SAGD operations. If the type of well fluid is unknown, then a hybrid elastomer can be provided that will swell in both oil and water. Tendeka: Tendeka are the market leader for water swellable packers and offer high performance oil swellables for a cost effective performance in most well environments. Tendeka have installed more than 8000 packers worldwide with no reported failures to date. The packers (oil or water swell) are selected for the environment in which they are exposed, e.g. for water www.rogtecmagazine.com

Каковы преимущества цементирования перед использованием разбухающих растворов? Бейкер Хьюз: Правильно разработанные и установленные цементные растворы могут обеспечить изоляцию ствола скважины по всей его длине. В отличие от механических средств, таких как разбухающие пакеры, действие цемента не ограничено только к отдельной зоне в скважине. Разбухающий пакер эффективен только тогда, когда устанавливается в конкретную зону ствола, таким образом обеспечивая изоляцию только для этой зоны. Не смотря на эффективность в обеспечении локального уплотнения, большинство проектов требуют сочетания использования разбухающих пакеров и цементирования для гарантии полной изоляции ствола.

injectors, a water swellable is used, for producers water or oil packers are used. The water packer is used to stop water migrating between producing zones (compartmentalization), and in some cases oil and water combinations are used for a complete solution. An alternative strategy is to select a water/oil swell based on the drilling fluid used to run the liner. As an example, in shale gas where ample time for swelling is available prior to the frac campaign, money can be saved by running the water swellable elastomers to match the low cost water based drilling fluid, thereby saving costly displacements to diesel/mineral oil. Tendeka offer swellable packers for both oil and water with a pressure rating in excess of 10,000 psi (680 ATM). Packers:

TAM International: Доступность на большинстве участков работ, простота использования и то, что данный метод признан в отрасли. Цемент защитит внешнюю поверхность обсадной колонны от коррозии на тех участках, где это может представлять проблему. Цемент также защищает колонну от внешнего давления, в то время, как разбухающие пакеры лишены такого преимущества. Россия готовится приступить к масштабным работам по разведке и добычи в море. Как рынок добычи в море повлияет на продукты, которые привыкли использовать российские компании? Бейкер Хьюз: Продукты и системы для цементирования, используемые в условиях работы в море будут схожи с теми, что уже используются в России. Разница будет заключаться в том, что некоторые из присадок могут поставляться в жидкой, а не в сухой форме, чтобы позволять модификацию бурового раствора на месте и избежать необходимости отправлять готовые сухие смеси на платформу. TAM International: В настоящее время в России используются как разбухающие, так и гидравлические пакеры марки TAM, как для морских, так и для наземных проектов. Недавние проблемы с миграцией газа через кольцевое затрубное пространство в Мексиканском Заливе и на других проектах показало необходимость использования дополнительных механических средств изоляции для каждой обсадной колонны с целью предотвращения экологических катастроф, вызванных непредсказуемыми факторами. Ураганы Катрина и Айк, безусловно, обнаружили эти проблемы. www.rogtecmagazine.com

What are the key differences for operators if selecting either an inflatable or swellable packer? Baker Hughes: Swellable packers are a more cost-effective technology with less operational complexity than inflatable packers. However, inflatable packers have a larger operational envelope when considering irregular and washed out hole geometries. Additionally, cement inflated packers can be used at higher temperatures than most swellable packers. Another advantage of the inflatable packer is that it has a large expansion ratio maximizing runin clearance. The swellable packer is a short joint of casing that is wrapped with an elastomer that swells when exposed to oil or water creating a seal. An advantage of the swellable is that no pressure is required or pipe manipulation to set the packer making installation very simple and straight forward. Inflatable packers could be described as “active packers” that can be set through pump pressures from surface. These packers can be set immediately and there is no time delay waiting for the elastomers to swell to make a seal. Swellable packers could be considered more “passive” in that no action would be required from surface to activate the packer. Both systems may have application depending on specific well conditions. Halliburton: Inflatable packers are activated by the application of pressure down the tubing string which packs the packer off to achieve the desired seal. The overall seal lengths are usually fixed and one packer size is capable of setting in a range of openhole sizes. Swellable packers are activated by the presence of a swelling fluid

ROGTEC 31

Разбухающие эластомеры: Многие ветераны отрасли хорошо знакомы с цементированием как альтернативой использования разбухающих эластометров. Каковы преимущества использования разбухающих эластомеров перед цементированием? Бейкер Хьюз: В отличие от цемента, разбухающие пакеры обеспечивают средства долгосрочной изоляции затрубного пространства, устойчивой к отказам, связанным с микротрещинами затрубного пространства вследствие температур или давления, вызванным движением НКТ. Кроме того, разбухающие пакеры гораздо более экономичны и эффективны в эксплуатации, нежели цементирование. Разбухающие пакеры могут обеспечить дополнительное уплотнение в конкретной части скважины и не требуют тщательных испытаний, как цементирование. Разбухающие пакеры могут быть размещены в любую часть обсадной колонны, хотя в некоторой степени ограничены условиями жидкостной среды и температуры. Halliburton: Цементирование всегда будет важнейшей частью строительства скважины для некоторых обсадных колонн. Разбухающие продукты могут дополнять цементирование (т.е. использоваться в сочетании с цементом как страховка от перетока нефти через микро-межтрубное пространство растворопровода). Кроме того, системы Swellpacker обеспечивают эффективное уплотнение в присутствии необходимого разбухающего агента (нефть или вода). Скорость разбухания может планироваться за счёт выбора эластомера и использования задерживающих барьеров. TAM International: Разбухающие пакеры отличаются простотой, надежностью и обеспечивают определенный уровень страховки от проблем с целостностью скважины. При заканчивании необсаженных скважин существуют два преимущества: 1) в мягких породах повышается производительность за счет обнажения всей площади вскрытой поверхности к депрессии и 2) в продуктивных пластах, подвергнутых разрыву, естественно возникающие трещины не изолируются цементной оболочкой. Разбухающие пакеры необходимы при использовании новейших методик, таких как регуляторы притока, и будут играть значимую роль в усовершенствованных методах заканчивания скважин, использующих специальное скважинное оборудование. Разбухающие пакеры также дополняют цементирование в аспектах

32 ROGTEC

and will conform to the openhole section. They can be designed to cater the well conditions by varying the length and OD of the elastomer to achieve the required ratings for a specific well. Packers Plus: I touched on this in a previous answer about designing for the application, but in my opinion swellables were originally developed for low pressure differential, constant temperature environments where setting time is not critical. The majority of wells in Russia, like in North America/Canada, require stimulation. Testing has shown that the rapid cooling during fracture stimulation (due to pumping fracture fluid from surface), while maximum pressure being applied can cause the swellable to contract to a point where its sealing capability is compromised. In a technical paper written on the subject it was stated that “The contraction will lead to a drop in internal element pressure; ultimately, it will result in a physical shrinkage, and the pressure seal will be lost” (Evers et al., 2009 – OTC 20159). Because of this, mechanical packers are the most commonly used type of packer in stimulation applications. Another factor is time. At best, it can take a week for the swellable packers to fully activate (set). This is one week longer than the process required for setting mechanical packers, and therefore one week less production. A week is not a long time for a single well, but when multiplied by the thousands of wells drilled, completed and stimulated in Russia, it adds up to a lot of lost production. With a mechanical packer there is no need to wait as they are set hydraulically immediately after the system is installed. TAM International: It greatly depends on the application, if the packer is going to be used in an application where instantaneous isolation is required as in stage cementing, air drilled hole applications, lost circulation zone isolation, preventing gas cut cement, or critical zonal isolation with cement then the inflatable packer is the tool of choice. If there are large temperature changes or high pressures projected or if you are performing open hole completions requiring zonal isolation, multi-lateral junction seals, secondary liner top seals, preventing micro annulus on cementing operations then a swellable packer would be the preferred tool. Both the inflatable packer and swellable packer can be used in many similar applications, but both have their limits as well. The swellable packer is lower risk in damaged casing; if the rubber is cut during run in, it is self healing. If the inflatable packer is cut during run in, it cannot be inflated. When using the inflatable packer you get a pressure response indicating the packer has inflated and is isolating; you do not have this indication with swellables. Swellables typically take days to www.rogtecmagazine.com

предупреждения микрокольцевых зон и других проблем, упоминавшихся выше.

swell and provide pressure barriers; with inflatables there is no down time waiting for isolation.

Tendeka: Разбухающие пакеры – это пробивные технологии. Они просты, эффективны и надёжны. Первый набухающий трубный пакер, активируемый водой был представлен отделом НИОКР одного из крупнейших операторов и был лицензирован компанией Tendeka (Osmotic water swelling packers). Пакеры, активируемые нефтью, появились немногим позднее и сейчас предлагаются оба типа, каждый из которых имеет определённое применение.

Tendeka: Inflatable packers have an hydraulic activation mechanism metering fluid into an inflatable bladder. Once a certain pressure has been achieved, the valving mechanism will close and trap the inflation fluid inside the bladder. As such, inflatable packers are very useful where instant isolation is required, during stage cementing for example. Applications requiring a large expansion, greater than 2 inches. A smaller run in diameter also favours an inflatable packer over swell packers.

Колонны, состоящие из секций с разбухающими эластомерами и оборудование слежения за потоком, являются наиболее выгодной альтернативой монтажу секций длинных колонн, сложным работам по цементированию и дорогостоящему оборудованию для перфорации. Эта технология главным образом применима как при разрыве слабо проницаемых пластов, таких как сланцевые плеи, и в легко проницаемых песчаных пластах. Она заменила многие возможные устройства, как например, надувные или механические трубные пакеры.

Swellable packers do not require hydraulic pressure to activate the packer, which simplifies the installation process. The simplicity of the system saves rig time and the risk of running small diameter inner strings and complicated pressure actuation systems. The lack of valve systems and potential leak paths also makes swell packers a more robust long term solution for cement integrity and production applications.

Цементирование и перфорирование длинных

It can therefore be argued that inflatable packers have found a niche in stage cementing and large expansion applications. These include thru tubing bridge plugs, in which swellables will not be able to compete, in the same

Оптимизация добычи Снижение затрат

Мониторинг пласта и беспроводная передача данных на поверхность

Управление пластами Гибкость ГТМ (Геолого-технических мероприятий)

Регулирование притока и контроль выноса песка

Заканчивание верхней части скважины

Зональная Изоляция

Освойте скважину по своему желанию Если ваша цель - оптимизация добычи, снижение затрат, управление пластами или гибкость геологотехнических мероприятий то мы можем объединить все это в комплексное решение, соответствующее вашим точным требованиям. Мы понимаем, что каждая скважина индивидуальна, и поэтому предлагаем Вам широкий выбор решений для каждого этапа строительства, которые помогут Вам повысить качество строительства, снизить время простоя и продлить срок эксплуатации скважины. Свзязаться с нами для получения более полной информации можно по адресу Tendeka_Russia@mail.ru Сайт компании www.tendeka.com

Укомплектуйте Вашу скважину по-своемy

горизонтальных участков часто создаёт проблемы связанные с потерями продукции во время добычи или просачиванием воды в микрокольцевой зоне, вызванным термодинамическим расширением и сжатием колонны, или потерями гидростатического давления при затвердении цемента. Сегодня крупнейшие поставщики услуг предлагают цемент с добавлением разбухающих составляющих, что способствует сцеплению цемента и предотвращает просачивание воды. Разбухающие растворы одинаково подходят для использования и на морских, и на континентальных месторождениях? Бейкер Хьюз: Разбухающие продукты использовались, в основном, для зональной изоляции при заканчивании континентальных скважин; тем не менее, сегодня наблюдается тенденция к росту использования последних также на некоторых морских проектах. В общем, разбухающие смеси состоят из тех же проверенных временем эластомеров, которые используются почти во всех других уплотнительных компонентах и имеют рейтинг, достигающий в некоторых областях применения значения до 10,000 psi при 400F. Не существует дополнительных ограничений на использование разбухающих пакеров в море, нежели на суше. Единственным отличием может быть конструкция пакера, учитывающая конкретные условия морской скважины. TAM International: Несколько глубоководных проектов сегодня используют разбухающие пакеры на некоторых обсадных колоннах в качестве вторичного барьера для пакеров головки хвостовика, вторичного или третичного барьера при цементировании или барьеров микрокольцевых зон для предотвращения миграции газа. Существующие отраслевые нормы для морских скважин обычно предполагают только цементирование, но со временем они будут обновлены. Tendeka: Опытные профессионалы начинают соглашаться по этому вопросу. Разбухающие пакеры применимы как в открытом море так и на суше и являются средством многоцелевого назначения при строительстве скважин, включая целостность скважин и работы по многократному разрыву сланцевых пластов. Эластомеры конкурируют непосредственно с цементными и перфорационными технологиями по многоэтапному разрыву и обеспечивают

34 ROGTEC

way that swellables have made a huge impact in payzone isolation due to the simplicity and long term isolation assurance. Hybrid swellable and mechanical/inflatable systems are entering the marketplace to aid in high expansion and retain the fluid within the bladder. When an swelling medium is not present such as a Gas well. These hybrid packers (swellable material inside the bladder) provide a “best-ofboth-worlds” solution. However, large running diameters and high cost will most likely limit its popularity. Considering the well environment, how does packer selection aid the completion process? Baker Hughes: Both swellable and inflatable packers have increased the viability of the un-cemented open hole completion. This technique eliminates the costs of cementing and perforating, and limits the potential production loss due to skin damage caused by a cement job. Additionally, either technology can be used as positive points of isolation in un-cemented completions to control unwanted production at a later date. Well environment has a large effect on the selection of the production packer including pressure, temperature, annulus completion fluid, produced fluids (corrosive environments) and production rates. The well environment will dictate the metallurgy and seal (elastomeric) element. Permanent packers are typically used on a high performance (i.e. high pressure/temperature) wells and these are set on wireline/hydraulic setting tool or by applied hydraulic pressure. Permanent packers are removed by milling it. Retrievable packers generally are associated with lower pressure wells and set by wireline, hydraulic pressure or tubing manipulation. These are generally removed by tubing manipulation. However today’s retrievable or removable packers have almost equal performance than permanents. The right selection of the packer will save time and expenses over the life of the well and can prevent expensive workovers later. Some of the major considerations when selecting a packer include the type of well (new, re-complete, gas, oil, artificial lift, injection, single, dual, horizontal, multilateral, etc.) and also future well treatments (stimulation, acidizing, etc.). A properly installed packer (or packers) provides the completion engineer with more assurance the completion fluids being used will be directed to the desired location in the well. The packers allow positive isolation of various zones within the wellbore, and can reduce the risk of communication of the fluids to other areas within the wellbore. Halliburton: Packers are used to provide zonal isolation either in open or cased holes. This is crucial to providing a www.rogtecmagazine.com

выгодные преимущества в отношении затрат. В качестве примера – вы производите заканчивание скважины, используя эластомеры, они разбухают и фракционируют все участки (20 этапов) скважины. Другая альтернатива – цементировать: тампонировать, перфорировать, разрывать. Затем снова тампонировать…, и так повторять этот процесс для всех 20 этапов. И в течении всего этого процесса дорогостоящий персонал который проводит эту работу находится на площадке в течении длительного времени, которое требуется для заливки смеси и перфорирования. Некоторые разбухающие эластомеры активируются водой, другие – нефтью. Какова область использования каждого из этих двух типов продуктов? Бейкер Хьюз: Сфера применения этих двух базовых эластомеров практически одинакова, однако выбор обычно зависит от конкретных эксплуатационных условий, таких как температура на дне скважины, скважинная жидкость в момент запуска и избранный метод заканчивания скважины. С учетом сказанного, смеси, активируемые нефтью используются чаще в условиях высоких температур и высокого давления, поскольку выдерживают более высокие температуры по сравнению с активируемыми водой. Выбор эластомера для конкретной скважины является одним из ключевых аспектов общего рабочего проекта и будет зависеть от условий жидкости, в которых используется пакер. Некоторые скважины сочетают обе системы и используют оба типа эластомеров. Halliburton: Разбухающие под воздействием воды или нефти пакеры могут использоваться в любой скважине; главное – понимать, какие условия требуются для их правильной работы. В случае, если необходимо изолировать водяную зону, скорее всего, лучше использовать разбухающие агенты, активируемые водой, поскольку вода может поступать постоянно в процессе разбухания и не потребуется закачивать дополнительные жидкости в скважину для способствования процессу. То же касается ситуаций, где присутствует углеводороды. TAM International: TAM располагает множеством резиновых смесей, чтобы проектирование эластомера могло учитывать программу оператора по использованию жидкостей. Жидкости для заканчивания скважин и скважинные флюиды www.rogtecmagazine.com

safe and effective means of producing a well and because of this is a very important part of the completion process. Understanding the capabilities of packers, the necessary setting process, and how this plays into the entire completion program will ensure that the proper packer is selected for the completion. Packers Plus: Packer selection is a key factor in determining whether you make it to bottom or not. For example, a swellable packer is typically much longer than a mechanical packer (10-30ft versus 5ft). Multistage fracturing by its nature requires multiple packers. At present, customers in Russia are doing about 5 stages (so 5-6 packers), but it will not be long before they are doing 10, 15 and most likely much more as that is the way the North American/ Canadian market has gone. We have installed 47 packers in one open hole wellbore and will soon be doing many more. With drag and dogleg severity (DLS) to contend with, higher numbers of stages simply are not feasible with swellable packers. If the completion gets stuck, either differentially or mechanically, then there is a high risk of preswelling, which would required the completion to be pulled if the rig was able to overcome the drag of the packers. Preswelling and non-swelling is not uncommon. We have installed a number of completions in wells that were originally completed with swellables and failed. TAM International: The packer selection is based on what is to be achieved over the life of the well. Pressure, temperature and corrosive fluid requirements are critical to the selection of the correct packer. Packer selection should also minimize the risk involved while providing the best solution for the customer, both short-term and long-term. Tendeka: When instant setting is required, swellable packers are excluded. This might also be the case in extreme environments as high temp / high pressure gas wells and super shallow artic wells. Optimum packer selection is often based on the number of isolation points required. As the number increases, the installation complexity of inflatable packers might make the risk and cost too high, and swellable packers provides the added benefit of simplicity in the deployment and installation. What are the key advantages of the various types of packers? Baker Hughes: Swellable packers offer the most operationally efficient solution to annular isolation; however, wellbore fluid composition and required swell % must be carefully considered when designing a swellable solution. Inflatable packers have the capability to expand significantly further than swellable or mechanical packers, but require an added degree of operational complexity. Mechanical

ROGTEC 35

обусловливают, какой тип разбухающего эластомера будет использоваться. Мы поставляем разбухающие пакеры, активируемые водой и активируемые нефтью. Наиболее частое использование разбухающих эластомеров, активируемых нефтью, наблюдается там, где при зональной изоляции на эластомер будет воздействовать нефть, но они также используются, когда бурение производится с использованием буровых растворов на нефтяной основе или синтетических буровых растворов. Пакеры, разбухающие под воздействием воды обычно используются в нагнетательных скважинах, при бурении с буровым раствором на водной основе, в геотермических сферах применения, а также при нагнетании пара или гравитационном дренировании с закачиванием пара (SAGD). Если тип скважинных флюидов неизвестен, может быть разработан гибридный эластомер, разбухающий как в воде, так и в нефти. Tendeka: Tendeka является лидером на рынке разбухающих водных пакеров и предлагает высокоэффективные нефтяные разбухающие пакеры, обеспечивающие экономически эффективную эксплуатацию в большинстве различных областей применения. На сегодняшний день во всём мире Tendeka установила более 8000 пакеров и не получила ни одной претензии. Пакеры (водные и нефтяные) подбираются для той среды, в которой будет проходить их эксплуатация, так, например, для водонагнетательных скважин используется водный пакер, для эксплутационных скважин используются и водный, и нефтяной. Водный пакер используется для остановки перемещения воды между производящими участками (разобщение), а для комплексных решений используется сочетание обоих – водного и нефтяного пакеров. Альтернативная стратегия выбора между водным и нефтяным пакером основана на типе бурового раствора, который будет использоваться в колонне. Так например, при добычи сланцевого газа, где достаточно времени для разбухания до проведения мероприятий по разрыву плста, деньги можно сэкономить за счёт использования водных разбухающих эластомеров в сочетании с дешёвым буровым раствором на водной основе, таким образом сохранив эквивалентное количество дорогого дизеля / нефтепродукции. Tendeka предлагает активируемые водой или нефтью разбухающие пакеры для использования в условиях высокого давления свыше 10,000 psi (680 ATM).

36 ROGTEC

packers are a viable alternative to swellable or inflatable packers in that they are not as sensitive to wellbore conditions like temperature and fluids, and can be set in a variety of ways such as hydraulically or mechanically with an inner string. Permanent packers are typically the most reliable option for extreme and hostile conditions. However, removal of permanents involves milling operations. In general permanents offer simplicity and less moving parts. Since permanents do not have a retrieval mechanism, these have a larger internal diameter and better performance (pressure and load) envelopes than retrievable packers. The retrievable option offers flexibility and lower cost especially when the removal is anticipated in the short term, or repeatedly in the life of the well. In general the ability to retrieve is at the expense of lower performance envelope (differential pressure and load ratings) and reliability. However, these have improved dramatically in recent years. Some of the current retrievable designs actually rival permanent packer performance in some size ranges. Despite performance enhancements, retrievable packer models can still dictate limitations in their internal diameter specifications, associated with the internal bypass and retrieval mechanisms. Mechanically activated packers, like inflatable packers, give a positive indication that the packer has been activated by evaluating the pressures and volumes used during setting of the packer(s). As noted, there is no need to wait for the packer to swell, and the packer can be designed to work in any fluid environment equally well. These packers however do require activation from surface, and may require additional rig time for the activation, depending on their design. Swellable packers do not require actions from surface, thus potentially saving on rig time. Additionally, the swellable packer can also be used for situations where later in the life of the operation, wellbore fluids migrate to other areas of the well because of seal failures elsewhere in the well. These can be brought on by changes in wellbore stresses resulting in loss of seal integrity from cement or other materials in the well. Halliburton: Permanent packers typically have a simple design that can be set on wireline, slickline, coiled tubing, or jointed pipe and can only be removed from a well by milling. Retrievable packers come in a range of designs that vary the setting method (wireline, mechanical, hydraulic, and hydrostatic). These can be retrieved from the well and typically are a more complicated design. Swellpacker systems are a very simply designed packer that will swell in the presence of a fluid and will conform to the environment that it is set in. www.rogtecmagazine.com

Đ&#x;акоры: ĐšакОвŃ‹ кНючовŃ‹Đľ Ń€аСНичиŃ? при вŃ‹йОро ОпоратОраПи гидŃ€авНиŃ‡ĐľŃ ĐşĐ¸Ń… иНи Ń€аСйŃƒŃ…Đ°ŃŽŃ‰иŃ… пакоŃ€Ов? Đ‘оКкоŃ€ ĐĽŃŒŃŽС: РаСйŃƒŃ…Đ°ŃŽŃ‰ио пакоры – тохнОНОгиŃ? йОНоо Ń?Ń„Ń„окŃ‚ивнаŃ? пО Ń Ń‚ĐžĐ¸ĐźĐžŃ Ń‚и и Поноо Ń ĐťĐžĐśĐ˝Đ°Ń? Ń ĐžĐżĐľŃ€Đ°Ń†иОннОК Ń‚ĐžŃ‡ки СŃ€ониŃ?, ноМоНи пакоры гидŃ€авНиŃ‡ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž Đ´ĐľĐšŃ Ń‚виŃ?. ĐžднакО гидŃ€авНиŃ‡ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ пакоры иПоŃŽŃ‚ йОНŃŒŃˆŃƒŃŽ ĐžĐąĐťĐ°Ń Ń‚ŃŒ приПонониŃ?, кОгда Ń€ĐľŃ‡ŃŒ идоŃ‚ Đž Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đ°Ń… Ń Đ˝ĐľĐżŃ€авиНŃŒнОК и Ń€аСПŃ‹Ń‚ОК гоОПоŃ‚Ń€иоК. КрОПо Ń‚ОгО, пакоры, напОНнŃ?оПŃ‹Đľ цоПонŃ‚ОП, ПОгŃƒŃ‚ ĐąŃ‹Ń‚ŃŒ Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃŒСОванŃ‹ при йОНоо вŃ‹Ń ĐžĐşĐ¸Ń… Ń‚оПпоŃ€Đ°Ń‚ŃƒŃ€Đ°Ń…, чоП йОНŃŒŃˆĐ¸Đ˝Ń Ń‚вО Ń€аСйŃƒŃ…Đ°ŃŽŃ‰иŃ… пакоŃ€Ов. Ещо ОднО ĐżŃ€оиПŃƒŃ‰ĐľŃ Ń‚вО гидŃ€авНиŃ‡ĐľŃ ĐşĐ¸Ń… пакоŃ€Ов в Ń‚ОП, чтО Они иПоŃŽŃ‚ йОНŃŒŃˆŃƒŃŽ Ń Ń‚опонŃŒ Ń€Đ°Ń ŃˆиŃ€ониŃ?, Ń‚акиП ОйŃ€аСОП, пОСвОНŃ?Ń? ĐźĐ°ĐşŃ Đ¸ĐźĐ¸ĐˇĐ¸Ń€ОваŃ‚ŃŒ Ń Đ˛ĐžĐąĐžĐ´Đ˝ĐžĐľ ĐżŃ€ĐžŃ Ń‚Ń€Đ°Đ˝Ń Ń‚вО ĐżŃ€и иŃ… Ń ĐżŃƒŃ ĐşĐľ в Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ńƒ. РаСйŃƒŃ…Đ°ŃŽŃ‰иК пакоŃ€ – Ń?Ń‚Đž кОрОткОо Ń ĐžĐľĐ´Đ¸Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐžĐąŃ Đ°Đ´ĐžŃ‡нОК Ń‚Ń€ŃƒĐąŃ‹, пОкрытОо Ń?ĐťĐ°Ń Ń‚ОПоŃ€ОП, Ń€аСйŃƒŃ…Đ°ŃŽŃ‰иП ĐżŃ€и кОнтакто Ń Đ˛ĐžĐ´ĐžĐš иНи ноŃ„Ń‚ŃŒŃŽ и Ń ĐžĐˇĐ´Đ°ŃŽŃ‰иП ŃƒпНОŃ‚нонио. Đ&#x;Ń€оиПŃƒŃ‰ĐľŃ Ń‚вО Ń€аСйŃƒŃ…Đ°ŃŽŃ‰иŃ… пакоŃ€Ов в Ń‚ОП, чтО но Ń‚Ń€ойŃƒĐľŃ‚Ń Ń? пОдача давНониŃ? иНи ПанипŃƒĐťŃ?циŃ? Ń‚Ń€ŃƒйаПи Đ´ĐťŃ? огО ŃƒŃ Ń‚анОвки, чтО доНаоŃ‚ оо ĐżŃ€ĐžŃ Ń‚ОК и прŃ?ПОНиноКнОК.

Packers Plus: The advantages of mechanical packers in stimulation applications has been outlined in previous answers. For lower pressure differential screen applications where there is no tubing integrity, swellables can be a good fit as they can be run in and left to swell assuming the well conditions, primarily temperature, are right. It should be noted though, that it is still possible to do the same application with mechanical packers if an inner string is used for setting them. We have performed such operations on a number of occasions in South America. There are other packer types such as inflatable and metal sealing, but these have minimal installation history and customers typically only talk in terms of mechanical and swellable. Mechanical packers will always be more robust in terms of performance than swellables, but depending on the application, one may be more suitable than the other. This goes for any piece of equipment that gets installed down a well. TAM International: You can write a small book on this. If large anchoring forces are required, then a mechanical packer is the only option. If there are restrictions that the packer must pass through, then an inflatable packer

7HAT PRICE FOR RELIABILITY Centek’s centralisers offer total Peace of Mind: s .O FAILURES s .O lSHING s .O BREAKAGES s .O STUCK IN HOLE s .O START OR RUNNING FORCES

+44(0)1626 337636 WWW CENTEKLTD CO UK

s 'ET FULL EQUIPMENT RETURNS IF PIPE IS PULLED s )MPROVES THE CEMENT JOB s %XTENDS WELL LIFE s 3AVES MONEY

Гидравлические пакеры можно назвать “активными” пакерами, устанавливаемыми при подаче давления с поверхности. Эти пакеры устанавливаются сразу и не требуют времени для разбухания эластомера и формирования уплотнения. Разбухающие пакеры могут считаться более “пассивными” в том смысле, что не предполагают каких-либо действий с поверхности для их активации. Использоваться может любая из систем, в зависимости от конкретных скважинных условий. Halliburton: Гидравлические пакеры активируются с использованием давления, подающегося по колонне насосно-компрессорных труб, инициируя пакер и позволяя добиться желаемого уплотнения. Общая длина уплотнения обычно фиксирована и один пакер может быть использован для скважин различной длины. Разбухающие пакеры активируются присутствием разбухающей жидкости и соответствуют секции необсаженной скважины. Они могут быть разработаны для специфических скважинных условий и иметь различную длину и внешний диаметр эластомера, чтобы выдерживать необходимый перепад давления для конкретной скважины. Packers Plus: Я уже затрагивал эту тему в предыдущем ответе – проектирование осуществляется с учетом планируемого применения, но по моему мнению, разбухающие агенты были изначально разработаны для условий низких перепадов давления и постоянных температур, где скорость установки не критична. Большинство скважин в России, как и в Северной Америке и Канаде, требуют операций интенсификации добычи. Испытания показали, что быстрое охлаждение во время стимуляции разрывом (закачкой разрывной жидкости с поверхности, при использовании максимального давления, может привести к тому, что разбухающий агент будет сокращаться до такой степени, что его уплотняющие функции сойдут на нет. В техническом отчете на эту тему было указано, что “сокращение приведет к падению давления внутреннего элемента; в конечном итоге это приведет к физическому сокращению, а уплотнение давлением будет утеряно” (Эверс и др., 2009 – OTC 20159). В связи с этим, именно механические пакеры чаще всего используются в условиях интенсификации добычи.

is the way to go. If there are no restrictions and no anchoring required, swellable packers are the answer. The following is a more detailed comparison of inflatable and swellable packers. Inflatable Packer: » Provide a high or low pressure seal to either the casing or formation depending on the parameters of the well construction or formation. » Provide an instantaneous seal for supporting a cement column » Provide an instantaneous seal for isolating gas, to prevent gas cut cement. » Provides a barrier to prevent gas channelling behind the cement and casing, and micro annulus between casing and cement. » Conforms to irregular shaped bore holes. Swellable Packers: » Provide seal lengths from 1ft – 20ft (standard) and custom lengths. » Low risk involved in installation. » Offered in oil, water, or a combination of both swellable elastomers. » 200% usable volume expansion. » Offered with Smart/Intelligent feed thru capability. » Conforms to irregular shaped bore holes. Tendeka: Short slip-on style swell packers

» Cost effective and a high number of isolation points in

long horizontal wells » Allows for use of customer pipe – reducing cost » Long term sealing integrity Long pipe mounted swell packers

» High pressure differential » Shale gas – multi-zone frac » Long term sealing integrity

Conventional inflatable packers (external casing packers) » Stage cementing » High expansion ratio » Inert during installation Thru-tubing inflates » Ultra high expansion ratio » Sometimes only option available Plugs:

Еще один фактор это время. В лучшем случае, разбухающие пакеры полностью активируются за неделю. Это на целую неделю дольше, чем при использовании механических пакеров, таким образом на неделю короче цикл производства. Одна неделя для одной скважины это не так уж и долго,

38 ROGTEC

What applications are your plugs designed for? Baker Hughes: Baker Hughes offers a variety of different plugs that provide flow and well control such as well suspension, barrier, blanking plugs, check valves and www.rogtecmagazine.com

но для тысяч скважин, пробуренных, законченных и интенсифицированных в России это складывается в очень значительное число потерянной добычи. В случае с механическими пакерами, ждать не приходится, т.к. они активируются гидравлически сразу после установки системы. TAM International: Все сильно зависит от области применения, если пакер будет использоваться там, где необходима моментальная изоляция, например при ступенчатом цементировании, пневматическом бурении, изоляции зон потери циркуляции, предотвращении газирования цемента или критической зональной изоляции цементом, в этих случаях лучше использовать гидравлический пакер. Если существуют сильные перепады температур или предполагается высокое давление, либо ведется заканчивание необсаженной скважины, требующее изоляции пластов, уплотнение сопряжений в разветвленных скважинах, вторичное уплотнение головки хвостовика, предотвращение микрокольцевых зон при цементировании, в этих случаях предпочтительнее использование разбухающих пакеров. Как гидравлические, так и разбухающие пакеры могут использоваться в схожих сферах применения, но и те, и другие, имеют определенные ограничения. Разбухающий пакер предполагает меньший риск при использовании в скважинах с поврежденной обсадкой; если при спуске порвется резина, ситуация исправится сама по себе. Если же при спуске гидравлического пакера произойдет порез, его невозможно будет надуть. При использовании гидравлического пакера, изменение давления укажет на то, что пакер установился и выполняет свои изолирующие функции; при использовании разбухающих пакеров такой реакции не существует. Разбухающие пакеры, как правило, требуют несколько дней для разбухания и создания изолирующего уплотнения; гидравлические же пакеры позволяют избежать потерь рабочего времени на изоляцию. Tendeka: Надувные пакеры имеют гидравлически активируемый механизм, измеряющий жидкость, поступающую в надувную камеру. Как только достигается определённое давление, срабатывает клапанный механизм и удерживает надувную жидкость внутри камеры. Так, надувные пакеры очень употребительны, когда необходима немедленная изоляция, например на этапе цементирования. Места применения, где требуется большое расширение, больше 2 дюймов. Для www.rogtecmagazine.com

bridge plugs. Our plugs are also for testing production tubing string and setting hydraulic set packers. Baker Hughes also offers a full range of bridge plugs that manufactured from high strength composite materials that makes the drill out and removal from the wellbore much faster and efficient. These types of bridge plugs are often utilized to enable multiple stage fracturing operations in a single wellbore. They provide a high pressure barrier between each of the perforation intervals and multiple plugs can be easily removed from the wellbore through a single milling operation. Halliburton: Bridge / Frac Plugs are designed to either provide short or long term isolation in a well. They are set a variety of ways in a variety of casing sizes and can be permanent, retrievable, or drillable. The most common application for plugs is in cementing and fracturing operations. TAM International: TAM plugs can be used in every aspect in the life of the well for both open hole or cased hole applications, as well as temporary or permanent applications. They can be deployed by slick-line, wireline, coil tubing or work string. What are the most commonly run plugs in Russia and what is the most common means for setting? Baker Hughes: A variety of different plugs are currently being used in Russia to accommodate various applications. Slick line deployed plugs are set into seating nipples to provide flow control and pressure testing operations while many tubing and drill pipe deployed bridge plugs are being utilized for both permanent and temporary well abandonments. Halliburton: The most commonly run plugs in Russia are the drillable product lines and are usually set using a mechanical setting tool run on tubing. TAM International: Inflatable bridge plugs that TAM provides are our 425-SS-01 Single Set Bridge Plug with a slat style element. It is used to run thru casing restrictions, set in the casing to isolate water production from below. How do you activate and remove your plug? Baker Hughes: These can be deployed and removed via wireline. The plugs is typically connected to a lock mandrel which lands and sets in a nipple profile in the completion string. This can also be deployed/removed with an overshot and land in a packer. Plugs can also be set anywhere in the

ROGTEC 39

спуска в стволы меньшего диаметра, так же лучше использовать надувные пакеры, чем разбухающие. Разбухающие пакеры не требуют гидравлического давления для их активации, что упрощает процесс установки. Простота системы сокращает время буровых работ и риск спуска внутренних колонн малого диаметра и приводимых в действие давлением сложных систем. Отсутствие клапанных механизмов и возможных путей утечки так же делает разбухающие пакеры более надёжным долгосрочным решением для целостности цементирования и в различном применении для выработки продукции. Следовательно можно утверждать, что надувные пакеры «нашли нишу» в поэтапном цементировании и в применении при необходимости больших расширений. Сюда нужно причислить и внутритрубные пробки-мосты, где разбухающие пакеры не могут конкурировать, таким же образом как и разбухающие пакеры имеют огромное значение в изоляции продуктивного интервала, благодаря простоте и долговечности. На рынке появляются гибриды разбухающих и механических / надуваемых систем для способствования большому расширению и удержанию жидкости внутри камеры. Когда разбухающее средство не присутствует, как, например, в газовой скважине, гибридные пакеры (разбухающий элемент внутри камеры) гарантируют лучшее из лучших решений. Однако, бурение большого диаметра и высокая стоимость, вероятнее всего, ограничат их популярность.

tubing by using a packer/plug combination (i.e. No profile required plugs, etc.) which is deployed with electric line, slick line or coil tubing and retrieved on slick line. Halliburton: Bridge Plugs are designed for retrievable, permanent, and drillable applications. The plugs can be set by any method currently used by industry (wireline, slickline, coiled tubing, mechanically, hydraulically), and can be removed from the well any of the industry accepted methods. TAM International: Typically our plugs are run on a work string or coil tubing. Our bridge plugs are pressure actuated by pumping a ball down to the tool, which seats in a choke and allows the pressure to be increased to a pre-determined pressure setting. Once the inflation pressure is achieved, the set sleeve shears and locks the pressure into the element. At this point, the pressure can be increased and the work string hydraulically disconnected (by rotation or straight pull) from the bridge plug. An optional mechanical release On/Off tool can be used to release from the bridge plug. For temporary bridge plugs, once the purpose of the operation is achieved, a retrieval mechanism can be run to unset the bridge plug and remove it out of hole. TAM also has wireline setting capability if required.

Учитывая условия работы на скважине, как выбор пакеров помогает при заканчивании скважин? Бейкер Хьюз: Как разбухающие, так и гидравлические пакеры увеличили целесообразность заканчивания нецементируемых необсаженных скважин. Данный метод позволяет избежать высокозатратных цементирования и перфорации и ограничивает потенциальные производственные потери, связанные с повреждением ствола скважины при цементировании. Кроме того, любая из этих технологий может быть использована как позитивный аспект для изоляции при заканчивании без цементирования для контроля нежелательного производства в будущем. Большое влияние на выбор эксплуатационного пакера имеют скважинные условия, включая давление, температуру, затрубную жидкость для заканчивания, производимые жидкости

40 ROGTEC

Centralizers: Looking at the tragic accident in the Gulf of Mexico, centralizers were highlighted as a key device to aid in ensuring a proper cement bond. How is this achieved? Baker Hughes: Centralization is obtained through the proper selection and use of centralizers on the casing string. The centralizers are specifically designed for particular pipe and hole size configurations to provide stand off from the formation, thus allowing proper cement placement. There are several types of www.rogtecmagazine.com

(в коррозивных условиях) и темпы добычи. Скважинные условия определяют металлургию и выбор уплотнительного (эластомерного) элемента. Неизвлекаемые пакеры обычно используются в скважинах высокой производительности (т.е. в скважинах высокого давления и высокой температуры) и устанавливаются они на каротажном кабеле при помощи гидравлического устанавливающего инструмента либо через подачу гидравлического давления. Неизвлекаемые пакеры удаляются расфрезеровкой. Извлекаемые пакеры обычно связаны со скважинами низкого давления и устанавливаются по кабелю, гидравлическим давлением или манипуляциями НКТ. Удаляются они обычно манипуляцией НКТ. Тем не менее, сегодняшние извлекаемые или съемные пакеры имеют почти такие же эксплуатационные характеристики, что и неизвлекаемые пакеры. Правильный выбор пакера позволит сэкономить время и средства в течение всего срока эксплуатации скважины и помогают предотвратить высокозатратный ремонт в будущем. Некоторые из наиболее важных аспектов, которые необходимо принимать во внимание при выборе пакера включают тип скважины (новая, переведенная, газовая, нефтяная, механизированной добычи, нагнетательная, одиночная, двойная, горизонтальная, разветвленная и т.д.), а также будущие

centralizers available for different applications, from bow spring to rigid, solid centralizers. Centek: Choosing centralizers should not be a tradeoff between costs and well safety. It is vital to use the right number of good quality and reliable centralizers. The most important aspect of centralization is to choose the best equipment for the intended application. Smaller, undersized to bore hole units, allow irregular fluid flow paths to occur. Oversized centralizers simply create drag issues from the first unit down the hole. Gauge units create the optimum solution as they enhance both RIH and stand-off. The key aspect to a superior cement job is stand-off. Stand-off dictates fluid regimes; cement isolation, drag concerns and rotational forces. Units must be flexible to absorb the down hole forces applied to casing/tubing so that bridging is minimized yet standoff is retained. Good well clean out is essential to good bonding, again, if the pipe lies on the low side this will not be achieved. In what applications should centralizers be utilized? Baker Hughes: Centralization is essential where a wellbore seal is required. Without proper centralization, cement

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.

Рэйдиал Дриллинг Сервисез Инк. Radial Drilling Services, Inc. 4921 Spring Cypress Rd | Spring, Texas 77379, USA Россия, Татарстан, 423450, г. Альметьевск, ул. Шевченко 48 office: +1 (281) 374-7507 fax: +1 (281) 374-7509 tel: +7 (8553) 300 058, 300 996 fax: +7 (8553) 300 056, 300 994 www.radialdrilling.ru www.radialdrilling.com

Laterals

Oil

скважинные мероприятия (интенсификация, кислотная обработка и т.п.). Правильно установленный пакер (или пакеры) обеспечивает инженеру по заканчиванию скважин большую уверенность в том, что используемые жидкости для заканчивания попадут в желаемую зону скважины. Пакеры позволяют обеспечить изоляцию различных зон ствола и могут сократить риск перехода жидкостей между разными секциями ствола. Halliburton: Пакеры используются для зональной изоляции в открытых или обсаженных скважинах, они критически необходимы для обеспечения безопасной и эффективной добычи из скважины, поскольку являются очень важной частью процесса заканчивания скважины. Понимание возможностей пакеров, необходимого процесса их установки и как в целом это влияет на общий процесс заканчивания скважин позволит выбрать подходящий тип пакера для заканчивания конкретной скважины. Packers Plus: Выбор пакера – ключевой фактор, определяющий дойдете вы до дна скважины или нет. Так, разбухающие пакеры обычно длиннее механических (10-30 футов против пяти). Многоэтапный разрыв по своей природе требует использования множества пакеров. В настоящее время в России обычно проводят 5 этапов (используя 5-6 пакеров), но пройдет не так много времени, прежде чем будут использовать 10, 15 и скорее всего, много больше пакеров, чем сейчас – ведь именно по такому пути пошли американский и канадский рынки. Мы недавно установили 47 пакеров в одном стволе необсаженной скважины и скоро будем устанавливать еще больше. Учитывая сложности, связанные с тягой и темпами естественного искривления, большое количество этапов просто невозможно осуществить при использовании разбухающих пакеров. Если заканчивание скважины застопорится из-за механических факторов или перепадов давления, возникает риск преждевременного разбухания, что приведет к остановке буровой если установка вообще сможет побороть тягу пакеров. Преждевременное разбухание или полное неразбухание пакеров – совсем не редкое явление. Мы проводили заканчивания таких скважин, где до этого предпринимались неудачные попытки заканчивания разбухающими пакерами. TAM International: Выбор пакера зависит от того, чего мы стремимся достичь на протяжении срока эксплуатации скважины. Для правильного выбора пакера, критически необходимо понимать условия температуры, давления и коррозийных жидкостей.

42 ROGTEC

cannot be circulated completely around the casing, and the potential of leaving a mud channel, and thus a flow path, is increased. The degree of centralization will depend on wellbore configuration and should be individually designed for each well. Centek: In line with oil industry guidelines and Russia’s GOST requirements, centralizers should be used in every section of the well and whenever casing, tubing, and completions are run. A centralizer should be used in all well types, as pipe will always lie on the bore wall even in a vertical well. Horizontal applications are critical, as here the pipe has to be pushed into the well. Lack of centralizers in this case means the tubular goods would create a high resistance to movement which centralizers will dramatically reduce. The likelihood of bridging is increased and the cement job will be compromised as the fluid will take the easiest route. Solid type units, whose stand-off is already impaired, also create this effect. Oversized units in the horizontal create too much drag and damage easily. Applications, for all well designs, require a good understanding of centralizers to achieve the desired end result. What are the main benefits of centralizers? Baker Hughes: Centralizers serve to keep the casing away from the formation wall and move the casing to the center of the wellbore, allowing for improved placement of the cement sheath. Care must be exercised in the selection of the type and location of the centralizers to assure the casing is properly centered in the well, while allowing the casing string to be lowered into the well. Sophisticated models are available to predict centralization in the well as well as the forces exerted by the centralizers while the casing is being lowered into the well. Centek: A centralizer is an aid to getting tubular goods or completion systems to the desired position in the well. They act as a bearing, and the main objectives a re to keep the pipe off the bore wall at all times. Gauge units achieve the best results for any well application. Centralizers are also designed to ensure good well cleanout, but, most importantly, to ensure good zonal isolation and to bond to the formation. They should not be oversized as this creates drag nor should they be undersized as this reduces the stand-off ratios. Centralizers need to absorb mainly lateral loads caused by inclination and azimuth well changes. Robust and high restoring force units are far superior as they also allow for flexibility in the well. Units should also be strong enough so as not to break or be damaged should casings have to be pulled out of the well. www.rogtecmagazine.com

Выбор пакера также должен способствовать минимизации всех сопутствующих рисков, при этом клиенту необходимо предоставить наилучший выбор как на ближайшее время, так и в долгосрочном периоде. Tendeka: Когда необходима быстрая установка, использование разбухающих пакеров исключено. Это может быть и в случае чрезвычайных условий, таких как газовые скважины с высокими температурами или высоким давлением, и арктических скважин на мелководье. Оптимальный выбор пакера часто основан на требуемом количестве изолируемых точек. С увеличением их числа, сложность установки надувных пакеров может высоко увеличить риск и стоимость, а разбухающие пакеры обеспечивают дополнительную выгоду в простоте применения и установки. Каковы ключевые преимущества ваших пакеров? Бейкер Хьюз: Разбухающие пакеры предлагают наиболее операционно эффективное решение по изоляции затрубного пространства; однако

Sand Control: What are the most common types of sand control used in Russia? Baker Hughes: Most wells in Russia have very limited sand control provision incorporated into the well design and this can lead to premature completion failure or reduced pump run life. Many wells in Russia have been completed with a slotted liner or a stand-alone screen assembly, and while both are very economical techniques, they typical do not provide adequate sand control for an extended period of time. We are now seeing more operators explore the benefits of gravel packing techniques and how it can provide a longer term sand control solution for their projects. Baker Hughes has recently been awarded an offshore project in Russia where we will be providing gravel pack equipment and services. Halliburton: Currently companies are running slotted liners in an attempt to prevent sand influx during the production. There is also an increased interest in screens that can be run to help in preventing sand production. Tendeka: The most common types of sand control depends on the well types; i.e horizontal, deviated or

следует тщательно выбирать состав скважинной жидкости и требуемый % разбухания при составлении раствора. Гидравлические пакеры могут расширяться значительно больше по сравнению с механическими или разбухающими пакерами, но представляют значительно более высокую степень эксплуатационной сложности. Механические пакеры являются хорошей альтернативой разбухающим или гидравлическим пакерам в том смысле, что они не настолько чувствительны к скважинным условиям, таким как температура или жидкости, и могут устанавливаться различными способами, гидравлически или механически через бурильные трубы. Неизвлекаемые пакеры считаются более надежным решением для эстремальных и агрессивных сред. Однако из извлечение предполагает фрезеровочные работы. В общем, неизвлекаемые пакеры предлагают простоту установки и меньшее количество движимых элементов. Поскольку неизвлекаемые пакеры не имеют механизма извлечения, они имеют больший внутренний диаметр и предполагают большую зону досягаемости (по нагрузке и давлению) по сравнению с извлекаемыми пакерами. Извлекаемые пакеры предоставляют гибкость и меньшую стоимость, особенно когда ожидается скорое или же многократное извлечение их из скважины в течение цикла ее эксплуатации. Возможность извлечения достигается в ущерб размерам зоны досягаемости (дифференциального давления и номинальной нагрузки) и надежности. Тем не менее, в последние годы этот тип пакеров значительно улучшил свои эксплуатационные характеристики. Некоторые из существующих сегодня извлекаемых конструкций действительно могут соперничать по производственным показателям при использовании в определенном диапазоне размеров с неизвлекаемыми пакерами. Не смотря на улучшение эксплуатационных характеристик, извлекаемые модели все еще имеют определенные ограничения по спецификациям внутреннего диаметра, связанные с внутренним байпасом и механизмами извлечения. Механически активируемые пакеры, как и гидравлические пакеры, дают позитивное представление о том, что пакер активировался посредством оценки давления и объемов использования во время установки пакера (пакеров). Как указывалось раньше, отсутствует необходимость ждать, пока пакер разбухнет, а также пакер может быть разработан для одинаково успешного использования в любой жидкостной среде. Но эти

44 ROGTEC

vertical wells. With the increased popularity of horizontal wells, simple slotted liner deployments have gained a lot of popularity. The simplicity of landing a slotted liner into a horizontal wellbore seems like a very good option for a low cost solution to prevent the bore hole collapsing, but this carries inherent risks associated with corrosion, lack of lateral isolation and the inherent onset of water production causing loss of sand control. Higher end solutions, such as open hole gravel packing, premium sand screens, inflow control screens, and compartmentalization are improvements over the traditional “slotted liner” methods. Frac-packing and expandable screen solutions are also deployed in more conventional wells in a smaller scale due to their inherent cost and infrastructure requirements. What problems can a loss of sand control cause to the well, equipment and to production? Baker Hughes: The lack of adequate sand control in a well can lead to many problems throughout the well life. The accumulation in surface equipment is common if the production velocity is great enough to carry sand up the tubing, the sand may become trapped in the separator, heater treater, or production pipeline resulting in the need to shut-in the well and clean out. Sand can also accumulation downhole if the production velocity is not great enough to carry sand to the surface, the sand may bridge off in the tubing or fall and begin to fill the inside of the casing. Eventually, the producing interval may be completely covered with sand. In either case, the production rate will decline until the well becomes “sanded up” and production ceases resulting in the need for remedial operations. The loss of sand control in a well can also result in the erosion of downhole and surface equipment in highly productive wells where fluids flowing at a high velocity and carrying sand can produce excessive erosion of both downhole and surface equipment leading to frequent maintenance to replace the damaged equipment. For some equipment failures, a rig assisted workover may be required to repair the damage. The lack of sand control can also cause the collapse of the formation resulting in large volumes of sand to be carried out of the formation with produced fluid. If the rate of sand production is great enough and continues for a sufficient period of time, an empty area or void will develop behind the casing that will continue to grow larger as more sand is produced. When the void becomes large enough, the overlying shale or formation sand above the void may collapse into the void due to a lack of material to provide support. When this collapse occurs, the sand grains rearrange themselves www.rogtecmagazine.com

пакеры требуют активации с поверхности и могут нуждаться в дополнительных затратах времени бурения для их активации, в зависимости от их конструкции. Разбухающие пакеры не требуют какихлибо действий с поверхности, потенциально экономя время бурения. Кроме того, разбухающий пакер может также быть использован в ситуациях, когда на более поздних стадиях эксплуатации скважины, скважинные жидкости мигрируют в другие участки скважины из-за каких-либо нарушений герметичности на прочих ее участках. Это может быть вызвано изменениями нагрузки в стволе, приводящими к потере целостности уплотнения из-за цемента или других скважинных материалов. Halliburton: Перманентные пакеры обычно имеют более простую конструкцию и могут быть установлены на кабеле, канате, ГНКТ или разборной трубе и могут быть извлечены из скважины только фрезерованием. Существует множество конструкций извлекаемых пакеров, в зависимости от типа установки (канатные, механические, гидравлические и гидростатические). Они могут извлекаться из скважины и обычно имеют более сложную конструкцию. Системы Swellpacker – пакер очень простой конструкции, разбухающий в присутствии жидкости и принимающий форму среды, в которой он установлен. Packers Plus: Преимущества механических пакеров в условиях интенсификации скважин уже рассматривались в предыдущих ответах. Для использования в условиях низких перепадов давления, где нет целостности трубопровода, разбухающие пакеры могут хорошо подойти, поскольку они могут заливаться и оставляться в скважине для разбухания, при условии что скважинные условия, в частности, температура, подходят для этого. Стоит, однако, заметить, что того же можно добиться, используя механические пакеры, если для их установки используются бурильные трубы. Мы проводили такие операции на нескольких месторождениях в Южной Америке. Существуют также другие типы пакеров, такие как рукавные пакеры и пакеры с металлическим уплотнением, но они мало где устанавливались, поэтому клиенты обычно говорят только о механических и разбухающих пакерах. Механические пакеры всегда будут более крепкими в смысле их эксплуатационных качеств, нежели разбухающие, но в зависимости от условий использования, в конкретных случаях одни могут быть более подходящими, нежели другие. Это же касается и любого другого обоурдования, устанавливаемого в скважине. www.rogtecmagazine.com

to create a lower permeability than originally existed. In most cases, continued long term production of formation sand will usually decrease the well’s productivity and ultimate recovery. The collapse of the formation is particularly important if the formation material fills or partially fills the perforation tunnels. Even a small amount of formation material filling the perforation tunnels will lead to a significant increase in pressure drop across the formation near the well bore for a given flow rate. Halliburton: In reservoirs where sand influx is an issue, it is necessary to control the sand down hole to prevent damage to the completion and surface equipment used. If this is not performed properly, sand will enter the well and cause problems with the equipment’s functionality and possibly eliminate production all together. The production rate will determine how fast the sand enters the well and the time to failure. The extent of damage can be as serious as erosion of equipment to failure (and possibly uncontrolled release) or as limited to sand building up down hole preventing production. Tendeka: Loss of sand control is not necessarily a catastrophic event depending on the tubulars and surface equipment’s ability to handle the produced sand. In heavy oil, producing sand is sometimes associated with an increase in productivity and may be a positive artefact. However, in conventional wells, sand production can cause failure of artificial lift equipment such as electric submersible pump’s (ESP’s). Surface equipment erosion in gas wells may prove an operational hazard and in oil wells, sloughing of sand into the wellbore can cause complete loss of production from the lower zones. In horizontal wells, sand production may not be seen on the surface due to the duning of the sand, but a total loss of production or limited production may be a common outcome. In general, it is always better to limit any form of sand production than allowing for unconstrained production, hence the term sand control. There are a wide range of sand control solutions available. How do you select the best available option? Baker Hughes: Numerous techniques are available for dealing with sand production from wells. These range from simple changes in operating practices to gravel packing/frac packing. The sand control method selected depends on site specific conditions, operating practices and economic considerations. Baker Hughes provides the full portfolio of sand exclusion techniques including stand-alone screens with and without Inflow Control Devices (Equalizer), gravel and frac packing (including associated pressure pumping services), oriented perforating, expandable screens and more recently, GeoFORM Shaped Memory Polymer System. To select

ROGTEC 45

TAM International: Об этом можно написать целую книгу. Если необходимы большие анкерные силы, единственным выходом будут механические пакеры. Если есть ограничения по проходимости, следует воспользоваться надувным пакером. Если ограничений нет и анкерного крепления не требуется, разбухающие пакеры прекрасно подойдут. Более детальное сравнение гидравлических и разбухающих пакеров представлено ниже. Гидравлический пакер: » Обеспечивает уплотнение высокого или низкого давления либо для обсадки, либо для пласта, в зависимости от параметров скважины или пласта. » Обеспечивает немедленное уплотнение для поддержания цементной колонны » Обеспечивает немедленное уплотнение для изолирования газа и предотвращения загазирования цемента » Создает барьер, предотвращающий образование газовых каналов за цементом и обсадкой, а также микрокольцевых зон между обсадкой и цементом. » Имеет возможность принимать неправильную форму ствола. Разбухающий пакер: » Обеспечивает уплотнение длиной от 1 до 20 футов (стандартный) или заказной длины. » Низкий риск при установке. » Существует в нескольких вариантах – может активироваться нефтью, водой или иметь комбинацию обоих разбухающих эластомеров. » 200% полезного расширения в объеме. » Предлагается в варианте с умной/интеллектуальной пропускной способностью. » Принимает неправильную форму ствола. Tendeka: Короткие «надевающиеся» разбухающие пакеры » Экономичные по затратам с высоким числом изолирующих точек в длинных горизонтальных скважинах » Возможность установки на трубах заказчика – уменьшенная стоимость » Долговечная целостность изоляции Разбухающие пакеры устанавливаемые на длинные трубы » Высокий перепад давления » Сланцевый газ – многостадийный разрыв » Долговечная целостность изоляции Общеизвестные надувные пакеры (внешние трубные пакеры) » Ступенчатое цементирование

46 ROGTEC

the most appropriate technique for any application it is important to thoroughly review each of these options with a Baker Hughes Sand Control representative. Halliburton: Depending on the economics of a well, a viable solution can be selected depending upon the formation properties and the completion requirements for the well. Gravel pack completions and screens are solutions that have been employed globally with great success but can be a more costly solution due to the engineering and equipment that is required. The best approach for determining the proper technology is to discuss the well parameters and anticipated production with the service provider. Tendeka: Typically, each reservoir and field development requires a unique approach to the sand control solution. For some fields, saving CapEx by operating wells below the sand free rate might be optimum, while in other fields there is no option but an initial sand control deployment. In cases where sand control is required initially, well positioning, cased versus open hole and required production rates are first and foremost in the field development plan. Following these decisions, a sand control solution can usually be devised. In summary, some examples of optimum sand control could be: » Multi zone frac-packing in cased hole (high rate wells in cased hole) » Horizontal inflow control screens with swellable packers (single horizon reservoirs) » Open hole horizontal gravel packing (shaly resevoirs) » Open hole vertical gravel packs (high rate gas wells) Well bore clean out: Why does well bore clean out aid a wells completion? Baker Hughes: Wellbore Cleanout is the utilization of specially designed tools, chemicals and techniques necessary for removal of the debris from the wellbore that interfere with normal operations during the life of that well. Wellbore cleaning operation cleans casing, tubing, BOP or riser ID, removes any debris at downhole or suspended in the wellbore, and assists fluid exchange. Wellbore Cleanout provides insurance for completion and workover, reduces nonproductive time, and manages risks during completion installation and workover activity. In additional, it minimizes damage to reservoir and delayed production. The historic data have showed that more than 30% of non-productive time is linked to debris issues in the wellbore. According to the recent Welling www.rogtecmagazine.com

» Высокий коэффициент расширения » Неактивен в процессе установки Трубно - компрессорные надувные

» Сверхвысокий коэффициент расширения » Иногда единственно возможный вариант Пробки: Какова область использования разработанных вами пробок? Бейкер Хьюз: Компания “Бейкер Хьюз” предлагает широкий спектр различных пробок, обеспечивающих регулирование потока и контроль скважины, включая подвески, перемычки, заглушки, запорные клапаны и пробки-мосты. Наши пробки также используются для испытаний производственных НКТ и для установки пакеров гидравлического действия. Также “Бейкер Хьюз” предлагает полный диапазон пробок-мостов, выполненных из высокопрочных композитных материалов, позволяющих значительно более быстрое и эффективное выбуривание и извлечение из ствола. Эти типы пробок-мостов часто используются для обеспечения операций многостадийного разрыва из единого ствола. Они обеспечивают барьер высокого давления между всеми интервалами перфорации и позволяют легко удалить много пробок из ствола за один рейс расфрезеровки. Halliburton: Пробки Bridge/Frac разработаны для короткосрочной или долгосрочной изоляции в скважине. Они устанавливаются различными способами в обсадке различных размеров и бывают постоянные, извлекаемые или поддающиеся разбуриванию. Чаще всего пробки используются при операциях цементирования или гидроразрыва. TAM International: Пробки TAM могут использоваться для всех аспектов эксплуатации как для обсаженных, так и для необсаженных скважин, а также как для временной, так и для постоянной установки. Они могут устанавливаться по тросу, по канату, колтюбингу или по спусковой колонне. Какие пробки наиболее часто используются в России и каковы самые обычные схемы установки? Бейкер Хьюз: Сегодня в России употребляется множество различных типов пробок для различных областей использования. Пробки, спускаемые по тросу, устанавливаются на посадочный патрубок www.rogtecmagazine.com

Report, “Debris management in completions operation is a major concern for approximately 1/3rd of the operators surveyed and a minor concern for an additional 1/3rd of the operators.” Halliburton: Wellbore preparation helps in ensuring that any debris or scale that may be in the well prior to running a completion is effectively removed. Completions will require the ability to manipulate tubing (for functioning of mechanical components) or apply hydraulic pressures in order to set or shift components. The presence of any scale, debris, or foreign objects can prevent this from happening and could potentially result in a costly work over. Application of wellbore cleanout tools will provide an “ideal” environment for running a completion. How is this utilized in Russia? Baker Hughes: Currently, the wellbore cleanout has been mainly used in Russia at the workover stage to clean the casing ID, remove downhole debris, and support fishing or casing exit works. The wellbore cleanout is also used at pre-completion stage to clean the wellbore and assist the fluid displacement. The common wellbore cleanout tools used in Russia include casing scraper, casing brush, wellbore filter, downhole magnet, boot basket, VACS tool and circulation tools. What advantages and savings do your wellbore clean out solutions bring? Baker Hughes: Baker Hughes provides complete wellbore cleanup portfolio and services for all applications from low cost land to high end deep and ultra-deep water applications. The Baker Hughes X-Treme Clean™ wellbore cleanup tools features non-rotating technology efficiently cleaning while minimizing potential damage to the casing or riser ID, high allowable rotational speed with a large total flow area offering more effective well cleaning and displacement. We have more than 2,500 jobs worldwide. The BHI vectored annular cleaning system (VACS™) is leading in the industry effectively recovers debris at downhole in openhole or cased hole. The benefits include keeping debris from reaching to the surface equipment or suspended in the fluids, protecting debris sensitive equipment, minimizing impact to perforation and formation, and easy adapting to a variety of applications. It can be used in conjunction with other tools to perform wellbore cleaning and other operations such as packer retrieving in one trip, It is especial useful in the applications such as wells with low fluid level, wells with partial or total lost circulation, deep or deviated wells.

ROGTEC 47

для обеспечения регулирования потока и для операций испытания давлением, а многие пробкимосты, устанавливаемые через НКТ и буровые трубы используются как для постоянного закрытия, так и для временной консервации скважин.

Lukasz Ostrowski: Baker Hughes Lukasz Ostrowski is currently Baker Hughes Completion and Reservoir Development Services Marketing Director for Russia and CIS Region, located in Moscow. He holds a PhD in Petroleum Engineering from the

Halliburton: Чаще всего в России используются поддающиеся разбуриванию пробки, устанавливаемые механическим инструментом, спускаемым по НКТ. TAM International: Предлагаемые компанией TAM гидравлические пробки-мосты 425-SS01 одноразового использования с элементом пластинчатого типа. Они используются для установки сквозь ограничения обсадки и установки в обсадке для изоляции притока воды снизу. Как активируются и снимаются ваши пробки? Бейкер Хьюз: Они могут устанавливаться и сниматься по канату. Обычно пробки соединяются с замочным шпинделем, который спускается и устанавливается на профиль патрубка в колонне заканчивания. Он также может быть опущен или снят овершотом и установлен на пакер. Пробки также могут устанавливаться в любой части НКТ при использовании комбинации пакер-пробка (т.е. пробки, не требующие профиля и т.д.), опускаются они по электрическому кабелю, тросу или колтюбингу, а извлекаются по тросу. Halliburton: Пробки Bridge разрабатываются в извлекаемом, постоянном или поддающимся разбуриванию вариантах. Устанавливаться они могут любым из используемых в отрасли методов (на кабеле, канате, ГНКТ, механически или гидравлически), и могут извлекаться из скважины любым из методов, принятых в отрасли. TAM International: Обычно наши пробки спускаются по спусковой колонне или колтюбингу. Наши пробкимосты активируются давлением через закачку шара к инструменту, установленному на штуцере и позволяет нагнетать давление до предусмотренного заранее значения. После того, как требуемое давление наполнения достигнуто, установленный штуцер сдвигается и запирает давление в элементе. После этого, давление может быть увеличено, а рабочая колонна отсоединена (вращением или просто подъемом) от пробки-моста. Также для отсоединения пробки-моста может использоваться специальный прибор, поставляемый опционально. Для временных пробок-мостов, после достижения требуемого результата, для снятия пробки и ее извлечения, может

48 ROGTEC

University of Mining and Metallurgy - Krakow, Poland (1984). He began his career at the same university, afterward joining Preussag Oil & Gas AG as a gas-reservoir engineer in Hanover, Germany (1986). From 1987 to 1997, Ostrowski went on to work as a consultant then Managing Director for Golder Associates in several countries across Europe. In 1997, he joined Baker Hughes as a Manager for Testing Services - Eastern Hemisphere, relocating to Russia in 2003. Since 2006 Ostrowski has been teaching as an Honorary Professor of Technical University Clausthal (Germany). In 2009, he was named a Visiting Professor at the University of Mining and Metallurgy in Krakow. Ostrowski has authored more than 35 papers on reservoir engineering and completions for the Society of Petroleum Engineers and other publications.

Райан Мэтсон: Halliburton Ryan Mattson is a Technical Advisor with Halliburton International, Inc. Ryan is currently based in Moscow and has been working with Halliburton for six years. Prior to coming to Russia, Ryan was based in Canada focusing on cased and openhole completions in North American markets, with a primary focus on horizontal openhole completions. Ryan graduated from the University of Alberta in Edmonton, Alberta, Canada with a BSc in Mechanical Engineering.

Paul Higginson: Packers Plus Paul has 14 years experience in the oil and gas industry, having begun his career in the design office of Petroleum Engineering Services Ltd working with Completions, Intervention and Intelligent Wells equipment. He has worked internationally in Europe, Africa, Asia and the Middle East in operational, project engineering and sales roles in the field of Intelligent Completions where he was exposed to a multitude of different technical environments. For the last 2-1/2 years he has been the focal point for Packers Plus in Europe and Russia focusing on Open Hole Multi Stage Fracturing Completion solutions.

Boris Lomakin: Tenaris Boris Lomakin is part of Tenaris’s Technical Sales team in Russia. He has a degree in Petroleum Engineering and Technical Interpretation from the Samara State Technical University. He has been with Tenaris for three and a half years. Mr. Lomakin is a Russian citizen.

www.rogtecmagazine.com

запускаться съемный механизм. При необходимости, компания TAM может поставить пробки-мосты с возможностью установки по канату.

Центраторы: Рассматривая трагический инцидент в Мексиканском заливе, центраторы называют ключевым приспособлением при заканчивании скважин и обеспечении прочной цементации. Как они работают? Бейкер Хьюз: Центрирование достигается путем правильного выбора и использования центраторов обсадной колонны. Центраторы специально разрабатываются для конкретной конфигурации трубы и размеров скважины для обеспечения дистанции между колонной и породой, что позволяет обеспечить правильное цементирование. Существует несколько видов центраторов для различных областей использования, от пружинных до жестких цельных. Centek: Выбор центраторов не должен сводиться к поискам компромисса между стоимостью и безопасностью работ на скважине. Использовать правильное количество надежных центраторов кране необходимо. Самое важное в центрировании – выбрать лучшее оборудование для соответствующих прикладных задач. Использование неполномерных по отношению к скважинам приборов может привести к нерегулярному пути течения жидкостей. Центраторы завышенного габарита приводят к усилению страгивания бурильной колонны уже после спуска первого снаряда. Приборы с датчиками являются оптимальным решением, т.к. они улучшают спуск в скважину и степень центрирования. Ключевой аспект хорошего цементирования – хорошая степень центрирования. Она задает режим течения жидкостей, цементную изоляцию, режим страгивания колонны и вращательное www.rogtecmagazine.com

Dr. Sergey A. Rekin: ТМК-Premium Services Dr. Sergey A. Rekin is the General Director of ТМКPremium Services. He is also a API and ISO (Russia) committee member, Chairman of the Subcommittee No.7 of the Technical Committee 357 GOST & author of 70 publications, 3 monographs and 7 inventions. Having been educated at the Sverdlovsk Suvorov Military School and the Kuibyshev Polytechnic Institute Dr Rekin joined Gazprom VNIIGAZ in 1999, and TMK in 2006. He currently works for the Premium Services division of TMK. Cliff Berry: Centek Cliff Berry’s oilfield career started in 1977 with Halliburton in Brunei, Malaysia and Sarawak as a cementer and tool operator. He also worked offshore in the North Sea and Persian Gulf with Halliburton, leaving Halliburton as an MSO. He then worked for Diamond B (UK) Limited, a leading centraliser manufacturer in the mid 1980’s. Cliff joined BJ Tubular Services as European Operations Manager working from the German office and successfully introduced BJ Tubular Services into Denmark, Hungary, and Holland in addition to growth in Germany. He joined Centek in 2001 as Sales and Marketing Manager responsible for worldwide sales.. John Stewart: TAM International John Stewart began his career with Baker Production Services in Aberdeen in November 1982 as a trainee Well Test Engineer before transferring to Great Yarmouth in January 1983. John worked in the North Sea, Europe and Africa gaining experience of all types of wells and rig operations and progressed to Senior Well Test Engineer by the time he left Baker in 1985. John then joined Petrocon Production Services where he gained experience in wireline operations, cased hole and open hole DST operations onshore in the UK, Tunisia and the Southern North Sea. He progressed to the position of Operations Manager during which time the company was acquired by ERC and Simon Engineering. He joined Tam International in Aberdeen in 1994 as a Sales Engineer. John has been with Tam for over 17 years and is now the Sales Manager in the Aberdeen office, overseeing the sales for Europe, Africa, The Middle East, Russia and the former Soviet Union. Malcolm Pitman: Tendekal Malcolm Pitman, Vice President Europe, SSA and FSU has worked in the oilfield industry for over 30 years. Prior to joining Tendeka in 2008, Malcolm held a number of positions within Baker Hughes, Zeroth Technology, Baker Oil Tools and BHI Corporate where he was responsible for business development, supply chain management, manufacturing, engineering, financial reporting; as well as overall management of the Well Intervention function of BOT UK. He brings an extensive knowledge to Tendeka specializing in well construction, well intervention, new technology and mature field development. Malcolm holds an MBA from Robert Gordon University.

ROGTEC 49

усилие. Прибор должен быть достаточно гибким для поглощения скважинных сил, прилагаемых к обсадке и трубам, чтобы при этом степень центрирования оставалась оптимальной, а эффект бриджинга был сведен к минимуму. Хорошая прочистка скважины также необходима для прочного схватывания, и это недостижимо, если труба лежит на нижней стенке скважины. При каких внешних условиях скважины лучше всего использовать центраторы? Бейкер Хьюз: Центрирование необходима там, где требуется уплотнение ствола. Без правильного центрирования, цемент не сможет полностью окружить обсадку и остается возможность потенциальной утечки раствора и увеличения линий тока пластового флюида. Степень центрирования зависит от конструкции ствола и должна разрабатываться индивидуально для каждой скважины. Centek: Согласно отраслевым нормам и требованиям российского ГОСТ, центраторы должны использоваться на всех участках скважины и при обсадке, трубопрокладке и заканчивании скважин. Центраторы должны использоваться на всех типах скважин, поскольку труба всегда ложится на буровую стенку, даже в вертикальных скважинах. Использование центраторов в горизонтальных скважинах просто критически необходимо, поскольку труба проталкивается в скважину. Отсутствие центраторов в этом случае означает, что трубные продукты будут вызывать высокое сопротивление движению, чего центраторы позволяют избежать. При отсутствии центраторов увеличивается вероятность бриджинга и может пострадать цементирование, поскольку жидкость всегда идет по пути наименьшего сопротивления. Целиковые центраторы, степень центрации которых уже снижена, также создают такой эффект. Сверхгабаритные центраторы в горизонтальных скважинах создают слишком сильную тягу и легко повреждаются. Для всех типов скважин, сфера применения центраторов требует хорошего понимания их работы для достижения желаемого результата. Каковы преимущества ваших центраторов? Бейкер Хьюз: Центраторы способствуют удалению обсадки от стенки породы и помогают разместить обсадку в центре ствола скважины для правильного распределения цементной оболочки. Выбор типа и размещения центраторов должен осуществляться с надлежащей тщательностью, чтобы при

50 ROGTEC

правильной центровке обсадки позволять ей свободно опускаться в скважину. Существуют усовершенствованные модели центраторов, позволяющие предсказать центрирование в скважине наряду с силами, создаваемыми самими центраторами при спуске обсадки в скважину. Centek: Центаторы помогают доставить трубные продукты или системы заканчивания скважин на желаемый уровень скважины. Они действуют как опора, их задача – всегда поддерживать трубу на удалении от буровой стенки. Приборы с датчиками позволяют достичь наилучших результатов для всех сфер использования в скважинах. Центаторы также разрабатываются с целью улучшить прочистку скважины, но самое главное – обеспечить хорошую зонную изоляцию и прочное схватывание с породой. Центаторы не должны быть сверхгабаритными, т.к. это создает тягу, и не должны быть малогабаритными, поскольку это снижает степень центрирования. Центраторы должны поглащать в основном, поперечные нагрузки, вызванные наклоном и изменением азимута скважины. Прочные и обладающие высокой силой упругости приборы нманого лучше, поскольку они также позволяют достичь гибкости в скважине. Кроме того, центраторы должны быть достаточно крепкими, чтобы не ломаться и не портиться при выемке обсадки из скважины. Контроль пескопроявления: Какие способы контроля пескопроявления используются в России чаще всего? Бейкер Хьюз: Большинство скважин в России при проектировании учитывают очень ограниченное количество аспектов контроля пескопроявления, что может привести к преждевременным остановкам заканчивания или сокращению межремонтного срока работы насоса. Множество скважин в России заканчивались с использованием щелевидного хвостовика или автономного сетчатого фильтра, и хотя оба эти решения довольно экономичны, они обычно не могут обеспечить долгосрочного контроля пескопроявления. Сейчас мы наблюдаем, что многие операторы узнают о преимуществах метода использования забойных гравийных фильтров, обеспечивающих долгосрочное решение в области контроля пескопроявления для их проектов. Недавно Baker Hughes получил возможность работать на морском проекте в России, куда мы будем поставлять оборудование забойных гравийных фильтров и связанные с ним услуги. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 51

Halliburton: В настоящее время компании используют щелевые фильтры для предотвращения вынос песка при добыче. Также растет интерес к использованию сетчатых фильтров, позволяющих предотвращать попадание песка при добыче. Tendeka: Наиболее используемые виды контроля зависят от типа скважины; т.е. горизонтальной, отклоняющейся или вертикальной. С выросшей популярностью горизонтальных скважин, стало распространено размещение нижних труб обсадных колонн с продольными щелевидными отверстиями. Простота спуска колонны в горизонтальный ствол, выглядит хорошим вариантом для экономичного решения вопроса по предотвращению обвала ствола скважины, но это влечёт неотъемлемый риск связанный с коррозией, отсутствие продольной изоляции и неизбежный натиск поступления воды, что может стать причиной утраты контроля над пескопроявлением. Решения более высокого класса, такие как использование гравийного фильтра, высококачественные песочные фильтры, фильтры контроля притока, и компартментализация являются улучшенными решениями по сравнению с использованием традиционного метода - нижней трубы обсадной колонны с щелевым фильтром. Гравийные фильтры и расширяемые фильтры в обычных скважинах используются в меньшей степени из-за высокой стоимости и требований, диктуемых инфраструктурой. Какие проблемы для скважины, оборудования и процесса производства могут возникать в результате потери контроля пескопроявления? Бейкер Хьюз: Отсутствие соответствующего контроля пескопроявления в скважине может привести к серьезным проблемам в течение срока эксплуатации скважины. Если темпы добычи достаточно высоки, чтобы песок поднимался по НКТ, он может забиваться в поверхностное оборудование и засорять сепаратор, термосепаратор и нефтепровод, что может привести к остановке скважины для мероприятий по очистке. Если темпы добычи не настолько велики, чтобы песок поднимался на поверхность, он может накапливаться, забивая НКТ или опускаться, заполняя внутренность обсадки. Со временем весь продуктивный интервал может забиться песком. В любом из случаев, темпы добычи будут падать, пока скважина не засорится песком настолько, что потребуются мероприятия по исправлению ситуации. Потеря контроля пескопроявления в скважине также может привести к эрозии

52 ROGTEC

скважинного и поверхностного оборудования в высокопроизводительных скважинах, где жидкости перемещаются быстро и переносимый ими песок может вызвать излишнюю эрозию как скважинного, так и поверхностного оборудования, приводя к частым ремонтам и замене поврежденного оборудования. В некоторыех случаях, отказ оборудования может потребовать серьезного ремонта с использованием буровой установки. Отсутствие контроля пескопроявления также может вызвать обвал породы, приводящий к тому, что большие объемы песка будут вымываться из пласта производимой жидкостью. Если скорость выноса песка достаточно велика и происходит на протяжении продолжительного времени, за обсадкой сформируется пустое пространство, которое будет увеличиваться с продолжающимся выносом песка. Когда эта пустота станет достаточно большой, перекрывающие породы или песчаные породы над пустотой могут обрушиться в отсутствии опоры. В случае такого обрушения, частицы песка перегруппируются таким образом, что проницаемость станет ниже, чем была раньше. В большинстве случаев, продолжительный вынос песка из породы приведет к сокращению производительности скважины и общему извлечению нефти. Обрушение породы, в частности, может привести к серьезным последствиям если материал породы заполняет или частично заполняет перфорационные каналы. Даже небольшое количество породы, заполняющее перфорационные каналы приведет к значительному повышению перепада давлений в пласте рядом со стволом для данного дебита скважины. Halliburton: В пластах, где существует проблема выноса песка, необходимо контролировать попадание песка в скважину, чтобы предотвратить повреждение при процессе заканчивания скважины и повреждение используемого наземного оборудования. Если это не делается надлежащим образом, песок может попасть в скважину и вызвать проблемы с эксплуатацией оборудования и даже целиком остановить добычу. Дебит нефтеотдачи определяет, насколько быстро песок может попадать в скважину и сколько пройдет времени до аварии. Степень повреждения может быть серьезной, начиная от эрозии оборудования до полной его остановки (и возможно, неконтролируемого выброса) или лишь накопления песка в глубине скважины, предотвращающего выход нефти. Tendeka: Потеря контроля над проявлением песка не обязательно является катастрофическим событием в зависимости от способности скважинного и наружного www.rogtecmagazine.com

оборудования справляться с появившимся песком. В тяжёлой нефти наличие песка может означать увеличение производительности и может являться положительным артефактом. Однако в обычных скважинах проявление песка может вызвать неполадки в оборудовании подачи, как например электрических погружных насосов. Эрозия поверхностного оборудования газовых скважин может подвергнуть риску его эксплуатацию, а осыпание песка в ствол нефтяной скважины может вызвать полную потерю добычи из нижних участков. В горизонтальных скважинах пескопроявление может быть невидно на поверхности из-за оседания песка, но, как правило, это приводит к ограничению, либо заканчивается полной утратой добычи нефти. В общем, всегда лучше ограничить любую форму пескопроявления, чем позволить неограниченное проявление, отсюда и термин «контроль над пескопроявлением». Учитывая широкий спектр предлагаемых решений в области контроля пескопроявления, как лучше всего обеспечить правильный выбор? Бейкер Хьюз: Существует множество методов контроля пескопроявления в скважинах, от простого изменения технологического режима до установки забойных гравийных фильтров и гидроразрыва с установкой сетчатого фильтра. Выбранный метод контроля пескопроявления зависит от конкретных скважинных условий, методов эксплуатации и экономических факторов. “Бейкер Хьюз” предлагает полный спектр методов контроля пескопроявления, включая автономные фильтры с или без устройств контроля притока (стабилизаторы), установку забойных гравийных фильтров и гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра (включая соответствующие услуги по гидравлической откачке), направленное перфорирование, расширяемые фильтры и, с недавнего времени, полимерную систему памяти формы GeoFORM. Для выбора наиболее подходящего метода в любых условиях эксплуатации, необходимо детально рассмотреть все варианты с представителем службы контроля пескопроявления компании “Бейкер Хьюз”. Halliburton: В зависимости от экономики скважины, приемлемое решение может быть выбрано в зависимости от характеристик пласта и требований по заканчиванию скважины. Заканчивания с использованием гравийной набивки и фильтров – успешно используются по всему миру, но они могут оказаться дорогостоящими, учитывая требования по оборудованию и инженерным работам. Лучший подход в определении подходящего метода www.rogtecmagazine.com

– обсуждение параметров скважины и ожидаемый дебит с сервисной компанией. Tendeka: Типичным является то, что каждый пласт и освоение месторождения требует индивидуального подхода к вопросу контроля над пескопроявлением. Для некоторых скважин, экономящих на капитальных затратах, работа скважины ниже уровня добычи, позволяющего пескопроявление, может быть как оптимальным решением, в то время как на других месторождениях нет другого выхода, как изначальное применение контроля пескопроявления. В случаях, когда контроль над пескопроявлением необходим изначально – положение скважины, обсаженный в отличие от не обсаженного ствола и требуемая производительность, вот что первое и главное должно стоять в плане по разработке месторождения. Если следовать этим решениям, как правило, вопрос с контролем пескопроявления решается. Вот вкратце некоторые оптимальные примеры для контроля над пескопроявлением: » Многостадийный гидроразрыв на участках обсаженного ствола скважины с установкой сетчатых фильтров (высокопроизводительные скважины в обсаженном стволе) » Горизонтальные приточные контрольные фильтры с разбухающими пакерами (одиночные горизонтальные пласты) » Горизонтальные гравийные фильтры в скважинах с необсаженным стволом (сланцевые пласты) » Вертикальные гравийные фильтры в скважинах с не обсаженным стволом (высокопроизводительные газовые скважины) Чистка скважин: Как прочистка ствола помогает при заканчивании скважин? Бейкер Хьюз: Чистка ствола – это использование специально разработанных инструментов и методов для уборки из ствола скважины обломочного материала, препятствующего нормальной эксплуатации скважины в течение ее работы. Чистка скважин используется для очистки обсадки, НКТ, противовыбросового превентера или внутреннего диаметра подъемной трубы; эта очистка позволяет убрать весь обломочный материал со дна скважины или застрявший в стволе и способствует обмену жидкостей. Чистка ствола обеспечивает успешное заканчивание или ремонт скважины, сокращает непродуктивное время и позволяет управлять рисками при установке

ROGTEC 53

заканчивания скважины или во время ремонтных мероприятий. Кроме того, оно позволяет сократить повреждение пласта и задержку добычи. Исторические данные показывают, что более 30% непродуктивного времени связано с присутствием обломочного материала внутри ствола. Как сообщается в недавнем отчете Welling, “управление обломочным материалом в операциях заканчивания скважин представляет основную сложность примерно в 1/3 всех опрошенных операторов и несколько меньшую сложность для еще 1/3 всех опрошенных операторов”. Halliburton: Подготовка ствола скважины позволяет обеспечить удаление любого мусора или осаждений из скважины до запуска процесса заканчивания. При заканчивании скважины необходимо иметь возможность манипулировать НКТ (для работы механических приборов) или использовать гидравлическое давление для установки или сдвига компонентов. Присутствие любых осаждений, мусора или инородных предметов может этому воспрепятствовать и вылиться в потенциально дорогостоящий ремонт. Использование инструментов очистки ствола скважины обеспечит “идеальные” условия для запуска процесса заканчивания скважины. Как это используется в России? Бейкер Хьюз: В настоящее время, очистка стволов производилось в России, в основном, на этапе ремонта для прочистки внутреннего диаметра обсадки, уборки обломков с забоя и способствования извлечению инструмента из скважины или выемки обсадки. Очистка ствола также используется на стадии, предшествующей заканчиванию скважины для очистки ствола и содействия продвижению контура. Обычные инструменты, используемые для очистки стволов в России, включают колонные скребки, щетки, стволовые фильтры, скважинные магниты, ловушки для крупного шлама, инструмент VACS и циркуляционные инструменты. Каковы преимущества и экономия средств при использовании прочистки стволов? Бейкер Хьюз: “Бейкер Хьюз” предлагает полный спектр инструментов и услуг для очистки стволов всех типов, от экономичной очистки с поверхности до глубинных и сверхглубоких подводных работ высокого класса.

от “Бейкер Хьюз” используют технологию очистки ствола без вращения, позволяющую эффективно очищать ствол при минимальном потенциальном повреждении обсадки или внутреннего диаметра подъемной трубы, высокую допустимую скорость вращения с большой площадью суммарного потока, обеспечивающую более эффективную очистку скважины и замещение. Мы провели более 2500 операций чистки стволов во всем мире. Векторная затрубная чистящая система (VACS™) от BHI – ведущая в отрасли система эффективной чистки стволов от обломочного материала для обсаженных и необсаженных скважин. Ее преимущества включают в себя удерживание обломков от попадания в поверхностное оборудование или от задерживания их в жидкостях, защиту оборудования, чувствительного к обломочным материалам, сокращение влияния на перфорацию и пласт, и легкую адаптацию при использовании в различных типах скважин. Она может использоваться в сочетании с другими инструментами для чистки стволов или для других операций, таких как извлечение пакеров за один рейс. Система особенно полезна для использования в сважинах с низким уровнем жидкостей, скважинах с частичной или полной потерей циркуляции, глубоких скважинах и наклонных скважинах.

Лукаш Островски: Бейкер Хьюз Лукаш Островски – Директор по маркетигу, Заканчивание скважин и разработки пластов по России и странами СНГ компании “Бейкер Хьюз”. Получив степень магистра в области технологий нефтегазодобычи Горно-Металлургического Университета г. Краков, Польша (1984), он начал свою карьеру в том же университете, после чего поступил на работу в компанию Preussag Oil & Gas AG в г. Ганновер, Германия (1986). С 1987 по 1997 год, г-н Островски прошел путь от консультанта до управляющего директора в компании Golder Associates и работал в нескольких европейских странах. В 1997г. он начал свою работу в компании “Бейкер Хьюз” в качестве менеджера по испытаниям в Восточном Полушарии, а в 2003 году переехал в Россию. Начиная с 2006 года, г-н Островски носит титул Почетного Преподавателя в Техническом Университете г. Клаусталь (Германия). С 2009 г. он является приглашенным профессором ГорноМеталлургического Университета г. Краков. Г-н Островски является автором более 35 публикаций по технологии разработки нефтегазовых месторождений и заканчивания скважин для Общества Инженеров-Нефтяников, а также работ на другие темы..

Инструменты для чистки стволов X-Treme Clean™

54 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Райан Мэтсон: Halliburton Райан Мэтсон – технический советник в компании Halliburton International, Inc. В настоящее время Райан живет в Москве и работает в компании Halliburton уже шесть лет. До приезда в Россию, Райан работал в Канаде, занимаясь заканчиванием обсаженных и открытых скважин на североамериканском рынке с упором на заканчивание горизонтальных скважин. Райан – выпускник университета Алберты в г. Эдмонтон, Алберта, Канада по специальности инженер-механик.

Пол Хиггинсон: Packers Plus Опыт работы Пола в нефтегазовой отрасли – 14 лет. Он начал свою карьеру в проектном отделе компании Petroleum Engineering Services Ltd, где занимался оборудованием для заканчивания скважин и внутрискважинных работ, а также оборудованием для интеллектуальных скважин. Пол работал в Европе, Африке, Азии и на Среднем Вотоке, занимая должности, связанные с операционной деятельностью, проектноинженерными работами и продажами в области интеллектуального заканчивания скважин, где имел возможность ознакомиться с множеством различных технических условий. Последние два с половиной года он отвечал за работу компании Packers Plus в Европе и в России и в центре его ответственности были решения в области заканчивания необсаженных скважин методом многократного разрыва пластов.

Клиф Берри: Centek Клиф Берри начал свою карьеру в нефтесервисном бизнесе в 1977 году на проектах компании Halliburton в Брунее, Малайзии и в Сараваке в качестве оператора цементирующего устройства. Он также работал в море на проектах Halliburton в Северном море и в Персидском заливе, покинув компанию уже в должности начальника сервисной службы. Впоследствии, в середине 1980-х, г-н Берии работал в компании Diamond B (UK) Limited, ведущем производителе центраторов. Клиф пришел в BJ Tubular Services на должность управляющего операциями в Европе, работая в офисе компании в Германии и, помимо достижения роста компании в самой Германии, успешно вывел компанию на рынки Дании, Венгрии и Нидерландов. В 2001 году Клиф Берри пришел в компанию Centek на должность управляющего по маркетингу и продажам, ответственного за продажи компании во всем мире.

Борис Ломакин: Tenaris Борис Ломакин – член технической команды по продажам компании Tenaris в России. С отличаем закончил Самарский Государственный Технический Университет по специальности «Разработка и Эксплуатация Нефтяных и Газовых Месторождений», а так же имеет диплом переводчика с английского языка. В компании Tenaris он работает три с половиной года. Господин Ломакин – гражданин России.

Джон Стюарт: TAM International Джон Стюарт начал свою карьеру в Baker Production в Абердине в ноябре 1982 года, стажером, в качестве инженера по опробыванию и испытанию скважин, еще до переезда в Грейт Ярмут в январе 1983 года. Джон работал в Северном море, Европе и Африке, получая опыт от работ со всеми видами скважин, работ с буровым оборудованием, и, тем временем, достиг должности старшего инженера по опробыванию и испытанию скважин. Он покинул Baker в 1985 году. Затем Джон присоединился к Petrocon Production Services, где он приобрел опыт в проводных операциях, операциях по обсадке скважин и открытии отверстий DST на суше в Великобритании, Тунисе и южной части Северного моря. Он перешел на должность менеджер по операциям как раз в то время, когда компания была приобретена компанией ERC и Simon Engineering. Он присоединился к Tam International в Абердине в 1994 году в качестве инженера по продажам. Джон в Tam уже более 17 лет и, в настоящее время, работает менеджером по продажам в Абердинском офисе, контролируя продажи в Европе, Африке, Ближнем Востоке, России и странах бывшего Советского Союза.

Доктор Сергей Рекин: ТМК-Premium Services Доктор Сергей Рекин – генеральный директор компании ТМК-Premium Services. Он также член комитета API и ISO по России, Председатель подкомитета №7 Технического Комитета 357 GOST и автор 70 публикаций, 3 монографий и 7 изобретений. После получения образования в Свердловском Суворовском Военном Училище и Куйбышевском Политехническом институте, доктор Рекин начал свою карьеру в Газпром ВНИИГАЗ в 1999 году, а в 2006 году пришел в компанию ТМК. В настоящее время он работает в подразделении Premium Services компании TMK.

Малкольм Питман: Tendekal Малкольм Питман, вице-президент Европе, SSA и СНГ работает в нефтяной отрасли уже более 30 лет. До прихода в Tendeka в 2008 году, Малкольм занимал ряд должностей в компании Baker Hughes,Zeroth Technology, Baker Oil Tools и BHI Corporate, где он отвечал за развитие бизнеса, управление цепочками поставок, производство, инжиниринг, финансовую отчетность, а также общее управление за работой скважин в BOT Великобритании. Он принес обширные знания в Tendeka, специализирующейся на строительстве скважин, управлением работы скважин, новых технологиях и развитии на зрелых месторождениях. Малкольм имеет степень MBA Университета Роберта Гордона.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 55

РАЗВЕДКА

Комплексная интерпретация данных сейсморазведки для прогноза распространения песчаных тел и повышения эффективности бурения

Increasing Drilling Efficiency through Comprehensive Interpretation of Seismic & Petrophysics Data Р.И. Абдрахимов, Р.Р. Галиев, Д.Д. Сулейманов

R.I. Abdrakhimov, R.R. Galiyev, D.D. Suleymanov

Т.С. Усманов, к.х.н. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

T.S. Usmanov, Chem.Dr. (LLC “RN-UfaNIPIneft”)

И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

I.S. Afanasyev, Physics-Math. Dr. (OJSC “NC “Rosneft”)

Введение

Introduction

В Западной Сибири неокомский разрез сформировался за счет постепенного бокового заполнения обломочным материалом сравнительно глубоководного морского бассейна. Для основной территории источником обломочного материала служило восточное обрамление плиты. Заполнение бассейна осадконакопления происходило на фоне постоянного погружения региона. Все это обусловило клиноформное строение разреза [1].

The Neocomian section in Western Siberia was formed through the gradual lateral infilling of debris into a relatively deep sea basin. For most of the territory, the source of the debris was the eastern margins of the plate. The infilling of the sedimentary basin happened against the background of continuous sinking in the region. All of this gave grounds for a clinoform construction of section [1].

Приобская нефтеносная площадь, размеры которой составляют более 6 тыс. км2, является уникальным объектом для исследований геологического строения клиноформных комплексов. Основная площадь месторождения разрабатывается тремя недропользователями (ОАО «Газпром-нефтьХантос», ООО «РН-Юганскнефтегаз», НАК «АкиОтыр»). Запасы углеводородов сосредоточены в пластах группы АС (АС7-АС12), в меньшей степени – в отложениях ачимовской толщи, а также в

56 ROGTEC

The Priobskaya oil field, which is over 6,000 km2 in size, is a unique object to research geological structure of clinoforms. The principal part of the field is being developed by three operators, namely, OJSC “Gasproneft-Khantos”, LLC “RN-Yuganskneftegaz”, and NJSC “Aki-Otyr”. Hydrocarbon reserves are concentrated in the АС group formations (АС7-АС12).. The principal areas for development are the АС10-АС12 formations, where the depositions change in lithology and oil-water contact is absent. Paleogeographic conditions of the rock www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION верхнеюрских интервалах. Основными объектами разработки являются пласты АС10-АС12, залежи в которых литологически экранированы, водонефтяной контакт (ВНК) отсутствует. Палеогеографические обстановки формирования пород, в которых выявлены залежи, сменяют друг друга в западном направлении от прибрежно-морских, шельфовых, склоновых до глубоководных [2]. Изменение коллекторских свойств пород зависит от удаленности тех или иных фаций от кромки палеошельфа. Коллектор в восточной части характеризуется относительно высокой проницаемостью ((6-10).10-3 мкм2), хорошей связанностью и выдержан по площади (шельфовый тип), в западной – слабо связан, низкопроницаем ((1-3).10-3 мкм2) и крайне изменчив по латерали (глубоководный тип). В условиях отсутствия в залежах свободной воды основной задачей геологического сопровождения разработки месторождения является прогнозирование развития коллектора как по площади, так и по разрезу. Если для отложений в области палеошельфа поиск решения не вызывает затруднений вследствие выдержанности нефтесодержащих интервалов, то для глубоководных образований ситуация коренным образом отличается. Продуктивная часть разреза сосредоточена в небольших по размеру, литологически экранированных линзах, слабо связанных между собой, и, на первый взгляд, «хаотично разбросанных» по площади. В связи с этим бурение новых скважин сопровождается значительными рисками неподтверждения прогнозных эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов. На более ранних этапах разбуривания месторождения риски компенсировались природным фактором: над глубоководными отложениями пласта АС12 всегда присутствовали выдержанные по площади пласты АС10 и АС11. В областях бурения новых скважин продуктивные интервалы полностью представлены глубоководным типом отложений пласта АС12, и для достоверного прогноза необходим комплексный анализ всех имеющихся данных. Одной из таких площадей является Горшковская (рис. 1), расположенная в северной неразбуренной части Приобского месторождения, где сосредоточено более 1 млрд. т геологических запасов нефти и запланировано бурение около 2000 скважин. Рассматриваемая территория занимает площадь 700 км2, изучена 48 разведочными скважинами, в которых проведен полный комплекс www.rogtecmagazine.com

formation, where the depositions are found, alternate westward from the littoral shelf and slope to deepwater [2]. Changes in the reservoir properties depend on the distance of various facies from the edge of paleoshelf. In the eastern part, the reservoir features relatively high permeability ((6-10).10-3 µm2), good adhesion and is a continuous area (shelf type). The western part is weakly bound, has low-permeability ((1-3).10-3 µm2) and has highly variable laterals (deep-water type). Given the absence of free water in the depositions, the main objective of the geological support for the development of the deposit is forecasting the reservoir, both as an area and sectionally. And whereas the paleoshelf depositions present no difficulty due to the continuity of the oil-bearing intervals, the situation with the deep-water formations is completely different. The productive part of the section is concentrated in a small, poorly connected, lithologically screened lenses which at first glance appear to be “sporadically scattered” across the area. Due to this, the drilling of new wells is risky because significant saturated reservoir stratum has not been confirmed. During early drilling, the risks were compensated for by natural factors: above the deep-water depositions of the АС 12 formation the continuous formations of АС 10 and АС 11 were always present. At the location of new wells, production intervals entirely correspond to the АС 12 deepwater formation, and therefore required detailed analysis of all available data for reliable forecasting. One such area is Gorshkovskaya (fig. 1), located in the northern and mostly undrilled part of the Priobskoye deposit, where over 1 bln. t of prospective oil reserves are concentrated and the drilling of over 2000 wells is planned. The territory occupies an area of 700 km2 and has had 48 exploration wells drilled, an entire complex of geophysical well surveys (GWS) has been performed. 9 core samples are available for lithological description, and high quality 3D seismic was shot, covering a total area of 1400 km2 in 2008 and 2009. As a result of detailed correlation made using the 3D seismic data, within the АС10-АС12 horizons, six productive layers were established: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111, АС120-1 and АС122-5 (protocol GKZ RF # 1989 dated 19.08.09). A complex well survey, analysis and interpretation of the seismic data was made with the purpose of forecasting the sand bodies distribution. 1. As a result of analysis of the regional research data,

ROGTEC 57

РАЗВЕДКА

Граница распространения коллектора Reservoir limits

[ ] Границы Горошковской площади / [ ]Goroshkovskaya area limits

Кромка палеошельфа / Paleoshelf edge

Скважины / Wells

Рис. 1. Карта-схема развития коллекторов и кровли быстринских глин северной части Приобского месторождения Рic. 1. Sketch map: reservoir distribution and the top of the Bystrinsk clays in the northern part of the Priobskoye deposit геофизических исследований скважин (ГИС), по 9 скважинам имеется керновый материал, пригодный для литологического описания. Кроме того, в 20082009 гг. Была проведена сейсмическая съемка 3D высокого качества общей площадью 1400 км2. В результате детальной корреляции, в процессе проведения которой активно использовались результаты сейсморазведки 3D, в горизонтах АС10АС12 были выделены шесть продуктивных пластов: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111, АС120-1 и АС122-5 (протокол ГКЗ РФ № 1989 от 19.08.09 г.).

overall features of the regional sedimentation were determined.

Для прогноза распространения песчаных тел проведен комплексный анализ результатов интерпретации данных сейсмических и

4. For the drilled areas, where 3D seismic data was available, facies zones were identified and based on the results of seismic and electro facies modeling analysis.

58 ROGTEC

2. Facies zones were identified across the drilled part of the deposit based on an electrometric GWS data analysis with the application of a core macro description. 3. For areas with seismic data, seismic classes were specified based on a cluster analysis of the seismic trace wave patterns within the producing formation.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION геофизических исследований. 1. По данным региональных исследований устанавлены общие особенности осадконакопления региона. 2. В разбуренной части месторождения в результате электрометрического анализа данных ГИС с при влечением макроописания керна выделены фациальные зоны. 3. При наличии сейсмических данных на участках выделены сейсмоклассы на основе кластерного анализа волновой картины сейсмотрассы в пределах рассматриваемого продуктивного пласта. 4. Для разбуренной части, по которой имелись данные сейсмических исследований 3D, выполнен анализ согласованности выделения фациальных зон по результатам сейсмо- и электрофациального моделирования, т.е. подбирался такой набор сейсмофаций, который воссоздавал картину распределения фаций, наиболее близкую к данным электрофациального моделирования. 5. Выделенные сейсмофации были объединены на карте в более крупные зоны, характеризующиеся

5. The selected seismic facies were combined on the map into larger zones with a similar pattern of sedimentation. For a more reliable identification of such zones, a detailed analysis of the seismic proportional sections was conducted. 6. For areas of the deposit that were undrilled, maps were drawn showing seismic attributes that most closely connected the reservoir thickness in the exploration wells. For each identified and mapped seismic facies their own characteristics were found. Based on the well data and the specific characteristics from each of the seimic facie zones, maps were drawn featuring their net thickness, and were then “linked”. As an example, below is a review of the modeling results for formation АС110. Regional Research and Lithofacies Analysis The generation of clinoform complexes took place during the lateral infilling of the paleobasin. During the transgressions, under conditions of a relatively fast rising ocean level and a significant

РАЗВЕДКА особенностями осадконакопления. Для более надежного выделения таких зон при необходимости проводился подробный анализ по пропорциональным срезам. 6. Для неразбуренных зон месторождения построены карты сейсмических атрибутов, наиболее тесно связанные с толщиной коллектора в разведочных скважинах. При этом для каждой выявленной и закартированной сейсмофации был найден свой сейсмический атрибут. Отдельно для каждой сейсмофациальной зоны по скважинным данным и найденным атрибутам построены карты эффективных толщин, которые затем «сшивались». В качестве примера рассмотрим результаты построений по пласту АСАС110. Региональные исследования и литологофациальный анализ Формирование клиноформных комплексов происходило в процессе бокового заполнения бассейна. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании регио- нальных клиноциклитов (пимская, сармановская, покачевская и др.). Основная же часть объема осадков накапливалась в периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией.

distance to the coastline, clay was accumulating and being deposited in the foundation of the regional clinocyclites (Pimsk, Sarman, Pokachev etc.). The principal sediments, however, were accumulated during the regressions accompanied by processes of avalanche sedimentation. The river system would bring precipitation into the shallow water area of the paleobasin, which would later form sediment under the influence of long shore currents. Part of the material would move to a sink zone through downhill transport channels and form dejection cones (A.A. Nezhdanov, 2000). In the Priobskoye field, debris material drifted westward. The Paleoshelf edge, mapped based on 3D seismic interpretation results, has a north-east orientation. Results of the lithological core descriptions show that the area west of the paleoshelf edge features depositions from bottom currents, landslide units and sandstone from dejection cone flaps, all of which corresponds to the sunken area of the paleobasin. The zone east of the edge is formed with sandstone with a convoluted bedding, corresponding to areas of the paleoshelf. The results of the GWS analysis confirmed the core analysis data. For the eastern part, the GWS curves have a distinct regressive shape, and for the western part they are intensely dissected (units with erosive boundaries). Based on core analysis and GWS data, areas were mapped with similar signal amplitude features [3]. Seismic Facies Analysis & Mapping

Речная система привносила в мелководную область палеобассейна осадки, которые впоследствии сортировались и отлагались под действием вдольбереговых течений. Часть материала перемещалась в погруженную область по каналам транспортировки под действием гравитационных сил и формировала конусы выноса (А.А. Нежданов, 2000 г.). На территории Приобского месторождения снос обломочного материала осуществлялся в западном направлении. Кромка палеошельфа, закартированная по результатам интерпретации данных сейсморазведки 3D, ориентирована в северо-восточном направлении. По результатам литологического описания керна скважин область западнее кромки шельфа представлена отложениями донных течений, оползневыми пачками, песчаниками лопастей конуса выноса, что соответствует погруженной части палеобассейна. Зона восточнее

60 ROGTEC

Seismic trace shape analysis shows that it is not a consistent area and responds to the changes in facies zones. Selecting the amount of classes (typical seismic traces) presented a problem, which was resolved as follows: The lower limit of classes (not less than eight) was set based on wellbore analysis, as the depositional model had to be updated. Because of the wide well spacing for the area, the probability of not tapping the payzone is relatively high. To determine an optimal amount of classes, a statistical approach was used. For this purpose, seismic facies maps were calculated with class amounts ranging from 5 to 30 and correlation coefficients were derived between typical seismic traces. As the number of classes increased, the difference between the similar traces effectively disappeared, while at the same time the difference between the traces that are very different, decreased. Thus, the occurrence of this saturation effect is established when the number of classes used reach 15. www.rogtecmagazine.com

кромки сложена песчаниками с волнистой слоистостью, отвечающими области палеошельфа. Результаты анализа материалов ГИС подтверждают данные изучения керна. Для восточной части кривые ГИС имеют четкую регрессивную форму, для западной – сильно изрезаны (пачки с эрозионными границами). По данным анализа керна и материалов ГИС были закартированы области, имеющие схожие особенности по амплитуде сигнала [3]. Сейсмофациальный анализ. Построение карт сейсмофаций Анализ формы сейсмических трасс показал, что по площади она не постоянна и реагирует на смену фациальных зон. Проблема заключается в выборе числа классов (типовых сейсмических трасс). Задача была решена следующим образом. Нижний предел числа классов (не менее восьми) установлен по результатам анализа скважинной информации, поскольку седиментологическая модель должна уточняться. Так как площадь разбурена по редкой сетке скважин, высока вероятность того, что не все зоны вскрываются скважинами. Не представляется возможным определить, являются ли эти зоны продуктивными, однако их необходимо учитывать. С целью определения оптимального числа классов был использован статистический подход. Для этого были рассчитаны карты сейсмофаций с числом классов от 5 до 30 и коэффициенты корреляции между типовыми сейсмическими трассами. По мере увеличения числа классов фактически исчезает различие между «наиболее похожими» трассами, одновременно уменьшается разница между «наименее похожими» типовыми трассами. Другими словами, возникает некий «эффект насыщения», и дальнейшее увеличение числа классов не приводит к уточнению геологического строения. Таким образом, достижение «эффекта насыщения» установлено при числе классов, равном 15. На карте сейсмоклассов (рис. 2, а) границы цветовых зон в правой части ориентированы на северовосток, в левой - вытянуты в западном направлении, в центральной – имеют сложную форму. Такая ориентировка границ хорошо согласуется с представлениями об осадконакоплении пласта: обломочный материал в области палеошельфа был ориентирован вдоль кромки за счет действия вдольбереговых течений, в погруженной части бассейна – перпендикулярно кромке за счет действия гравитационных потоков. Сопоставление полученной карты с результатами интерпретации данных ГИС позволило исключить зоны, в которых вскрыт неколлектор, а также области, которые не вскрыты скважинами (рис. 2, б). В результате по оставшимся зонам можно закартировать границу замещения коллекторов, а направленность границ классов при построении прогнозных карт эффективных толщин позволяет оценить ориентировку песчаных тел по площади. Построение прогнозных карт Атрибуты рассчитывались с учетом деления на фациальные зоны. В идеальном случае для каждой фации должен быть определен собственный атрибут. www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА

Границы сейсмофаций Seismic facies boundaries

Гамма-каротаж Gamma ray logging

Метод самопроизвольной поляризации Self potential method

Рис. 2. Карта-схема распространения сейсмофаций в целом по изучаемой территории (а) и с исключением зоннеколлекторов (б) Рic. 2. Sketch map: seismic facies distribution for the territory in review (a) and with tight rocks excluded (b) Однако, поскольку площадь разбурена по редкой сетке скважин, провести столь детальный анализ не представляется возможным. В связи с этим атрибуты рассчитывались только по двум крупным фациальным зонам: глубоководной и шельфовой. Максимальная степень корреляции с эффективной толщиной коллектора для глубоководной части достигнута при использовании атрибута «Среднее значение по огибающей», в шельфовой части – атрибута «Минимальное значение по кубу амплитуд». С помощью полученных зависимостей толщина – атрибут карты атрибутов были пересчитаны в карту эффективных толщин. В дальнейшем по данной методике были построены карты начальных нефтенасыщенных толщин по всем шести выделенным пластам: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111 , АС120-1 и АС12 2-5. Максимумы развития толщин коллекторов смещены относительно скв. 617Р, 1013Р на север, в область, ограниченную скв. 616Р, 1017Р и 1015Р (рис. 3). В результате была скорректирована приоритетность бурения кустов на ближайшие 5 лет. Так, кусты в районе скв. 617Р и 1013Р, ранее классифицировавшиеся как перспективные (см. рис. 3, а), попадают в область неблагоприятных толщин. Вскрытие повышенных толщин ожидается в узкой полосе по линии скв. 1015Р, 1010Р и 420Р.

62 ROGTEC

In the seismic classes map (fig. 2, a), the boundaries of the colored zones to the right are oriented north-easterly, on the left they are stretched eastward and in the center they have a complicated shape. Such orientations of boundaries correspond well to the perceptions of the reservoir sedimentation: debris material in the paleoshelf area was oriented along the edge due to the influence of long-shore currents. In the sunken part of the basin it is perpendicular to the edge due to the effect of gravitational currents. Comparison of the mapping with the GWS data interpretation allowed for the exclusion of zones where tight rocks were tapped, as well as areas which were not tapped with wells (fig. 2, b). As a result, the remaining zones can be used to map the reservoir substitution boundary, and the direction of the class boundaries when drawing forecast maps for net reservoir thicknesses allows the sand packages to be evaluated across the area. Drawing Forecast Maps The seismic attributes were calculated, taking into consideration, the facies zones. Ideally, each facies were assigned its own attributes. However, because the wells are widely spaced in this area, performing a detailed analysis is impossible. Therefore, the characteristics were only calculated www.rogtecmagazine.com

Перспективные зоны Prospective areas

Проектные скважины Planned wells

Рис. 3. Карты-схемы суммарных эффективных нефтенасыщенных толщин горизонтов АС10-АС12, построенные на основе метода интерполяции скважинных данных (а) и комплексного анализа данных (б) Рic. 3. Sketch maps: composite net oil stratum for the АС10-АС12 formations, drawn based on the wellbore data interpolation method (a) and complex data analysis (b) www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА В целом новая карта прогнозных эффективных нефтенасыщенных толщин существенно отличается от ранее использовавшейся (см. рис. 3) и при прочих равных условиях является более достоверной, поскольку при ее построении, помимо скважинных данных, использовались результаты сейсморазведки 3D и учитывались особенности осадконакопления пластов.

for two large facies zones: deep-water and shelftype. Maximum correlations with the net oil reservoir thicknesses, for the deep-water area, were achieved when the using attributes “Average value for the envelope line” and “Minimal value for the cube of seismic amplitude” for the shelf area. Using the derived dependencies thickness-to-attribute, the attributes maps were recalculated into net reservoir thickness maps.

Выводы

Using the same method, maps of the initial oil-filled thicknesses were drawn for all six formations: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111 , АС120-1 and АС122-5. Maximum net reservoir thicknesses are off-set in relation to wells 617Р, 1013Р northwards, towards the area confined with wells 616Р, 1017Р and 1015Р (fig. 3). As a result the well cluster drilling priorities were adjusted for the next 5 years. Thus, the cluster near wells 617Р and 1013Р, which were earlier classified as promising (see fig. 3, a) fall within an unfavorable area. Tapping increased thicknesses is expected in a narrow strand along the line of wells 1015Р, 1010Р and 420Р.

1. Эффективность прогноза развития коллекторов достигается благодаря детализации геологической модели за счет комплексного анализа информации о месторождении: представлений об осадконакоплении пластов, скважинных данных, результатов сейсморазведочных работ 3D. 2. Использование рассмотренного подхода позволяет минимизировать риски при эксплуатационном бурении, эффективнее планировать мероприятия по доразведке месторождения. Список литературы 1. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-лит-мологический аспект/Ю.Н. Карагодин, С.В. Ершов, В.С. Сафонов [и др.] – Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1996 – 252 с. 2. Прогнозирование нефтегазоносности в низкопроницаемых коллекторах клиноформных осадочных образований нижнего мела в КондинскоПриобской нефтегазоносной зоне/Т.В. Крючкова, В.П.Игошкин, В.П. Куклин, Г.И. Давиташвили// SPE 116955. – 2008. 3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 259 с.

Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО«НК «Роснефть», №1, 2010 г., с.20 – 28; ISSN 2074-2339, и заняла 1-e место в конкурсе на лучшую публикацию 2010 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии. This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”, No.1, 2010, pp. 20-28; ISSN 2074-2339) and won the 1-st prize in the 2010 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

64 ROGTEC

Overall, the new map of forecasted net oil stratum differs significantly from the one previously used (see fig. 3) and under otherwise equal conditions are more reliable because during its construction 3D seismic data was used and the well data and reservoir sedimentation features were considered. Conclusions 1. In order to accurately forecast the potential for reservoir development, it is important to analyze the geological model, deposit information, reservoir sedimentation, wellbore data and 3D seismic results. 2. By using the approach reviewed in this article, risks would be minimized during drilling and planning for additional field exploration becomes more effective. List of Literature 1. Priob oil-bearing zone of Western Siberia: Systematic lithological aspect/Y.N. Karagodin, S.V. Yershov, V.S. Safonov [and others] – Novosibirsk: SD RAS SRC UIGGM, 1996 – 252 p. 2. Forecasting oil and gas occurrence in low-permeability reservoirs of clinoform sedimentary formations of lower Cretaceous in Kondinsky-Priob oil and gas bearing zone/T.V. Kryuchkova, V.P. Igoshkin, V.P. Kuklin, G.I. Davitashvily// SPE 116955. – 2008. 3. Muromtsev V.S. Electrometric geology of sand packages – lithological traps of oil and gas. – L.: Nedra, 1984. – 259 p. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 65

TARKO-SALE

Yen esei

Taz

РАЗВЕДКА

IGRIM

dym

Na

Отчеты Блэкберн: НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОЛОГИЯ ДОЮРСКОГО ПЕРИОДА Ob

PODKAMMENAYA

SURGUT

KHANTY-MANSIISK

NEFTEYUGANSK

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Ob

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

Irty s

h

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

Ob

Blackbourn Reports: PETROLEUM GEOLOGY OF THE PRE-JURASSIC

ISHIM

Irty

PETROPAVLOVSK

TOMSK

KRASNOYARSK

sh

OMSK

Ish

im

Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

500

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

II.2.1 Палеозой В некоторых центральных и южных районах ЗападноСибирский бассейн (ЗСБ), широко распространены признаки нефти и газа, и многочисленные скопления углеводородов были найдены в выветренных и трещиноватых породах среднего и позднего палеозоя под юрским несогласием, особенно в структурно высоких областях, прилегающих к позднепермскому и триасовому грабенам, и включая палеозойские рифы и другие карбонатные пароды (Карнюшина, 2005). Большинство этих пород в разной степени метаморфизированы, но также встречались области сравнительно низкосортной палеозойской литологии.

70 oE

o

80 E

Литология пород, вмещающих триасовые и палеозойские пласты под-несогласия в среднеобской области включает (Мясникова и др., 2005): » Основные вулканические породы: базальты и приуроченные туфы (Сургутский свод, Федоровский прогиб). » Промежуточные вулканические породы: андезит порфиры, андезит-базальт-порфиры, брекчированные риолитовые порфиры. » Кислые вулканические породы: дациты, риолиты, игнимбриты (Северо-Даниловская область) и приуроченные спекшиеся туфы.

66 ROGTEC

NOVOSIBIRSK

II.2.1 Palaeozoic In some central and southern parts of the West Siberian Basin (WSB), oil and gas shows are widespread and numerous accumulations have been discovered in weathered and fractured mid and late Palaeozoic rocks below the Jurassic unconformity, especially on structurally high areas adjacent to Late Permian and Triassic grabens, and including Palaeozoic reefs and other carbonate rocks (Karnyushina, 2005). Most of these rocks are metamorphosed to varying degrees, but areas of relatively low-grade Palaeozoic lithologies have been encountered. 90 oE

Lithologies hosting Triassic and Palaeozoic subunconformity reservoirs within the Middle Ob region include (Myasnikova et al., 2005): » Basic volcanics: basaltic rocks and associated tuffs (Surgut Arch, Fedorovsk crest). » Intermediate volcanics: andesite-porphyries, andesite basalt-porphyries, brecciated rhyolitic porphyries. » Acid volcanics: dacites, rhyolites, ignimbrites (North Danilovsk area) and associated welded tuffs. » Ultrabasic rocks over small areas. » Metamorphic slates, gneisses, hornfelses, charnokites (Vengapurovsk field). » Intrusions: plagiogranites, granites, serpentinites forming dykes, sills and small intrusions. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

» Ультраосновные породы на небольших площадях. » Метаморфические сланцы, гнейсы, роговики,

чарнокиты (Вынгапуровское месторождение). » Интрузии: плагиограниты, граниты, серпентиниты, формирующие дайки, силли и мелкие интрузии. » Слегка деформированные и метаморфизованные кластические и карбонатные породы, залегающие почти горизонтально, каменноугольного и девонского периодов (Ханты-мансийская область, месторождение Горелое). В отчете Задоенко и др. (2004), представлены результаты бурения примерно 35 скважин, пробуренных в палеозойские породы под подошвенноюрским несогласием в восточно-центральной части ЗСБ, показавшие наличие углеводородов. Типичный дебет скважин составил несколько тонн нефти в сутки, максимум 90.4 м3/сутки из кавернозных карбонатных пород на интервале 2690-2734 м в скважине Медведевская-6. Анализ 50 таких скоплений нефти и газа, открытых непосредственно под подошвенно-юрским несогласием Сурковым и Смирновым (2003), к удовлетворению авторов, показали что во всех случаях, эти скопления имеют прямое сообщение с нефтегазоносными пластами раннего, среднего и позднего юрского периода и трансгрессивно залегают поверх подстилающую топографию. Данные авторы пришли к заключению, что хотя палеозойские пласты и существуют, единственные значимые материнские породы (за исключением пород Нюрольского бассейна, см. раздел II.2.1.1) залегают в мезозойской секции. Факторы, предположительно негативно влияющие на формирование залежей углеводородов в доюрской секции, включают: 1) высокие температуры, с вероятностью произошедшего широкомасштабного термического разложения нефти; потенциал перезрелости нефтематеринских пород в большинстве районов; 2) сильная тектоническая активность в палеозойский и триасовый периоды и широко распространенная вулканическая деятельность, предположительно, повлекшая за собой потерю или разрушение более ранних скоплений; общее низкое качество пластов (большинство из упомянутых выше скоплений доюрского времени формировались в зонах трещиноватости, выветривания или выщелачивания, что связано с поверхностью под-несогласия); и 4) скудость хороших непроницаемых пород, таких как эвапориты и качественные глины. Бочкарев и др. (2003) приводят список из нескольких сотен глубоких скважин в разных частях ЗападноСибирского Бассейна, вскрывших палеозойские (в дополнение к триасовым) отложения. Авторы настаивают на присутствии потенциально нефтеносных www.rogtecmagazine.com

» Lightly deformed and metamorphosed clastic and carbonate rocks, almost horizontal, of Carboniferous and Devonian age (Khanty-Mansi area, Gorelaya field). Zadoenko et al. (2004) list test results from about 35 wells drilled into the Palaeozoic beneath the base-Jurassic unconformity in the east-central part of the WSB which yielded hydrocarbons. Typical flow rates were several tonnes per day of oil, with a maximum of 90.4 m3/day from vuggy carbonates over the 2690-2734 m interval of the Medvedevskaya-6 well. Analysis of over 50 such oil and gas accumulations discovered immediately below the base-Jurassic unconformity by Surkov & Smirnov (2003) showed to their satisfaction that, in all cases, they are in direct communication with hydrocarbon-bearing Early, Middle or Late Jurassic reservoirs, onlapping the underlying topography. These authors concluded that, although Palaeozoic reservoirs exist, the only significant source rocks (apart from in the Nyurol’ Basin, Section II.2.1.1) lie within the Mesozoic section. Factors thought to affect hydrocarbon accumulation adversely within the preJurassic section include: 1) high temperatures, with the probability that there would have been widespread thermal destruction of oil; potential oil source rocks are overmature in most areas; 2) active Palaeozoic and Triassic tectonism and widespread igneous activity, which would have caused the escape or destruction of earlier accumulations; 3) generally poor reservoir quality (most of the preJurassic accumulations mentioned above are in zones of fracturing, weathering or leaching associated with the sub-unconformity surface); and 4) a scarcity of good-quality seals, such as evaporites and good clays. Bokcharev et al. (2003) have listed several hundred deep wells from various parts of the West Siberian Basin which penetrated the Palaeozoic (in addition to the Triassic) section. They argue strongly for the presence of potential reservoirs, and also for organic-rich Palaeozoic potential source rocks, and therefore suggest that the Palaeozoic prospectivity has been grossly underestimated. Although they make a plausible case for the presence of occasional gas accumulations within the Palaeozoic, they do not address the points listed above which adversely affect the likelihood of oil. This view is supported by Fomin (2004), who studied maturity levels of Palaeozoic kerogens from across much of the West Siberian Basin, and reported that most of the Palaeozoic had reached deep into the gas window before the uplift which preceded the Mesozoic depositional cycle. Fomin concluded that most of the hydrocarbons generated during the Palaeozoic would have been lost to the atmosphere before the Jurassic, that later recharge is likely to have been limited to relatively small amounts of gas, and that the chances of finding any large oil accumulations within the Palaeozoic (or sourced from the Palaeozoic within

ROGTEC 67

РАЗВЕДКА Уральский складчатый пояс Urals Fold Belt

70 oE

60 oE

75 oN

80 oE

90 oE

100Eo

КАРСКОЕ МРЕ KARA SEA

Казахстанский складчатый пояс Kazakhstan Fold Belt Central West Siberian Fold Belt Центрально Западно-Сибирский складчатый пояс Altai-Sayan Fold Belt Алтайско-Саянский складчатый пояс Енисейский складчатый пояс Yenisei Fold Belt Нюрольский бассейн 70 N Nyurol’ Basin Высокоперспективные Highly prospective PECHORA SEA Перспективные Prospective

75 oN

o

o

70 N

ne Ye

Менее перспективные Less prospective Глубокого заложения (>4500м) с неизвестной перспективностью VORKUTA Deep basement (>4500m) with unknown prospectivity Граница Западно-Сибирской 65 N нефтегазоносной провинции SALEKHARD Outline of West Siberian hydrocarbon province Граница РФ Russian border

i se

YAMBURG

o

NORIL’SK

Граница Западно-Сибирской платформы

IGARKA

NAKHODKA

Margin of West Siberian Platform

Ob

Taz

o 65 N

NADYM TARKO-SALE r

dym

Taz

Na

100Eo

Ye nes ei

Pu

IGRIM

Ob

6 0No

PODKAMMENAYA SURGUT

KHANTY-MANSIISK

NEFTEYUGANSK

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

o

60N

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

sh

Ob

Irty

UST’-TYM NOV. VASYUGAN

TOBOL’SK

YENISEISK LESOSIBIRSK

60 oE TYUMEN

Ob

55No

ISHIM

TOMSK

KRASNOYARSK

Tob o

l’

KURGAN

sh

Ir ty

PETROPAVLOVSK

o

55N

OMSK

Is

hi

m

NOVOSIBIRSK

ASTANA

5 0No

o

50N

70 oE

0

100

200

Километры

300

400

Kilometres

500

90 oE

Blackbourn Geological Services Ltd

пластов, а также на потенциале богатых органикой палеозойских материнских пород, предполагая, таким образом, что перспективность палеозоя значительно недооценена. Хотя их выкладки относительно эпизодического присутствия скоплений газа в палеозойских отложениях и достоверны, они не учитывают приведенные выше аспекты, негативно влияющие на вероятность присутствия нефти.

68 ROGTEC

80 oE

the Mesozoic) were small. Fomin did, however, note that maturity levels were lowest within the Nyurol’ Basin, where thermal gradients are lower, and his conclusions appear to be consistent with the conjecture in Section II.2.1.1 for the origins of the Palaeozoic oil there. It should be noted however that E. A. Kostyreva (2004) undertook a biomarker study of oils within Palaeozoic www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Эту позицию поддерживает Фомин (2004), изучавший уровень зрелости палеозойских керогенов на большей территории Западно-Сибирского Бассейна; в его отчете сообщается, что большая часть палеозойского периода достигла в главную зону газообразования до поднятия земной коры, предшествующего мезозойскому циклу осадконакопления. Фомин заключает, что большая часть углеводородов, образовавшихся в палеозойский период, вероятно, была утеряна в атмосферу еще до начала юрского времени, а последующее накопление запасов, скорее всего, ограничивалось сравнительно небольшими объемами газа, и вероятность нахождения любых крупных скоплений нефти в палеозойских отложениях (либо в мезозойских отложениях, имеющих источники в палеозое) невелика. Однако, Фомин также замечает, что уровень зрелости пород был самым низким для Нюрольского бассейна, где значения температурного градиента были ниже, и его заключения согласуются с предположениями о происхождении палеозойской нефти в этом районе, изложенными в разделе II.2.1.1 Следует заметить, что Е.А. Костырева (2004) провела изучение биомаркеров нефти палеозоя (включая под-несогласие) и околоподошвенных мезозойских скоплений вблизи Нюрольского бассейна и пришла к заключению, что они формируют три группы, а именно: 1) Генетически связанные с палеозойскими морскими материнскими породами. 2) Полигенные, сформированные смесью нефти палеозойских и мезозойских материнских пород. 3) Генетически связанные с континентальными материнскими породами раннеюрских тогурской и тюменской свит, сформировавшиеся в озерных, болотных и речных условиях. Также был сделан вывод, что большая часть нефти в скоплениях под-несогласия относится к первой группе, т.е. имеет источник в палеозое. Остается вероятным, что скопления под-несогласия на большей территории ЗСБ относятся к мезозою, хотя в работе Костыревой отстаивается мнение, что такие скопления в Нюрольском бассейне берут свое начало в палеозойское время. Некоторые российские геологи считают перспективными осадочные сукцессии палеозоя в Ханты-Мансийском подошвенном блоке (Раздел I.2.2.3). Хотя эти сукцессии могут содержать вероятные пласты, никаких значимых интервалов материнских пород на сегодняшний день не обнаружено. Скважина Фроловская-1, пробуренная к юго-востоку от Ханты-Мансийска (Чувашов и Яцканич, 2003), вскрыла раннедевонские известняки на глубину 300 м, и результаты изучения керна этой скважины предполагают, что они сформировались на мелководье. Поэтому они вряд ли имеют материнский потенциал, в отличие от заявленного для девонских известняков Нюрольского бассейна (Раздел II.2.1.1). www.rogtecmagazine.com

(including sub-unconformity) and near-base Mesozoic accumulations in the vicinity of the Nyurol’ Basin, and concluded that they group into three families: 1) Genetically related to Palaeozoic marine source rocks. 2) Polygenetic, formed by mixing of oils from Palaeozoic and Mesozoic source rocks. 3) Genetically related to continental source rocks of the Early Jurassic Togur and Tyumen suites, formed in lacustrine, swamp and fluvial conditions. It was also concluded that most of the oils within subunconformity accumulations were of Group 1; i.e. sourced from the Palaeozoic. It remains likely that the subunconformity accumulations throughout most of the WSB are sourced from the Mesozoic, although Kostyreva’s work supports the view that those in the Nyurol’ Basin area are of Palaeozoic origin. Some Russian geologists regard Palaeozoic sedimentary successions on the Khanty-Mansi basement block (Section I.2.2.3) as prospective. However, although these successions may contain viable reservoirs, no significant source-rock intervals have yet been shown to exist. The Frolov-1 well, drilled to the southeast of Khanty-Mansiisk (Chuvashov and Yatskanich, 2003) penetrated up to 300 m of Early Devonian limestones, which core studies suggest were deposited in very shallow water. They are therefore unlikely to have source potential like that reported for the Devonian limestones of the Nyurol’ Basin (Section II.2.1.1). The sub-unconformity accumulations mentioned above may add value to Jurassic accumulations, but are unlikely to be economic in their own right. Surkov and Smirnov (2003) have produced a map of the WSB showing where they consider the circumstances are favourable for the development of such accumulations, based on the distribution of hydrocarbon-bearing Jurassic reservoirs onlapping basement highs in areas of possible subunconformity porosity (Fig. II.2.1). II.2.1.1 The Nyurol’ Basin This basin lies in the southeast of the SWB (Fig. II.2.1). Most of the oil and gas fields it hosts are sub-unconformity accumulations like those discussed above, lying within weathered, dolomitised, fractured and brecciated carbonates (Fig. II.2.2). As discussed above, these would ordinarily be assumed to have been sourced from the Mesozoic, although there are indications here of a Palaeozoic source. Oil here has been encountered within deeper Devonian and even Silurian carbonate traps (in the Maloichsk field), at depths of up to around 4600 m. It is difficult to see how these oils could have been generated from a Mesozoic source – the base-Jurassic unconformity lies at up to 1000 m above these accumulations, and it is assumed that an intra-Palaeozoic source rock was responsible for their generation. As noted above, this is reported to be supported by biomarker evidence.

ROGTEC 69

РАЗВЕДКА o

o

80 oE

70 E

60 E

Усть-Тым UST’-TYM

BARENTS SEA Баренцево море

o

70 N

O

b

o

70 N

NOV. VASYUGAN Нов. Васюган

Ob

Фестиваль Festival’

Ta z

o

65 N

P ur

Ob

NYUROL’ “BASIN” Останинск Нюрольский бассейн Сев. N Ostaninsk

NADYM

o

65 N

Урманск Останинск Ostaninsk Ellei-Igaiskaya Urmansk Эллей-Игайская Сев. Калинов N Kalinov Ниж. Табаган Калинов Верх. Комбарск Lower Tabagan Kalinov Upper Kombarsk Юж. Табаган S Tabagan

Taz

dy

m

WEST SIBERIAN BASIN Западно-сибирский бассейн Na

Ob

60 oN

Речное Rechnoe

Ob Ir ty s h

60 oN

Малоичск Maloichsk

I r ty

sh

UST’-TYM

O

b

NOV. VASYUGAN

Верх. Тара Upper Tara

NYUROL ’ “BASIN” Нюрольский бассейн

TYUMEN

Ob

o

55 N

o

70 E

o

80 E

ОСТАНИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ OSTANINSK FIELD 425

439

428

~ ~

~ ~

~ ~

УРМАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ URMANSK FIELD 438 2900

~ ~

2600

1

4

~ ~

~ ~

~ ~

3000

Юрские глины Jurassic clays

Water

2700

3100

2800 Метры Metres

2

3200 5

0

Метры Metres 0

10

Километры Kilometres

5

10

Километры Kilometres

НИЖНИЙ ТАБАГАН LOWER TABAGAN

2800

4

3

8

5

~ ~

~ ~

~ ~

~ ~

2900 3000 Метры Metres

5

0 Километры

10

Kilometres

Рисунок II.2.2: Нюрольский бассейн: разрезы по представительным нефтяным месторождениям Figure II.2.2: Nyurol’ Basin: sections through representative oil fields

70 ROGTEC

Источник: по Данилкину, М.С., 2005

Source: after Danilkin, M. S., 2005

N. B. Все разрезы имеют одинаковый масштаб по вертикали Породы бассейна (юрские и ранее) Basin fill (Jurassic and younger) Песчаники Sandstone Осадочные отложения с кислым туфовым материалом (рэтско-лейасовый отдел)/преобразованная кора выветривания Clastic deposits with acid tuffaceous material (Rhaetian-Lias)/reworked weathered crust Трещиноватая и выщелоченная толща палеозоя Fractured a& leached Palaeozoic strata (weathered crust) J9 песчаники J 9 sandstone Надвиги Thrust Fault Разломы

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

МАЛОИЧСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ MALOICHSK FIELD СЗ NW

Блок A Block A 10

Блок B Block B 14

19

4

Блок C Block C

9

ЮВ SE

5 21 2

2640

D 2gv 3040

D 2f-gv Аллохтонная плита Allochthonous sheet D 2gv

The reservoirs are reported to depend on secondary porosity, resulting from fracturing and leaching (and dolomitisation) of carbonates, including possible biohermal structures. The accumulations illustrated from the Maloichsk field in Fig. II.2.2 are fault-related, and the secondary porosity may relate to fluid movements along these faults.

3440

There is little direct evidence for the burial history of the Palaeozoic in the Nyurol’ Basin. Danilkin (2005) has suggested that oil began to be generated within the succession during the Palaeozoic, but that the depth of burial did not exceed the oil window at that time, and that Permian uplift and Triassic rifting destroyed any accumulations which had formed. Danilkin further suggests that, after the onset of Mesozoic subsidence, the Palaeozoic of the Nyurol’ Basin re-entered the oil window, and that there was sufficient residual oilsource potential to generate the relatively small amounts of oil now known to exist within the Palaeozoic reservoirs (including the subunconformity reservoirs) in this area.

3840 D 2ef

4240

D1

4600

4640 Метры Metres

N.B. All sections have the same vertical scale

Контуры Малоичского месторождения по изопахите -270 м Outline of Maloichsk field on the -2700 m isopach m 00 27

Глинистый известняк Marl Плотный известняк Massive limestone Глинистые сланцы Палеозой Argillaceous schists Palaeozoic Аргиллиты Claystones Илистые известняки Muddy limestones Нефтяное месторождение Oilfield

10

14

22

19 4 9

11

5 21

Газовое месторождение Gas field 13

3

8 1 7 2 12 20

www.rogtecmagazine.com

The deeper accumulations within the Maloichsk field (i.e. those below the subunconformity accumulations) lie within a succession composed mainly of bioclastic limestones, claystones and marls. These are reported to have a total stratigraphic thickness of up to around 3000 m (comprising the >1000-m thick Early Devonian succession (Kyshtovsk, Armichevsk, Solonovsk and Nadezhda suites) and the 2000-m thick Middle Devonian to Early Carboniferous succession (Luginetsk and Tabagansk suites). However, owing to erosion and intense folding, drilling has reached the underlying top-Silurian with a maximum Palaeozoic penetration of around 1000 m. The succession is poorly known, but Kostyreva (2004) concluded that the thick Devonian marine carbonate-dominated succession had a considerable initial source-rock potential.

линия разреза Line of section

Reserves of oil in the Archinsk field (the largest in the Nyurol’ Basin) are stated by Zapivalov (2004) as 12.85 million tonnes (around 85 million barrels, category C1 + C2 reserves), but the 3 production wells produced only 5.6 thousand tonnes between them in 2003 (average of about 36 barrels per day per well). Productivity from the other fields in the area is of the same order of magnitude. These are not highly productive fields. Although partly speculative, Danilkin’s proposal for their formation does provide a plausible explanation for the quite numerous but mostly relatively small accumulations within the Palaeozoic of the Nyurol’ Basin. There is no reason why similar accumulations may not be discovered within other thick Palaeozoic successions within the basement of the West Siberian Basin which were not deeply buried prior to the Mesozoic, although the number of areas fulfilling these criteria is unlikely to be large. In any event, the accumulations will almost certainly be small, and it is difficult

ROGTEC 71

РАЗВЕДКА Скопления под-несогласия, упомянутые выше, могут добавить ценности юрским скоплениям, но маловероятно могут считаться экономически рентабельными сами по себе. Сурков и Смирнов (2003) составили карту ЗСБ с указанием мест, где, по мнению авторов, имеются благоприятные условия для развития таких отложений, на основе распространения нефтегазоносных юрских пластов, трансгрессивно перекрывающих выступы фундамента в районах возможной пористости поднесогласия (Рис. II.2.1). II.2.1.1 Нюрольский бассейн Этот бассейн находится на юго-востоке ЗСБ (Рис. II.2.1). Большая часть его нефтегазовых месторождений является скоплениями под-несогласия, схожих с рассматриваемыми выше и залегающих в выветренных, доломитизированных, трещиноватых и брекчированных карбонатах (Рис. II.2.2). Как рассматривалось выше, обычно их происхождение было бы отнесено к мезозою, хотя и имеются признаки палеозойского происхождения. Здесь нефть была найдена глубже в девонских и даже силурийских карбонатных ловушках (на Малоичском месторождении), на глубине до 4600 м. Трудно представить, как эта нефть могла иметь мезозойское происхождение – подошвенно-юрское несогласие располагается на глубине до 1000 м выше этих скоплений и предполагается, что внутрипалеозойские материнские породы имеют отношение к их формированию. Как указывалось выше, эти выкладки подтверждаются исследованиями биомаркеров. Более глубокие скопления на Малоичском месторождении (т.е. расположенные ниже скоплений под-несогласия) располагаются внутри сукцессии, сложенной, в основном, биокластическими известняками, аргиллитами и глинистыми известняками. Общая стратиграфическая мощность этих отложений – до 3000 м (из них >1000 м – раннедевонская сукцессия (кыштовская, армичевская, солоновская и надеждинская свиты) и 2000 м – среднедевонско-раннекаменнтугольная сукцессия (лугинецская и табаганская свиты). Однако, в связи с эрозией и сильной складчатостью, бурение достигло лежащих ниже верхнесилурийских пород и максимальное вскрытие палеозоя составило около 1000 м. Данная сукцессия малоизученна, но Костырева (2004) заключает, что мощная девонская сукцессия с преимущественно карбонатными породами имеет значительный материнский потенциал. Считается, что эти пласты обусловлены вторичной пористостью, вызванной трещинноватостью и выщелачиванием (и доломитизацией) карбонатов, включая возможные биогермными структурами. Приведенные в рис. II.2.2 скопления Малоичского месторождения связаны с разломами, а вторичная пористость может относиться к течению флюидов вдоль этих разломов.

72 ROGTEC

to identify any areas in the WSB where exploration directed specifically at the Palaeozoic would be justified. II.2.2 (Permo-) Triassic Rifting As described in Section I.3.1, a major episode of rifting, volcanism and trap formation occurred at around the Permo-Triassic boundary. The rifts locally include Late Permian sediments below the oldest volcanic horizons; most of the volcanics are of Early Triassic age, although some volcanic horizons occur within the Middle Triassic. By the Late Triassic, deposition had largely overstepped the rift margins and was taking place over a wide area of the northern WSB (Fig, I.3.2). It probably continued in places to include basal Jurassic continental deposits. This essentially “syn-rift” stratigraphic interval, from the latest Permian to the earliest Jurassic, lying between the eroded Palaeozoic basement and the overlying post-rift succession, is widely termed the “intermediate complex” in the Russian-language literature. For simplicity it is here referred to most commonly simply as the Triassic interval, since the overwhelming majority of the deposits it includes are of that age. These Triassic rifts are filled with thick deposits of volcanics and interbedded sediments, and some fluvio-lacustrine rocks. They are generally not considered to be prospective for hydrocarbons owing to the absence of source rocks, although there is a slight possibility that oil and gas may have migrated into these rocks in places from Palaeozoic carbonate source rocks. As noted in Section II.2.1, some of the sub-unconformity accumulations sourced from the Jurassic do occur within the Triassic, including within volcanics (Myasnikova et al., 2005). Accumulations in such locations are likely to be small. Triassic rocks with vitrinite reflectance values indicating palaeo-temperatures not exceeding the oil window have been reported along the Irtysh River near Omsk. Potential Carboniferous source rocks have also been reported to the southwest in the vicinity of Kurgan (Fomin, 1987). II.2.3 Triassic (to Earliest Jurassic) Platformal Succession As noted above, deposition later in the Triassic extended beyond the original rift margins to form a Triassic “platformal” succession comprising thick lagoonal and marine sedimentary rocks, which extend over much of the Northern WSB (Fig. I.3.2). These platformal Triassic rocks thicken rapidly northward to more than 2-3 km. They are buried deeply beneath as much as 6 km or more of Jurassic and younger sediments north of the Urengoi-Yamburg region (Enclosure 6). The lithologies of the Triassic rocks here are not well known. Occasional wells drilled into the Triassic in this area have penetrated a section of alternating dark-grey shales, siltstones, sandstones, and tuffaceous sandstones (Kontorovich et at., 1975). The presence of extensive Triassic clastic deposits in the Yenisei-Khatanga trough near the Taimyr uplift indicates www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION o

60 oE

80 oE

70 E

100 oE

90 oE

75 oN

Тампейская толща Tampei Series

0

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

Трапповые базальты Trap basalts

1

2 1

0

Рифтовые бассейны Rift basins

0

1 70 oN

2

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

2 70 oN

1

0

1

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

Ob

SALEKHARD

Pur

65 oN

1

0

NADYM

TARKO-SALE KO-SALE

Ye nesei

Na

Taz

IGRIM

dym

o

60 N

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT URGUT

KHANTY-MANSIISK

o

60 N

NEFTEYUGANSK ANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK IZHNEVARTOVSK

Ob

STREZHE STREZHEVOY ALEKS ALEKSANDROVSK ALEKSANDRO

Margin of Граница Западно West Siberian Сибирской Platform платформы

Irtys

h

UST’-TYM

Ob

TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. YUGAN VASYUGAN

LESOSIBIRSK

o

55 N TYUMEN

bo l’

Ob

To

ISHIM

o

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

h

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

im

Ish

NOVOSIBIRSK

o

100 E

60 oE

o

0

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

o

70 E

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

o

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) Для Нюрольского бассейна существует мало прямых свидетельств обстановки осадконакопления в палеозойский период. Данилкин (2005) предполагает, что нефть начла формироваться в этой сукцессии в палеозой, при этом глубина залегания не выходит за пределы главной зоны нефтеобразования в это время, и что пермское поднятие и триасовый рифтогенез разрушили любые скопления, сформировавшиеся к этому времени. Далее Данилкин предполагает, что после начала погружения в мезозойский период, палеозойские отложения Нюрольского бассейна www.rogtecmagazine.com

that clastic reservoirs, in part marine, may occur to the northeast, and perhaps in other parts of the northern region, although the occurrence of source rocks is uncertain. A relatively thick section of Triassic rocks is identified on seismic sections across the South Kara basin to the northwest. The possibility of good-quality Triassic clastic reservoirs and source rocks in the north of the basin, especially in the present offshore area, appears plausible. However, apart from in the northeast close to the Taimyr uplift and in the YeniseiKhatanga trough, these rocks may be buried in most places to depths within or even below the gas window. Good shale

ROGTEC 73

РАЗВЕДКА o

o

o

70 E

60 E

o

80 E

o

90 E

100 E

o

75 N

1.0

Глубина до основания осадочного покрова (км) Depth to base of sedimentary cover (km)

Blackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

Контур мезозойского и кайнозойского покрова платформы (юрско-меловой бассейн) 3.5

Boundary of Mesozoic and Cenozoic platform cover (Jurassic-Cretaceous Basin)

1.0

6.5

1.

5

2.0

7.0

3. 0

7.5

2.5

5 7. 8.0

4.

5.

8.5

4. 5 0

0

5.5

9.0 7.5

6. 3.0

7.0 6.5

6.0

3.5

5.5

6.5

o

70 N

0

3.5

6.0

4.0 4.5

5.

0

70 oN

6.5

5.5 6.5

6.0

6.0

7.0

5.5

7.5 8.0

5.

0

8.5

9.5

9.0

5 8.

9.0

9.5

8.0

7.5 7.0 6.5

6.0

6. 5

NORIL’SK 9.0

6.5

6.

6.0

0 5.5

5.5

5.0

6.5

4.5 4.0

VORKUTA

3.

1.

5 1.

2.

0

7.5

5

3.

5 3.

2.5 3.0

0

2.

0

0. 0.3 5

9.5

YAMBURG

5

9.5

NAKHODKA IGARKA

65 N

5. 6. 5 6. 0 7. 5 0 7.5 8. 0 8.5 9.0 9.5

o

9.0

Yenesei

1.0

SALEKHARD

Taz

5.5

8.5 8.0

1.5

65 oN

P ur

Ob

2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0

2.0

5. 5

NADYM

1.5

5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

5.0

5.5

6.0

3.5 4.0 4.5

9.0 8.5

7.5

1.5

1.

6.5

9.0

3.0

1.0

7.0

2.5

7.5

8.0

2.0

0.5

0

TARKO-SALE

3.5

Ye nesei

4.0

4.

5 4.5

4.0

4. 0

5.5 6.0

3.5

dym

5.0

Na

Taz

4.0

6.5

3.0

IGRIM

5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5

2.0

3.0

1.5

4.0 3.5

o

60 N 3.5

3.0

PODKAMMENAYA

Ob 3.0

SURGUT

2.0

KHANTY-MANSIISK

4.0

5.0

4.5

3.5 4.0

ALEKSANDROVSK

3.5

3.0

3.0

2.5

3. 0

2.0

1. 0

1.5

0.3

0.5

Ob

6.5 6.0 5.5 5.0 4.5 4.0 3. 5 3. 0

3.5

STREZHEVOY

60 oN

7.5 7.0

3.0

3.5 4.0

4.0

3.0

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

2.5

NEFTEYUGANSK

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

4.5

0

0

4.

7.0

5

3.

3.5

3.

4.

3.

5

5

7.5 0

3.

4.0

h

3.0

3.

0

3.

Irtys

5

UST’-TYM

1.

2. 2. 0 5

3.5

3.0

5

4.5

2. 5

Ob TOBOL’SK

YENESEISK LESOSIBIRSK 4. 4. 0 5

6.0

3.0

2.5

0

5.5

2.5

3.5

5.0

4.5

4.0

55 oN

3.

3.0 3.5 4.0 4.5 5.0

NOV. VASYUGAN

0

3.0

3.5

3.5

2.

0

3.

4.5

TYUMEN

4.0

1.5

3.0 2.5 3.0

2.

0

0

2.5 3.0

4.0 4.5

4.0

3.

2.0

3.5

Ob

2.5

3.5 1.5

3.5

5.0

Tob

2. 5

ol

’

1.0 2.5

3.0

ISHIM

3.5

3. 0

KURGAN 2.0

2.5

0

0.3

2.0

h Irt ys

1.5

3.5 4.0 3.0

1.0 5

1.0

0.

0. 0

55 oN

KRASNOYARSK 1.

1.5

3.5

3.0

TOMSK

2.5

3.0

2.5

0.5

3.0

2.5

PETROPAVLOVSK

0.

3

OMSK 4.0

Is h

im

0.

5

0.3

NOVOSIBIRSK

5.5 5.0 4.5 4.0 3.5

3.5

0.3 0.5

3.0 0.

1.5

0.3

1.0

0.

5

3

2.5

0

4.5

2.0

5.0

1.0

1.5

3.0

2.0 2.5

3.5

4.0

0.

1.5

100

200

300

400

500

1.0

0

0.5

0.3

Километры - Kilometres

100 oE

60 oE 0.3 o

50 N

Источник: С.В. Ивашко, 2004

o

50 N

Source: Ivashko, S. V., 2004 o

70 E

o

90 E o

80 E

Приложение 6 : Структурная карта глубины до основания мезозойского осадочного покрова ЗСБ Enclosure 6: Depth to base of Mesozoic sedimentary cover structure map of West Siberian Basin повторно вошли в главную зону нефтеобразования, и существовало достаточно остаточного потенциала нефтеформирования для генерации сравнительно небольших объемов нефти, находимых сегодня в пластах палеозойского периода (включая пласты поднесогласия) в этом районе.

seals would be expected to be present within and above the Triassic horizons over this whole area, and adequate source rocks may be present within Triassic marine, lagoonal or even lacustrine units. Yermakov et al. (1979) considered the platformal Triassic in these northern areas to be favourable for gas.

Запасы нефти Арчинского месторождения (крупнейшего в Нюрольском бассейне) заявлены Запиваловым (2004) в объеме 12.85 миллионов тонн (около 85 миллионов баррелей в категориях C1 + C2), но 3 производственных скважины добыли в общем лишь 5.6 тысяч тонн в 2003 году (в среднем около 36 баррелей в день на скважину). Объемы добычи на

In summary, the prospectivity of the Triassic – both riftfilling and platformal – is similar to that of the Palaeozoic succession in the West Siberian Basin. Sub-unconformity accumulations are known to occur associated with adjacent Jurassic accumulations, but the absence of any known source rocks considerably diminishes the likelihood of discovering oil at any greater depths.

74 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION других месторождениях этого района находятся на том же уровне. Эти месторождения не могут считаться высокопроизводительными. Хотя и частично спорное, предположение Данилкина об их формировании дает правдоподобное объяснение довольно многочисленным, но в основном, сравнительно мелким скоплениям углеводородов палеозойского периода в Нюрольском бассейне. Нет причин полагать, что в других мощных палеозойских сукцессиях в фундаменте Западно-Сибирского Бассейна не могут быть найдены подобные скопления, сформировавшиеся неглубоко до начала мезозоя, хотя количество районов, отвечающих этим критериям, вряд ли будет велико. В любом случае, такие скопления, вероятнее всего, будут невелики, и сложно определить такие районы ЗСБ, где разведочные работы, направленные непосредственно на заложения палеозоя были бы оправданы. II.2.2 (Пермско-) Триасовый рифтогенез Как описано в Разделе I.3.1, крупнейший рифтогенез, вулканические процессы и формирование ловушек произошло на границе пермского и триасового времени. Местные рифты включают поздние пермские отложения под старейшими вулканическими горизонтами; большинство вулканических процессов относятся к раннему триасу, хотя некоторые вулканические горизонты встречаются и в среднем триасе. К позднему триасу, заложение сильно вышло за границы рифта и происходило на большой площади северной части ЗСБ (Рис. I.3.2). Вероятно, местами оно продолжилось и включает в себя нижние юрские континентальные отложения. Этот фактически “синрифтовый” стратиграфический интервал, от позднепермского до раннеюрского времени, залегает между эрозированным фундаментом палеозоя и надлежащей послерифтовской сукцессией, и в российской литературе чаще всего именуется “промежуточным комплексом”. Для простоты изложения, в данном отчете он указывается просто как триасовый интервал, поскольку подавляющее большинство относящихся к нему месторождений принадлежат к этому периоду. Эти триасовые рифты наполнены мощными залежами вулканических и промежуточных отложений, а также некоторым количеством речных и озерных пород. В общем, они не считаются перспективными на наличие углеводородов в связи с отсутствием материнских пород, хотя есть некоторая вероятность того, что нефть и газ местами могли мигрировать в эти породы из карбонатных материнских пород палеозоя. Как указывалось в Разделе II.2.1, некоторые из скоплений под-несогласия, имеющие истоки в юрском периоде, встречаются и в триасе, в том числе в вулканических породах (Мясникова и др., 2005). Скорее всего, скопления в таких местах будут мелкими. www.rogtecmagazine.com

Сообщается о находках триасовых породы с признаками отражательной способности витринитов вдоль Иртыша, недалеко от Омска, указывающих на то, что значения палео-температуры не превышали для главной зоны нефтеобразования. Потенциально материнские породы каменноугольного периода также были найдены на югозападе недалеко от Кургана (Фомин, 1987). II.2.3 Триасовая (до среднеюрской) платформенная сукцессия Как указывалось выше, более поздние заложения триаса вышли за первоначальные границы рифта и сформировали триасовую “платформенную” сукцессию, состоящую из мощных лагунных и морских осадочных пород, распространившихся на большей территории северной части ЗСБ (Рис. I.3.2). Мощность этих платформенных триасовых пород сильно возрастает к северу до более 2-3 км. Они залегают на глубину до более 6 км ниже юрских пород и более ранних отложений на севере Уренгойско-Ямбургского района (приложение 6). Литология триасовых пород здесь мало изучена. Отдельные скважины, вскрывающие триасовые отложения в этом районе, проникли в секцию переслаивающихся темно-серых сланцев, алевролитов, песчаников и туфовых песчаников (Конторович и др., 1975). Присутствие обширных триасовых обломочных пород в Енисей-Хатангской области почти до Таймырского поднятия указывает, что кластические пласты, частично морские, могут встречаться на северо-востоке и, возможно, в других частях северного района, хотя о наличии материнских пород точно не известно. Сравнительно мощная секция триасовых пород обнаружена в сейсмических разрезах на территории Южно-Карского бассейна к северо-западу. Вероятной кажется возможность наличия качественных кластических пластов триаса и материнских пород на севере бассейна, особенно в ныне морской зоне. Однако, за исключением северо-восточного района близ Таймырского поднятия и Енисей-Хатангского прогиба, эти породы в большинстве случаев залегают на глубинах главной зоны газообразования или даже глубже. Хорошие сланцевые непроницаемые породы ожидаются в триасовых горизонтах и выше них по всей этой территории, а подходящие материнские породы могут присутствовать в триасовых морских, лагунных и даже озерных комплексах. Ермаков и др. (1979) считают, что платформенные заложения триаса в этих северных районах благоприятны для открытия залежей газа. Таким образом, перспективность триасовых отложений – как рифтовых, так и платформенных – схожа с палеозойской сукцессией Западно-Сибирского Бассейна. Скопления под-несогласия встречаются в связи с примыкающими юрскими скоплениями, но отсутствие известных материнских пород сильно сокращает вероятность обнаружения нефти на более глубинных интервалах.

ROGTEC 75

РАЗВЕДКА

Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе Managing Exploration Risks & Uncertainties Понятия «геологические риски», «неопределенность», «вероятностная оценка» сопровождают все этапы геологоразведочного процесса и играют в нем ключевую роль. Их необходимо учитывать при планировании и оценке эффективности геологоразведочных работ (ГРР), оценке новых лицензионных участков и новых регионов, обосновании бурения поисковых и разведочных скважин, ранжировании поисковых объектов и лицензий. Чтобы обеспечить корректную оценку параметров, связанных с неопределенностями, необходимо применять правильные методологии. Александр Фокин (ANFokin@tnk-bp.com), и.о. директора Департамента экспертизы ГРР, Группа управлений по международным проектам и ГРР, БН «Разведка и Добыча» Alexander Fokin (ANFokin@tnk-bp.com), Acting Exploration Assurance Dept. Director, International Projects and Exploration Division Group, Upstream

The concepts of ‘exploration risk’, ‘uncertainty’ and ‘probabilistic evaluation’ play a key part throughout the exploration process. These are critical factors that provide the basis for planning, assessment of exploration and appraisal (E&A) success rate, screening of new license blocks and regions, selecting E&A well locations, prospect and license ranking. Appropriate methodologies are the key to credible definition of uncertain parameters.

M

M

При проектировании ГРР используют такие взаимосвязанные понятия как «вероятность», «риск», «неопределенность». Термины «вероятность» и «риск»

Subsurface analysis and E&A planning are based on such interrelated concepts as ‘probability’, ‘risk’ and ‘uncertainty’. Probability and risk describe the likelihood of something happening or not happening, or of a factor being present or

ногочисленные факторы рисков, влияющие на успех и коммерческую привлекательность нефтегазового проекта, можно условно разделить на четыре группы: технические, коммерческие, организационные и поли-тические. Геологические риски относятся к первой группе – техническим рискам. Они описывают вероятность наличия или отсутствия залежей нефти и газа при проектировании ГРР, возможный объем запасов и качество углеводородов.

76 ROGTEC

ultiple risk factors that control the technical and commercial success of an oil and gas project can be roughly grouped into technical, commercial, organizational, and political risks. The technical category includes subsurface risks that are used to describe the probability of presence or absence of hydrocarbon accumulations for E&A planning as well as potential quantity and quality of hydrocarbons.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION означают возможность наступления или ненаступления каких-либо событий. Эти величины являются взаимообратными и измеряются в долях единицы (Вероятность = 1 – Риск). Понятие «неопределенность» описывает ситуацию, при которой ожидаемый результат не может быть предсказан точно, потому что существует целый ряд возможных результатов. Геологический риск или обратная ему величина – вероятность нахождения залежи – обусловлены неопределенностями геологического строения исследуемой территории и истории ее формирования. Чем сложнее геология и меньше изученность, тем больше неопределенности и, соответственно, тем больше геологические риски. Поиск и разведка углеводородов включают в себя анализ разнообразной по объему и качеству информации. Правильность оценки рисков зависит от наличия, полноты и достоверности данных, на основе которых выполняется этот анализ.Любой нефтегазовый проект в значительной степени зависит от геологических рисков, поэтому их оценка является приоритетной задачей в геологоразведочном процессе.

absent. These parameters are reciprocal and are expressed in fractions of a unit (Probability = 1 – Risk). Uncertainty describes a situation where the expected outcome cannot be definitely predicted because there is a range of possible outcomes. Subsurface risk and its inverse parameter, probability of hydrocarbon discovery (chance of success), stem from the uncertainty in the geological structure and in the history of an area under evaluation. Greater geological complexity and lack of data translate into increased exploration uncertainty and risks. Hydrocarbon exploration and appraisal are based on the analysis of subsurface information of broadly varying quantity and quality. So the accuracy of risk assessment depends on the availability of comprehensive and reliable data. Any hydrocarbon development project is largely constrained by subsurface risks, which makes their evaluation a key element of the exploration process.

TNK-BP Risking Methodologies Prospect analysis aims to achieve two principal objectives: assess the probability of a hydrocarbon discovery and evaluate its potential resources. Petroleum industry worldwide uses a range of approaches, most of which are part of the exploration Оценка геологических рисков является приоритетной задачей в геологоразведочном workflow in ТNКВР.

Методические подходы ТНК-ВР При обосновании ценности поисковых процессе объектов эксперты решают две ключевые of Evaluation of subsurface risks is a key element of Regardless задачи – анализируют the specific the exploration process вероятность открытия methodology, нефтегазовых залежей each approach is и оценивают их прогнозные запасы предполагаемых based on a structured subsurface analysis of hydrocarbon залежей. Для решения каждой из этих задач в мировой play elements that control hydrocarbon presence. The risk практике существует ряд методических подходов, analysis is the closing phase of a comprehensive study of большинство из которых применяется и в ТНК-ВР. geological data. Независимо от методологии в основе каждого подхода лежит предварительный системный анализ геологических предпосылок нахождения залежей углеводородов. Оценка геологических рисков является лишь заключительной фазой сложного трудоемкого и объемного процесса геологического изучения исследуемой территории с целью поисков месторождений нефти и газа. Комплекс геологических и геофизических изысканий должен охарактеризовать следующие ключевые факторы, описывающие вероятность нахождения залежей: » наличие возможной ловушки углеводородов; » наличие коллектора, способного вмещать углеводороды; » наличие покрышки (экрана), удерживающей углеводороды; » возможность заполнения ловушек углеводородами. www.rogtecmagazine.com

Geological and geophysical investigations should be designed to define the following prospect risk factors: » Container (trap) presence risk » Reservoir presence and effectiveness risk » Seal presence and effectiveness risk » Hydrocarbon charge access risk A number of methodologies are used to quantify and visualize each risk factor. Standard Risking Process Prospect risk analysis based on critical risk elements measured as coefficients is the most common technique, which is an integral part of the E&A planning process in ТNКВР. For an exploration prospect (i.e. a potential hydrocarbon accumulation contained in a reservoir formation, which is expected to be productive), each risk factor is quantified (in unit fractions) and then all the individual risks are multiplied to produce a composite prospect risk (Table 1, on next page).

ROGTEC 77

РАЗВЕДКА Ключевые риски / Key Risk Elements Продуктивный пласт Reservoir

Б2 / B2

Наличие ловушки Trap Presence 0,9

Наличие коллектора Наличие покрышки Reservoir Presence Seal Presence 0,7

0,9

Возможность заполнения ловушки Charge Access 0,9

Вероятность открытия (итог) Prospect Risk 0,51

Табл. 1 Оценка вероятности открытия залежей нефти и газа в виде коэффициентного анализа Table 1 Prospect Risk Analysis Based on Individual Subsurface Risk Elements Методические приемы по оценке риска используются для численной оценки и визуального представления вероятностей, обусловленных каждым из этих факторов. Стандартизация процесса оценки Оценка вероятности открытия залежей нефти и газа в виде коэффициентного анализа – наиболее часто используемая техника, которая является обязательной процедурой при проектировании геологоразведочных работ в ТНК-ВР. Для каждого объекта (потенциальной залежи в предполагаемом продуктивном пласте) выполняется количественная оценка (в долях единицы) по каждому из ключевых факторов. Итоговое значение вероятности открытия является произведением этих составных вероятностей (Табл. 1). Особенностью такого анализа является большая доля субъективизма при его выполнении. Величину ключевых рисков, как правило, определяют на качественном уровне, чаще всего основываясь на сравнении геологических особенностей одних объектов с другими на ограниченной территории. При этом геологи используют свой опыт и знания геологической обстановки в исследуемом районе, и каждый автор проводит оценку по-своему, поэтому нередко итоговый риск по одному и тому же объекту у разных исполнителей может значительно отличаться. Соответственно, разница в оценках рисков по объектам-аналогам из разных регионов еще больше. Стоит отметить, что эта проблема существует в большинстве нефтяных компаний, проектирующих геологоразведочные работы. Итоговые величины рисков используются на разных стадиях планирования и обоснования прове- дения ГРР и влияют на положение перспективных объектов в списках ранжирования. В связи с этим задача геологов при обосновании рисков – обеспе- чить максимально возможную объективность. В качестве эксперимента специалисты Управления ГРР разработали единый шаблон для оценки геологических рисков, который позволяет стандартизовать процесс обоснования и минимизировать влияние субъективных подходов. Шаблон выполнен в виде матрицы, где в качестве ключевых геологических факторов выбраны традиционно используемые вероятности: наличие

78 ROGTEC

To a considerable extent, such analysis relies on expert judgement as the evaluation of key risks is generally qualitative and based on comparisons of geological parameters between similar prospects within a limited area. Geologists largely draw on their expertise in the area of study and each may come up with their own view of the summary risk for a particular prospect that could be vastly at variance with other estimates. Logically, the discrepancy is likely to be yet bigger between prospect analogues in different regions. Note that most oil and gas companies that run their own exploration business face this dilemma. Composite risks provide valuable inputs at different stages of E&A planning and impact prospect ranking, and subsurface teams should make sure that their risk analysis is as comprehensive and objective as possible. Exploration Division has developed a subsurface risk template to standardize the prospect evaluation process and minimize subjective influence. It is a matrix containing key prospect risk factors: the presence of trap, reservoir, seal and charge access. Each factor is defined by seven to ten critical parameters with possible variation and values in unit fractions. These numbers are multiplied to estimate key risks and overall prospect risk. As an example, we can look at eight controls of trap presence divided into three groups. The first group includes parameters related to data used for the subsurface analysis and its quality: seismic data, the number of wells around the prospect, and vertical seismic profiling (VSP) data. The second group comprises parameters that describe the type of trap and confidence in the trap closure. The third includes the parameters, on which the credibility of structural mapping depends, such as vertical closure versus the error margin of structural interpretation, the quality of seismic data, uncertainties of time-to-depth conversion, and the accuracy of ties between seismic reflecting horizons and known stratigraphy (based on well data). Each of the eight parameters has a specific range of variation. In the course of the analysis, each parameter should be assigned an appropriate value that reflects the characteristics of the evaluated prospect. The product of multiplied individual risks is the composite prospect risk. This approach will help narrow down the variation between risk assessments made by different specialists. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Всемирная Морская Технологическая Конференция 29 мая - 1 июня 2012 года, Ленэкспо, Санкт-Петербург, Россия

PАСКРОЙТЕ ПОТЕНЦИАЛ МОРСКОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ ➔ Международная выставка ➔ Престижная конференция ➔ Установление деловых контактов Престижная 4-ая Всемирная морская технологическая конференция (WMTC) представляет собой ценный форум экспертов всех отраслей мировой морской промышленности, проводимый с целью обсуждения срочных и долгосрочных проблем, а также перспектив развития морской индустрии в будущем. Всемирная морская технологическая конференция будет проходить при поддержке Правительства РФ и Санкт-Петербурга, заместителя председателя Правительства РФ И.И. Сечина и, по его поручению, следующих министерств РФ: A Министерство промышленности и торговли

A Министерство природных ресурсов и экологии

A Министерство образования и науки

A Министерство экономического развития

A Министерство обороны

A Министерство транспорта

По вопросам участия в выставке, спонсорства и рекламных возможностей, пожалуйста, свяжитесь с директором по международным продажам в России - Алёной Васюниной: T: +7 495 937 6861 доб.104 E: alyona.vasyunina@reedexpo.ru

Посетите наш сайт для более подробной информации: www.wmtc2012.org Поддержка

Организаторы:

www.rogtecmagazine.com

Научно-техническое общество судостроителей Российской Федерации

Energy & Marine

ROGTEC 79

РАЗВЕДКА ловуш- ки, коллектора, покрышки, вероятность заполнения углеводородами. Для каждого фактора подобрано от семи до десяти наиболее влияющих параметров, определены возможные варианты их изменения и численные значения в долях единицы. Численные значения являются составляющими множителями в оценке ключевых рисков и общего геологического риска.

Common Risk Segment Mapping The lateral variation of geological risks across evaluated horizons is visualized on common risk segment (CRS) maps reflecting the distribution of reservoirs, seals and hydrocarbon source rocks. Depending on the parameters, different areas on CRS maps are colour-coded with red, yellow or green for highest, medium and low risk respectively. Individual CRS maps (of reservoir, seal risks, etc.) are multiplied to produce a composite CRS map, which in combination with a relevant structural map helps high-grade the most likely hydrocarbon prospects. CRS mapping is based on gross depositional environment (GDE) maps, seismic facies, geochemistry data, and geographic information systems data. The CRS mapping workflow is shown in Fig. 1.

В качестве примера можно рассмотреть восемь влияющих параметров, выбранных для одного из ключевых факторов – наличия ловушки. Они разбиты на три группы. В первую входят параметры, связанные с данными, используемыми для анализа, и их качеством, – это данные сейсморазведки, количество скважин вокруг изучаемого объекта, а также данные вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Вторая группа включает параметры, относящиеся к типу и надежности замыкания ловушки, третья – параметры надежности структурных построений, такие как амплитуда ловушки по отношению к точности структурных построений, качество сейсмических данных, неопределенности, возникающие при преобразовании «время – глубина», а также привязка Рис. 1 Принцип построения вероятностных карт отражений, регистрируемых Fig. 1 Generation of CRS Maps при проведении сейсмических исследований. Для каждого из восьми приведенных параметров The CRS approach has the benefit of providing a consistent подобраны варианты изменения. framework of subsurface risk analysis, which can be applied across large areas to identify exploration prospects with the Работа с шаблоном заключается в выборе для всех highest chance of success. параметров значений, соответствующих исследуемому геологическому объекту. Результатом умножения The CRS methodology is widely used in Tyumen Petroleum составных долей вероятности будет определяемое Research Center (TNNC) for building risk maps based значение геологического риска. Использование такого on regional GDE maps to plan exploration and appraisal подхода позволит значительно снизить разброс drilling. Further on, these maps get increasingly detailed and оценок рисков при выполнении анализа разными accurate as new seismic and well data become available. специалистами. Probabilistic method has become a standard practice in Очевидное вероятное TNK-BP for pre-drill resource evaluations for exploration Изменение геологических рисков по площади prospects and appraisal targets. It is used to generate a распространения исследуемых горизонтов probability distribution to support base case, upside and отображается на так называемых вероятностных картах, downside resource estimates that are subsequently used as которые составляются для распределения породa basis for commercial project scenarios. коллекторов, покрышек, нефтематеринских пород. В зависимости от изменения параметров производится Unlike the deterministic approach, this method recognizes раскраска наиболее перспективных или рискованных that there is uncertainty around the estimates of each of Supporting Data from Regional Basin Analysis / Данные регионального анализа бассейна

80 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81

РАЗВЕДКА зон. Суммирование вероятностных карт дает итоговую карту риска, сравнение которой со структурной основой позволяет делать выводы о перспективах нахождения залежей углеводородов в изучаемом районе. Построение карт риска базируется на картах палеогеографии, картах изменения свойств пород по данным сейсморазведки и геоинформационных систем, данных геохимических изысканий. Принцип построения вероятностных карт пред- ставлен на Рис. 1. Преимущество метода вероятностных карт заключается в том, что он обеспечивает систематический анализ геологических рисков на значительных территориях, а также позволяет выявить зоны с наиболее высокой вероятностью нефтегазоносности.

the input parameters. While using conventional reserves equations, the input variables are assigned values from statistical distributions rather than averaged parameters. The estimate calculations are run with specialist software tools for Monte Carlo stochastic modeling and their output is plotted as a reserves distribution curve where each probability value from 0 percent to 100 percent corresponds to a specific volume of potential hydrocarbon resources. Although the probabilistic method has been globally applied as a proven tool, its application requires caution, for instance, with deriving the overall probability for several reservoir formations and combining probabilistic estimates with subsurface risking. This is where typical mistakes are frequently made by specialists in many companies.

Данный вид анализа активно применяется в Geologists who are new to the methodology have no Департаментах геологоразведки Тюменского problem with using software like Crystal Ball for probabilistic нефтяного научного центра (ТННЦ). Вероятностные analysis. It takes about an hour to learn the functionality, but карты, построенные на базе региональных карт in order to make sure the generated results are meaningful, it палеогеографии, используют при планировании is important to follow some rules of handling both input and поискового и output probabilistic разведочного data. Специалисты Управления ГРР разработали бурения. Новые единый шаблон для оценки геологических данные по Table 2 shows результатам рисков, который позволяет стандартизовать an example of выполненных probabilistic процесс обоснования и минимизировать сейсморазведочных resource estimate влияние субъективных подходов работ и пробуренных for a prospect скважин позволяют containing three The Exploration Division has developed a проводить reservoir units, with subsurface risk template to standardize the детализацию volume predictions и уточнение made for each unit prospect evaluation process and minimize существующих карт. and expressed subjective influence in probabilities Без ошибок (percentiles): Р10, Применение вероятностной методики стало обычной Р20, …, Р90. In this example, the total prospect resource практикой при прогнозной оценке запасов поисковых и represents the sum of volumes based on specific percentiles разведочных объектов в ТНК-ВР. Она используется для for each target horizon, a mistake made by exploration teams обоснования минимальных, базовых и максимальных when this methodology was being introduced in TNK-BP. оценок ресурсов, которые затем используются в различных сценариях расчетов инвестпроектов. This problem is described in a publication posted on the SPE website (see E.C. Capen. “Probabilistic Reserves. Here at Преимущество этой методики перед обычной Last?”, SPE, 2001), which discusses the rules of probabilistic детерминистской оценкой запасов заключается в том, analysis and a proper way of estimating total resources of a что она позволяет учесть влияние неопределенностей stacked pay prospect. In Crystal Ball, along with probabilistic всех подсчетных параметров, участвующих evaluation of individual reservoir horizons, it is necessary to в оценке. Подсчет запасов выполняется по make a probabilistic estimate of the total amount in all the традиционным формулам, но в качестве подсчетных horizons, which will be considerably different from a simple параметров используются не средние величины, addition of individual volumes. While oil resource probabilities а их статистические распределения. Расчеты in separate horizons are independent of each other, the total производятся в программах, позволяющих выполнять estimate will show a much narrower distribution range. This стохастическое моделирование методом «Монтеcan be easily explained by rules evaluating probabilities of Карло». Результат расчетов представляется также в independent events. In our case, the probability Р that at виде распределения прогнозных запасов, где каждой least one of the three independent events with probabilities вероятности от 0% до 100% соответствует своя of Р1, Р2, and Р3, or that their combination will occur is величина запасов. as follows: Р=1-(1-Р1)*(1-Р2)*(1-Р3). With this approach,

82 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Подсчетные параметры / Volumetric Parameters

Пласт Reservoir Unit

Площадь, тыс. м2 Area ‘000 sq.m

Начальные геологические запасы (детерменистская Нэф, м Плотность Пересчетный оценка), тыс. т Кн, д.ед. h (Net нефти, т/м3 коэффициент, Deterministic Oil in Кп, д.ед. д.ед. S o Reservoir Oil Density, Φ (Porosity) Place Estimate, ‘000 t (Oil Saturation) t per cu. m FVF (Formation Thickness) m

Результаты вероятностной оценки в персентелях, тыс. т Probablistic Estimate in Percentiles, ‘000 t

90%

50%

10%

2383

Volume Factor)

A

2000

10,0

0,15

0,8

0,85

0,87

1775

1207

1742

B

1000

15,0

0,18

0,85

0,85

0,87

1697

1128

1659

2319

C

3000

10,0

0,16

0,8

0,85

0,87

2840

1886

2775

3882

Суммарная детерменистская оценка по объекту / Total Deterministic Oil-in-Place (OIP)

6312

Арифметическая сумма по персентилям по пластам A+B+C / Total Percentiles for A+B+C Reservior Units

4222

6176

8584

Моделирование суммарных запасов (A+B+C) в программе Crystal Ball / Total OIP (A+B+C) Modeled in Crystal Ball

5050

6260

7645

Табл. 2 Пример вероятностной оценки запасов по поисковому объекту. Сравнение общих запасов Р10, Р50, Р90 по объекту, полученных путем простого арифметического суммирования по пластам и расчета в программе Crystal Ball Table 2 Probabilistic Oil-in-Place Evaluation. Р10, Р50, Р90 Volumes Derived by Simply Adding up OIP Volumes vs. Crystal Ball Estimate Вероятностная методика уже давно отработана в мировой практике, однако все еще существует ряд вопросов, связанных с верностью применения метода в различных случаях, как например, при определении суммарной вероятностной оценки по нескольким пластам и совместного применения с величинами геологического риска. Это типичные ошибки, которые совершают специалисты многих компаний.

the overall probability increases relative to Р1, Р2, and Р3, and the uncertainty range becomes narrower. If horizons are dependent due to their geological characteristics, the probabilistic evaluation has to take into account the relationships between parameters that describe the geological linkage, resulting in a wider distribution range of the total hydrocarbon amount.

У новичков не вызывает затруднений применение вероятностной оценки в программных средствах типа Crystal Ball – освоение такого программного обеспечения занимает не более часа. Однако получение корректных результатов требует соблюдения правил обращения с вероятностными величинами – как с исходными, так и с результирующими данными.

Probabilistic Reserves and Subsurface Risks Also noteworthy is the method of calibrating probabilistic evaluation against subsurface risking. Fig. 2 shows a distribution of unrisked total oil-in-place (OIP) for a prospect. It clearly illustrates the relationship between probabilistic estimate and prospect risk (chance of a hydrocarbon discovery); the subsurface risk is essentially a qualifying coefficient for the probability axis, and not the OIP axis.

В Табл. 2 представлен пример вероятностной оценки по поисковому объекту, содержащему три перспективных горизонта, по каждому из которых выполнен прогноз с результатами в виде вероятностей (персентилей) Р10, Р20, …, Р90. В этом примере итоговое значение прогноза запасов по объекту в целом представлено в виде сумм запасов по соответствующим персентилям каждого горизонта. Это ошибочное действие при поведении прогнозов выполнялось подразделениями ГРР в начале внедрения вероятностной оценки в работу.

Risk factors are estimated and applied to forecast reserve additions and describe the probability of hydrocarbon discoveries. Correct risking of expected volumes minimizes the variance between plan and actual reserves delivered by subsequent E&A drilling. If reserves estimate is based on the conventional deterministic method, the overall prospect volume should be multiplied by the risk factor. With the advent of probabilistic tools, exploration teams in TNK-BP commonly fell into the pitfall of risking probabilistic outcomes in the same manner.

На сайте SPE есть публикация, описывающая эту типичную ошибку (см. E.C. Capen. «Probabilistic Reserves. Here at Last?», SPE, 2001). В статье излагаются правила действий с вероятностными величинами, а также правильный подход для получения суммарной прогнозной оценки. Для выполнения корректной оценки

Deterministic results are average values that give the right answer when multiplied by risk. But applying risk factors to resource volumes that correspond to Р10, Р20, ..., Р90 probabilities is a flawed methodology. This is where Crystal Ball helps to get things right. At first, its output may seem strange. For example, with a risk of 0.5, Р50 or lower

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

РАЗВЕДКА

Вероятность, д.ед. / Risk, Fraction

1 0,9

Прогноз без учета риска Unrisked OIP Estimate

0,8

Прогноз с учетом риска Risked OIP Estimate

0,7

Smart risk assessment helps companies avoid direct economic and reputational losses, leading to reduced market capitalization, so the application of efficient risking workflows to all aspects of subsurface management is a critical activity for any oil and gas business.

0,6 0,5 0,4 Вероятность открытия залежи углеводородов – 0,6 Probability of a Hydrocarbon Discovery -0.6

0,3 0,2 0,1 0

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Запасы, тыс.т / OIP, ‘000 t

Рис. 2 Интегральные распределения вероятностной оценки запасов по поисковому объекту без учета и с учетом геологического риска Fig. 2 Risked and Unrisked Probability Distributions of Prospect Oil-in-Place Quantities суммарных запасов по объекту в программе Crystal Ball наряду с прогнозами по отдельным горизонтам необходимо выполнить также прогноз по сумме запасов по всем горизонтам. Итоговая суммарная оценка, выполненная программой, будет значительно отличаться от простой арифметической суммы оценок по отдельным пластам. Если вероятности содержания запасов нефти по горизонтам независимы друг от друга, то диапазон правильного распределения суммарной оценки будет гораздо меньше. Это легко объясняется правилами действий с вероятностями независимых событий. Для нашего случая вероятность Р наступления хоть одного из трех независимых событий с вероятностями Р1, Р2, Р3 или их совместного наступления равна: Р=1-(1-Р1)*(1Р2)*(1-Р3). Итоговая вероятность по отношению к Р1, Р2, Р3 при такой операции увеличивается, следовательно, диапазон неопределенности уменьшается. При вероятностной оценке по горизонтам, зависимым друг от друга по каким-либо геологическим особенностям, проводятся корреляционные связи по параметрам, описывающим эти особенности. Диапазон итогового прогноза при этом увеличивается. Комбинирование вероятностной оценки с геологическими рисками Стоит также уделить внимание совместному применению вероятностной оценки и величин геологического риска. На Рис. 2 изображены интегральные распределения вероятностной оценки запасов по одному из геологических объектов без учета и с учетом геологического риска. Этот рисунок хорошо иллюстрирует суть правильного

84 ROGTEC

probability volumes can be zero. But note that the chance of success of 0.5 means that there is a 50percent risk of prospect failure.

взаимодействия вероятностной оценки и значений риска (вероятности открытия залежи углеводородов). Она заключается в том, что геологический риск, по сути, является масштабирующим коэффициентом оси вероятностей, а не оси запасов. На практике коэффициенты риска используются при планировании прогнозных приростов запасов и описывают возможность нахождения залежей углеводоро- дов. При реализации программы ГРР правильная оценка рисков позволяет добиться значений фактических приростов запасов, близких к запланированным. При прогнозе приростов с применением обычной детерминистской оценки итоговые значения запасов по объектам умножаются на значения рисков. По аналогии с этим, в начале внедрения вероятностной оценки в производственный процесс в подразделениях ГРР, результаты вероятностной оценки также умножались на значения рисков, что является неверным подходом. Результаты детерминистской оценки представлены средними значениями, и их умножение на вероятность дает корректный результат. Однако умножать величину риска на значения запасов, соответствующие вероятностям Р10, Р20, …, Р90, методически неверно. Корректную оценку с учетом рисков также можно выполнить в программе Crystal Ball. Результаты оценки на первый взгляд могут показаться необычными. К примеру, при значении риска 0,5 значения запасов, соответствующие вероятностям Р50 и меньше, равны 0. Однако надо иметь в виду, что вероятность успеха 0,5 означает, что в 50% случаев может наступить «неуспех». Правильная оценка рисков позволяет избежать прямых экономических и репутационных потерь, а также ухудшения рыночной капитализации. Поэтому для любой нефтяной компании эффективная оценка рисков по всем аспектам недропользования является одной из ключевых задач. Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов. Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazine www.rogtecmagazine.com

COG 2012.qxd:Layout 1

6/5/11

15:12

Page 1

EXPLORATION

19th Caspian International

OIL & GAS

Exhibition and Conference Incorporating

Refining & Petrochemicals

CASPIAN OIL & GAS

5-8

June 2012 Baku • Azerbaijan

www.caspianoil-gas.com

AZERBAIJAN’S LEADING OIL & GAS EVENT London • Moscow • Almaty • Baku • Tashkent • Atyrau • Aktau • Istanbul • Hamburg • Beijing • Poznan • Dubai

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

РАЗВЕДКА

Моделирование нефтегазоносного бассейна Аляски и перспективы для Сибири

Basin Modeling in Alaska & the Outlook for Siberia Шенк , O., Спахич , Д., Берд , K.Дж., и Питерс , K.E.

B

последние годы моделирование бассейнов седиментации и нефтегазоносных систем стало неотъемлемой частью проектов по изучению динамики областей доказанной и перспективной нефтегазоносности. Основные задачи, решаемые программами моделирования нефтегазоносных бассейнов, – это восстановление истории геологического развития региона и всех процессов, сопровождающих стадии накопления и преобразования осадочных пород и органического вещества с последующей оценкой возможности формирования экономически перспективных залежей жидких и газообразных углеводородов. Подобные исследования, проводимые на стадии планирования геологоразведочных работ, способствуют снижению рисков при бурении поисковых и разведочных скважин. Рассматриваемая технология основана на динамическом моделировании основных термодинамических процессов, обуславливающих генерацию, миграцию и накопление углеводородов в направлении вектора геологического времени, т.е., в направлении от древнейших времен к настоящему (Hantschel and Kauerauf, 2009; Peters,

Schenk, O., Spahic, D., Bird, K.J., and Peters, K.E.

B

asin and petroleum system modeling is an indispensable tool used to examine the dynamics of sedimentary basins and their associated fluids, in order to evaluate if past conditions were suitable enough for the generation of hydrocarbons, which ultimately could have been preserved there. Basically, modeling helps to reduce hydrocarbon exploration risk. This technology uses deterministic computations to forward simulate (i.e., past to present) the thermal history of a basin and the associated generation, migration, and accumulation of hydrocarbons (Hantschel and Kauerauf, 2009; Peters, 2009). Schlumberger’s advanced basin and petroleum system modeling software PetroMod*predicts the extent and timing of hydrocarbon generation from source rocks, reconstructs the basin architecture, migration pathways, locations of potential traps and accumulations, and evaluates the risk based on various geologic, geochemical, or fluid-flow assumptions (Peters et al., 2009). Simulations of petroleum-geologic processes through time can be computed in 1D, 2D and 3D to evaluate the geohistory of a well or pseudo-well (1D), a cross section (2D) and/or multi-layered maps (3D). These computations require a conceptual model of the basin history (e.g.,

* Mark of Schlumberger

86 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 2009). Высокотехнологичный программный комплекс PetroMod* компании «Шлюмберже», предназначенный для моделирования седиментационных бассейнов и нефтегазоносных систем, осуществляет прогноз времени генерации и масштаб миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород, реконструкцию структуры бассейна, путей миграции флюидов и оценку наиболее вероятного положения в разрезе потенциальных ловушек и скоплений УВ на основании решения системы дифференциальных уравнений, описывающих основные геологические и геохимические процессы. (Peters et al., 2009). Моделирование геохимических и геологических процессов во времени может производиться в 1D размерности, если речь идет о восстановлении геологической истории по стволу скважины (или псевдоскважины), в размерности 2D при работе с геологическим профилем и в 3D, если используется набор карт геологических границ исследуемого региона. Подобные расчеты требуют наличия концептуальной геолого-стратиграфической модели развития седиментационного бассейна с идентификацией основных периодов накопления и эрозии (размыва) осадков. Степень детальности концептуальной модели определяется объемом и качеством фактических данных по региону, т.е. для малоизученных территорий в качестве начального приближения рекомендуется использование обобщенной (трендовой ) 2D или 3D геологостратиграфической модели с выделением лишь основных структурных элементов и циклов осадконакопления. На основании входной информации строится 2D или 3D цифровая геологическая модель, суть которой в соблюдении исходной геологической интерпретации разреза. Даже если исследования проводятся в краевых областях, где отсутствуют какие-либо данные о наличии в разрезе нефтегазоматеринских отложений, использование процедур бассейнового моделирования все равно может быть весьма полезным для прогноза вероятной нефтегазоносности, т.к. получаемая модель нефтегазоносной системы позволяет проверить одновременно несколько гипотез о составе и свойствах нефтегазогенерирующих отложений и возможном объеме спродуцированных углеводородов (Peters et al., 2009 ). Моделирование осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем является итерационным многоступенчатым процессом, состоящим из двух основных стадий: собственно построения сеточной модели и ее динамического восстановления в выбранном диапазоне геологической истории (Рис.1.),

Figure 1. The multiple, interrelated steps of basin and petroleum system modeling (from Al-Hajeri et al., 2009). deposition and erosion of the strata). Data availability determines the complexity of the conceptual models, e.g., in poorly explored areas a simple sketch of basin stratigraphy and architecture in two or three dimensions (2D or 3D) is recommended as a starting point. A 2D model based on a geologic type section or a 3D model based on subsurface maps from seismic data might be constructed to capture a geologic interpretation of the study area. Even in frontier areas where source rocks have not been identified, basin and petroleum system modeling is a powerful predictive tool,

* Марка Шлюмберже

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 87

РАЗВЕДКА более подробно этот процесс описан в работах AlHajeri et al. (2009) and Peters et al. (2009)).

because of the easy flexibility it provides in examining multiple hypotheses of source rock richness and thickness and the volumes and compositions of hydrocarbons that might have been generated (Peters et al., 2009). Basin and petroleum-system modeling is an iterative process with many interrelated steps, consisting of two main stages: model building and forward modeling (Fig. 1; see Al-Hajeri et al. (2009) and Peters et al. (2009) for detailed description of the workflow). By presenting the calibrated Alaska North Slope 3D petroleum system model, the main aim of this paper is to evaluate the applicability of the same simulation technology on diverse Russian basins. Similar to northern Alaska, the Siberia petroleum provinces are characterized by some regions that are largely explored and developed, whereas other areas are still in the early exploration phase and so far have not been investigated in detail. As the largest oil producing province, the West Siberian basin supplies approximately 70 percent of the oil and 90 percent of the gas produced in the Russian Federation (EIA, 1997). However, huge amounts of undiscovered resources likely remain, and therefore detailed modeling will be essential to understand the key uncertainties of the petroleum systems and to explore more efficiently. This is briefly discussed with respect to the existing Alaska North Slope 3D petroleum system model, which reconstructs, quantifies, and evaluates the individual petroleum systems, burial history, thermal evolution, migration, accumulation, and preservation of hydrocarbons (Schenk et al., 2011). The results of this geological framework provide an assessment of the remaining potential hydrocarbon resources in this remote, but prolific province. Based on this modeling experience we suggest applying the same modeling principles to Siberian basins located at the central and western part of Siberian platform. This will i) increase understanding of existing and hypothetical petroleum systems, ii) help to assess the remaining potential hydrocarbon resources on a regional scale, iii) help to reduce hydrocarbon exploration risk, and iv) provide a consistent approach to compare and evaluate prospects using one of the most recent and important developments, that is local grid refinement.

Рисунок 1. Итерационный многоступенчатый процесс моделирования бассейнов и нефтегазоносных систем (по Al-Hajeri et al., 2009). Основная цель данной публикации, представляющей откалиброванную 3D модель нефтегазоносной системы Северного склона Аляски, - доказать возможность применения разработанной методики для оценки перспектив основных нефтегазоносных бассейнов на территории Российской Федерации.

88 ROGTEC

East and West Siberian Petroleum Provinces – Geological Complexity and Traditional Exploration Sedimentary basins across Russian Federation are characterized by several large hydrocarbon provinces containing between 2269 and 2325 known oil and gas fields (Kalamkarov, 2003) (Fig. 2), of which the West Siberian and the East Siberian basins are the most prominent. These two hydrocarbon provinces are characterized by different basin evolutions but both contain large volumes of hydrocarbons. The East Siberian province is a Meso-Neoproterozoic Riphean sedimentary basin (~1650–650 Ma) representing one of the oldest productive www.rogtecmagazine.com

26-29 March 2012, EXPLORATION Moscow

www.russianshelf.com

2533)! 2012

OFFSHORE 7th Annual Conference & Exhibition

KEY SPEAKERS INCLUDE: Geology Focus Day:

Valery Yazev Vice-speaker RUSSIAN STATE DUMA

26 March 2012 Understand the differences between Russian and Western resource classification and estimates as well as learn the latest news on geological exploration in Russia.

Aleksandr Mandel General Director GAZPROM NEFT SHELF

Conference “Russia Offshore“:

Pierre Nergurarian General Director TOTAL E&P RUSSIE

27-28 March 2012 News and updates on major current and planned oil and gas projects. Learn about the Russian state policy and operators’ strategy in Russian offshore development, navigation and transportation solutions.

Maxim Marchenko Deputy Vice President SHTOKMAN DEVELOPMENT AG Sergey Donskoy General Director ROSGEOLOGIYA

Exhibition and Technical Presentations: 27-28 March 2012

Mikhail Tsemkalo Deputy Director GAZFLOT

‘See first hand’ the best business solutions for the oil and gas industry. ‘Discover the most’ efficient practices among oil and gas companies presented by the industry leaders.

Yuri Makhoshvilli Minister for Industry, Transport and Natural Resources ASTRAKHAN REGION

HSE focus day:

Osmal Sapayev Deputy General Manager,E&P Department LUKOIL

Health and safety as well as ecological standards in offshore development will be discussed at VNIIGAS Gazprom centre. Co-organised with

29 March 2012

To find out more please contact Jivko Gadjourov on j.gadjourov@theenergyexchange.co.uk Alternatively you can call on +44 (0) 207 067 1815 SPONSORS AND EXHIBITORS

LEAD SPONSOR

EVENT ORGANISER

ROGTEC 89

www.rogtecmagazine.com t: +44 (0) 207 067 1800

w: www.russianshelf.com

e: marketing@theenergyexchange.co.uk

РАЗВЕДКА Наиболее схожими по условиям нефтегазонакопления являются нефтегазоносные провинции Сибири, где, так же как и на севере Аляски, есть районы с развитой нефтегазодобывающей и геологоразведочной промышленностью и районы, где освоение месторождений нефти и газа только начинается и объем накопленных данных еще невелик. На территории крупнейшего в России ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна добывается порядка 70 % нефти и 90% газа в стране (EIA, 1997). Тем не менее, предполагается, что в регионе и сейчас присутствует большой объем недоизученных запасов углеводородов и именно детальная модель бассейна может дать ключ к пониманию механизмов их генерации и распределения в разрезе осадочного чехла, и тем самым способствовать повышению эффективности геологоразведочных работ. Существующие неопределенности в оценке потенциала сибирских нефтегазоносных провинций кратко изложены в данной статье с целью сравнительного анализа с уже существующей 3D моделью нефтегазоносной системы бассейна Северного склона Аляски. Процесс моделирования включал в себя реконструкцию, количественный анализ и оценку отдельных нефтегазогенерационных систем, восстановление истории захоронения осадков, изменения термального режима, миграции, накопления и сохранения скоплений сгенерированных УВ. (Schenk et al., 2011). Проведенная работа по восстановлению геологического строения и истории развития региона позволила более точно оценить оставшийся углеводородный потенциал этой удаленной, но перспективной провинции. Опираясь на полученный опыт успешного моделирования, мы предлагаем использовать разработанный подход к оценке перспектив нефтегазоносных бассейнов, расположенных в центральной и западной частях Сибирской платформы. Выполнение подобного проекта может способствовать : i) более глубокому понимаю строения уже известных и еще неразведанных нефтегазоносных систем, ii) уточнению оценки оставшегося углеводородного потенциала в регионе и вероятных ресурсов нефти и газа, iii) снижению рисков при проведении геологоразведочных работ, iv) обеспечению системного подхода к оценке новых участков с использованием новейшей технологии локального измельчения сетки и детализации модели. Восточно-Сибирская и Западно-Сибирская нефтегазоносные провинции – сложности геологического строения и традиционные подходы к изучению В пределах седиментационных бассейнов на территории Российской Федерации выделяется несколько нефтегазоносных провинций, объединяющих от 2269 до 2325 уже известных месторождений нефти и газа (Kalamkarov, 2003) (Рис.2), среди которых несомненно самыми крупными являются Западно-Сибирская и Восточно-Сибирская

90 ROGTEC

hydrocarbon provinces in the world (e.g., Everett, 2010). A recent estimate of the hydrocarbon productive potential of this basin is 29,953 MMBOE (IHS, 2010). The evolution of this very old and large petroleum province is characterized by several sedimentary megacycles, which resulted in accommodation of thick sedimentary deposits (Frolov et al., 2011). The megacycles are distinguished by unconformities with accompanying erosion. The youngest deposits of each megacycle are carbonaceous sediments. The entire depositional system was subsequently deformed by a Neoproterozoic orogenic event. The province is characterized by multiple source and reservoir rocks. Peters et al. (2007) provide biomarker and isotope evidence for the genetic oil families in East Siberia, three of which originated from different organofacies of Precambrian marine marl source rock. However, direct oil-to-source rock correlations are lacking and more understanding is needed for the effect of the complex tectonodeformation history on type of trap structures (Frolov et al., 2011). Considering such uncertainties, a dynamic basin and petroleum system model can provide important information on the timing of trap formation in relation to the process of hydrocarbon generation, migration, and accumulation.

Рисунок 2. Схема границ распространения основных седиментационных бассейнов и нефтегазоносных провинций на территории Российской Федерации (a) Карта нефтяных регионов. (b) Обобщенный разрез Восточно-Сибирского седиментационного бассейна в направлении восток-запад, отражающий основные структурные элементы бассейна (модификация версии Каламкарова, 2003). Figure 2. Graphic showing main sedimentary basins and hydrocarbon provinces of Russian Federation (a) Map of petroleum regions. (b) Generalized east – west geological cross-section of a part of the East Siberian basin depicting basin geometry (modified after Kalamkarov, 2003). The West Siberian hydrocarbon province is the largest oil and gas producing basin in Russia. Most discovered hydrocarbon relates to the well understood Mesozoic petroleum systems (Bazhenov-Neocomian; TogurTyumen; e.g., Peters et al., 1994; Ulmishek, 2003; Vyssotski et al., 2005). Hydrocarbon-rich Mesozoic deposits accumulated after giant basalt emplacements www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION нефтегазоносные провинции. Эти два нефтегазоносных бассейна характеризуются различными условиями формирования, но в недрах обоих содержатся большие объемы углеводородов. Возраст ВосточноСибирского бассейна оценивается как мезонеопротерозой-рифейский (~1650-650 миллионов лет) и это делает соответствующую ему нефтегазоносную провинцию одной из древнейших из ныне известных в мире (e.g., Everett, 2010). По последним оценкам, нефтегазогенерационный потенциал бассейна оценивается в 29,953 MMBOE (~ 3,792 млн. т.) (IHS, 2010). История эволюции этого древнего и обширного региона включает несколько седиментационных мегациклов, которые привели к формированию мощного осадочного чехла (Frolov et al., 2011). Мегациклы исторически разделялись перерывами в осадконакоплении и четко идентифицируются в разрезе границами стратиграфических несогласий и эрозии нижележащих отложений. Наиболее молодыми в пределах каждого мегацикла являются карбонатные отложения. Вся толща осадков была деформирована и смята в складки во время неопротерозойской складчатости. В пределах провинции выделяется несколько нефтегазоносных систем. В работе Peters et al. (2007) представлены биомаркеры и анализ изотопного состава УВ для нескольких генетических групп нефтей с месторождений Восточной Сибири, три группы нефтей однозначно были сгенерированы в пределах различных органофаций морских известковистых глин докембрийского возраста. Однако четких корреляционных зависимостей между составом нефтей и исходными нефтематеринскими породами найдено не было, поэтому было рекомендовано провести дополнительные исследования по идентификации влияния сложных деформационных и геотектонических процессов на формирование структурных ловушек в регионе (Frolov et al., 2011). Принимая во внимание уровень существующих неопределенностей, можно предположить, что именно динамическая модель бассейна и сопряженных нефтегазоносных систем может помочь в определении соотношения во времени процессов генерации углеводородов, формирования структурных ловушек и возможной миграции и накопления в них нефти и газа. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшей на территории Российской Федерации. Большая часть открытых здесь скоплений нефти и газа приурочена к двум нефтегазоносным системам мезозойского возраста – (баженовсконеокомской и тогурско-тюменской ; e.g., Peters et al., 1994; Ulmishek, 2003; Vyssotski et al., 2005). Насыщенные органическим веществом осадки мезозоя накапливались по всей территории бассейна после обширного разлива базальтовой лавы примерно на границе перми и триаса. www.rogtecmagazine.com

at about the Permian-Triassic boundary. According to Brink (2009) these basalt flows are associated with accreted crust suggesting that the basin’s subsidence cannot be explained by classical stretching models (e.g., McKenzie (1978) and Wernicke (1981) and references cited therein) so that additional analysis and calibration of the basin’s thermal development and subsidence rate are required. Nevertheless, despite such complex geological development, easily assessable hydrocarbon accumulations associated with these major “younger Siberian” prospects are largely explored. Apart from large Cretaceous prospects, the West Siberian basin hosts smaller and thus “less prospective” Jurassic and Paleozoic prospects, which are much less understood (e.g., Karodogin and Nezhdanov, 1988; Ablya et al., 2008), because in addition to the Mesozoic burial, Hercynean deformation, pre-Triassic uplift and erosion as well as early Triassic rifting control these older petroleum systems. By using petroleum system software these so-called “less-prospective” prospects now can be evaluated and quantified in more detail. Both Siberian provinces show major differences in the exploration strategy, as exemplified by the ratio of number of wells versus seismic data. While in West Siberia the density of wells clustered around hydrocarbon accumulations is very high and only relatively few seismic datasets exist, the situation in East Siberia is reversed. According to the Energy Information Administration Report from 1997 (EIA, 1997) individual reservoir data are available in 70 percent of the fields across the West Siberian province. For both Siberian hydrocarbon provinces, the major initial difficulty is relatively poor integration, management and maintenance of exploration data (such as seismic and well data) that subsequently could lead to an incomplete investigation of petroleum systems and their mechanisms. Consequently, such polarized and non-integrative exploration resulted in production oscillations (as described within the same Energy report). West Siberian intensive production was interrupted by the two phases of oil production decline (8.5 to 4.1 million barrels per day) between 1988 and 1994 and a slight decline from 22.6 to 21.9 trillion cubic feet per year (61.9 to 60.0 billion cubic feet per day) of gas between 1991 and 1993. Phases of production decline raised concerns about the potential of the basin as a long term supplier of oil and gas. However, the sum of the estimated ultimate recovery (EUR) from discovered (EIA) and undiscovered resources (Ulmishek 2003) indicate that significant potential remains in the West Siberian Basin. In order to better understand key uncertainties of Siberian hydrocarbon systems, we illustrate this advanced prediction technology by presenting the Alaskan North Slope model computed entirely in PetroMod – Schlumberger’s petroleum system modeling software.

ROGTEC 91

РАЗВЕДКА По предположению Brink (2009), эти лавовые потоки связаны со сросшимися участками земной коры и,следовательно, процесс погружения бассейна не может быть описан с точки зрения классической теории стретчинга ( растяжения ) литосферы (e.g., McKenzie (1978) и Wernicke (1981) и ссылки в данной работе) и для корректного моделирования термодинамической обстановки и скорости погружения бассейна с последующей калибровкой необходимы дополнительные лабораторные исследования. Но, несмотря на столь сложную историю геологического развития, легкодоступные скопления углеводородов этих «самых молодых» сибирских нефтегазоносных систем достаточно хорошо изучены. Кроме высокопродуктивных крупных залежей в меловых отложениях, на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна вскрыты, так называемые, «мало-перспективные» залежи углеводородов в юрских и палеозойских отложениях, генезис которых значительно менее понятен (e.g., Karodogin and Nezhdanov, 1988; Ablya et al., 2008), так как на формирование залежей в этих более древних нефтегазоносных системах оказало влияние не только общее погружение бассейна в мезозойское время, но и герцинская складчатость, подъем территории в пред-

Case study – Alaskan North Slope The Alaska North Slope, including the adjacent Beaufort and Chukchi continental shelves, is one of the remaining petroleum exploration frontiers, and is estimated to contain most of the undiscovered oil and gas resources in the North American Circum-Arctic (Gautier et al., 2009). We presented a calibrated 3D model of the Alaska North Slope region that was constructed and analyzed in collaboration with the U.S. Geological Survey. This study reconstructs, quantifies, and evaluates the development of the individual petroleum systems, burial history, and thermal evolution, as well as migration, accumulation, and preservation of hydrocarbons. The geologically complex Northern Alaska petroleum province evolved through the tectonic stages of passive margin, rift, foreland basin, and foreland fold and thrust belt. Petroleum was generated from several source rock units, and many reservoirs show evidence of mixing of hydrocarbon source types. Rift-related structures and a regional break-up unconformity are critical trapping and migration components of the largest oil and gas accumulations. In addition, stratigraphic traps that developed during extensional and compressional tectonic regimes show significant resource potential in Jurassic

Рисунок 3. Обзорная карта региона модели бассейна Северного склона Аляски с расположением сети сейсмических наблюдений и скважин, данные по которым были использованы при расчете структурных планов и карт изопахит, ставших основанием для построения каркаса трехмерной геологической модели. Figure 3. Location of the northern Alaska study area showing the seismic lines and wells used in generating structure and isopach maps incorporated in the model.

92 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION триасовый период и развитие рифтовой системы в раннем триасе. С помощью бассейнового моделирования эти «мало-перспективные» системы и залежи в них могут быть сейчас более детально проанализированы и изучены. На примере двух Сибирских нефтегазоносных провинций можно наблюдать разницу в подходах к планированию геологоразведочных работ, в частности, анализируя соотношение объемов сейсморазведочных работ и бурения. В то время, как в Западно-Сибирском регионе плотность сетки разведочных скважин, сконцентрированных в районах доказанной нефтегазоносности, достаточно высока и относительно немного данных сейсморазведки, в Восточной Сибири соотношение практически обратное. Согласно данным Отчета управления информации в энергетике ( EIA, 1997), для 70 % месторождений Западной Сибири есть характеристики залежей по результатам вскрытия всех пластов. Для обеих провинций характерны начальные трудности в изучении, связанные со слабой интеграцией и управлением сбора и хранения геологоразведочных материалов (таких как материалы площадной сейсморазведки, поискового и разведочного бурения), что, соответственно, ведет к снижению уровня изученности нефтегазоносных систем и механизмов их формирования. Как следствие столь неравномерной изученности и несогласованности в проведении геологоразведочных работ, по данным того же отчета, возникают значительные колебания в уровне добычи. Интенсивный процесс освоения месторождений углеводородного сырья в Западной Сибири испытал две фазы значительного спада производства. Первая фаза наблюдалась в период с 1988 по 1994 год, когда среднесуточная добыча нефти упала с 8.5 до 4.1 млн баррелей в сутки, вторая фаза охарактеризовалась незначительным падением объемов добычи газа - с 22.6 до 21.9 трл. куб.футов газа в год (61.9 до 60.0 млрд.куб. футов в день) в период с 1991 по 1993 гг. Столь ощутимое падение уровня добычи заставило некоторых экспертов засомневаться в способности России сохранить статус надежного поставщика нефти и газа на международный рынок. Однако оценка извлекаемых запасов (EUR) из открытых (EIA) и еще неоткрытых (Ulmishek 2003) месторождениий показала, что остаточный углеводородный потенциал ЗападноСибирского бассейна еще очень велик. Далее мы проиллюстрируем, каким образом можно снизить степень неопределенности в оценке потенциала нефтегазоносных систем Сибирских провинций, на примере применения разработанной нами методики для построения модели нефтегазоносной системы Северного склона Аляски. Вся методика реализована на базе программного комплекса компании «Шлюмберже» PetroMod. www.rogtecmagazine.com

through Cenozoic shelf and turbidite sequences. Regional modeling of the tectonic and sedimentologic evolution of Northern Alaska through time provides an opportunity to integrate and analyze many aspects of petroleum system development. The model encompasses 275,000 m2 (832 x 520 km with a grid spacing of 1 km; Fig. 3) and includes the Chukchi platform, the Beaufort continental shelf, and the foothills of the Brooks Range. The model is based on 48,000 km of newly interpreted 2D seismic and a database of 400 wells that include calibration and geochemical data. Particular attention was paid to mapping onlap and truncation relations developed during passive margin and rifting stages (Mississippian to Early Cretaceous) in recognition of their importance as hydrocarbon migration pathways and traps. The overlying Brookian Sequence with a total thickness of up to 8,000 m was deposited during Cretaceous and Cenozoic time in a foreland basin filled by longitudinal progradation from WSW to ENE (Bird, 2001). The reconstruction of this paleo-geometry—diachronous deposition, facies variation, and thickness distribution as well as variations in paleo-basin geometry—was one key element of this study. These time-transgressive deposits were reconstructed by using timelines rather than formations. They were mapped from surface traces and shelf edges. The effects of multiple Tertiary erosion events were also taken into account. Contour maps of original TOC (TOCo) and HI (HIo) for source rocks were taken from Peters et al. (2006) and extrapolated to the limits of the present study. Thermally immature source rock samples were analyzed using the new ‘Phase Kinetics’ procedure developed and calibrated for PVT-controlled prediction of hydrocarbon phases and properties, such as API and GOR (di Primio and Horsfield, 2006). The results of the analysis were assigned to the respective source rocks. Abundant well data for the Alaska North Slope allowed calibration of both pressure and temperature in the subsurface. The pressure was calibrated in two steps (rock compressibility and permeability). Heat flow was calibrated against vitrinite reflectance and later cross-checked with corrected bottom-hole temperature data. Forward deterministic computations were applied to simulate the burial history of the rock units and the generation-migration-accumulation of petroleum within a 3D cube through time (e.g., Hantschel and Kauerauf, 2009). A key aspect of the 3D Alaska North Slope model is that it incorporates the time-transgressive deposition of the Cretaceous-Tertiary Brookian Sequence, the thickness difference between the foothill region and the Barrow Arch, and the diachronous pulses of Tertiary uplift and erosion (Fig. 4).

ROGTEC 93

РАЗВЕДКА Практический пример – модель нефтегазоносного бассейна Северного склона Аляски Северный склон Аляски и соседние с ним материковые шельфовые зоны Чукотского моря и моря Бофорта являются элементами окраинного седиментационного бассейна, который по оценкам экспертов содержит большую часть еще неразведанных запасов нефти и газа в арктическом секторе Северной Америки (Gautier et al., 2009). Мы представляем вашему вниманию откалиброванную и проанализированную 3D модель нефтегазоносного бассейна Cеверного склона Аляски, которая явилась результатом нашей совместной работы с Американским геологическим комитетом ( U.S.G.S. ). В ходе работы над проектом была выполнена реконструкция, количественная и качественная оценка степени развития отдельных нефтегазоносных систем, восстановлена история захоронения осадков, изменения термального режима и спрогнозированы возможные пути миграции, скопления и консервации сгенерированных УВ. Тектоническое развитие достаточно сложной по своему геологическому строению нефтегазоносной провинции Северного склона Аляски происходило последовательно в обстановках пассивной окраины бассейна, зоны рифта, фронтальной части бассейна седиментации и фронтальной складчато-надвиговой зоны. Генерация углеводородов происходила в нескольких нефтематеринских толщах, и смешаннный тип нефтей в продуктивных горизонтах подтверждает наличие в разрезе бассейна нескольких нефтегазопродуциирующих толщ. Наиболее крупные залежи нефти и газа контролируются структурными элементами рифта и региональной поверхностью размыва, оказавшими решающее влияние на процессы миграции УВ и формирование структурных ловушек. Кроме того, достаточно большой потенциальный объем ресурсов углеводородов приурочен к стратиграфическим ловушкам, сформировавшимся в результате активизации процессов растяжения и сжатия земной коры, соответственно в юрских и кайнозойских отложениях фаций шельфа и турбидитовых потоков. Восстановление региональной динамической модели тектонического и седиментационного развития бассейна Северного склона Аляски позволило обобщить и проанализировать многие аспекты формирования нефтегазоносной системы. Площадь модели составляет порядка 275,000 км2 (грид размерностью 832 х 520 км с расстоянием между узлами сетки 1 км, Рис.3), включая территорию Чукотской платформы, континентальный шельф моря Бофорта и подножье хребта Брукса. Основанием для построения модели послужили результаты недавно завершенной интерпретации > 48,000 погонных километров 2D сейсмосъемки и информация по более, чем 400 скважинам, включая данные калибровки и

94 ROGTEC

Рисунок 4. Результаты моделирования процесса прогибания брукского комплекса и серии третичных эрозий в северной части Аляски на нескольких временных этапах. Обратите внимание на поверхность LCU (нижнемеловое несогласие). Figure 4. Modeled progradation of the Brookian Sequence and multiple Tertiary erosion across northern Alaska for selected timeslices. Note position of the LCU (Lower Cretaceous Unconformity). The model results indicate that the thermal maturity of PreBrookian deposits were controlled mainly by progradation of the Brookian Sequence (Fig. 5). The time-transgressive deposition of the Brookian Sequence in combination with overall basin geometry also controls hydrocarbon generation and the direction of migration. Most migration pathways were directed toward the north with hydrocarbons accumulating mainly in combination structuralstratigraphic traps along the Barrow Arch, such as Prudhoe Bay field. At this super-giant accumulation, North America’s largest, trap formation on the rift shoulder preceded expulsion, resulting in a major accumulation. Biomarkers show that Prudhoe Bay oil is a mixture of oils derived from the Triassic Shublik Formation and Cretaceous Hue Shale with lesser input from the Jurassic Kingak Shale (Peters et al., 2008). These results are consistent with the 3D model (Fig. 6): the Shublik and Kingak source rocks started to expel hydrocarbons during the Cretaceous, mainly in the foreland basin, which migrated northward to the rift shoulder. During Tertiary time burial was mainly restricted to the easternmost parts of the foreland basin and the passive margin north of the rift shoulder where associated tilting and subsidence resulted in hydrocarbon generation from the Hue Shale. These hydrocarbons were expelled downward into a zone related to the Lower www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION геохимического анализа. Особое внимание уделялось картированию зон перекрытия (налегания) и срезания пластов, сформировавшихся на территории бассейна на стадиях режима пассивной окраины и рифтогенеза (в период от миссисипианского яруса до нижнего мела), так как было установлено, что именно эти зоны играли решающую роль в процессе миграции углеводородов и формировании ловушек. Перекрывающий брукский комплекс, с общей мощностью порядка 8,000 м, был сформирован в меловое и кайнозойское время в условиях фронтального седиментационного бассейна, последовательно заполнявшегося полосообразными проградационными отложениями, ориентированными с запада- юго-запада на восток-северо-восток (Bird, 2001). Одной из ключевых задач, выполненных в ходе работы над региональной моделью, была реконструкция палео-геометрии данной толщи, включая прослеживание границ контактов разновозрастных отложений, вариации фациального состава и мощности отложений, вариации геометрии палео-бассейна. Трансгрессивные циклы восстанавливались путем прослеживания границ одновозрастных отложений, а не границ формаций. Картирование проводилось в зоне между границей поверхности земли и кромкой шельфа. Кроме того, учитывалось влияние нескольких циклов перерыва и эрозии осадков в третичном периоде. В построении модели были использованы ранее построенные карты общего содержания органического вещества TOC (ТОСo) и водородного индекса HI (HIo) ( Peters et al (2006), экстраполированные до границ модели. Термически недозрелые образцы нефтегазоматеринских пород были проанализированы с помощью новой методики “Phase Kinetics”, разработанной и откалиброванной в соответствии с законами термодинамики для прогноза фазового состояния углеводородов, была проведена оценка основных свойств, таких как плотность и газовый фактор (API и GOR) (di Primio and Horsfield, 2006). Полученные результаты были увязаны с соответствующими нефтегазогенерирующими комплексами. Обширный скважинный материал из бассейна Северного склона Аляски позволил провести точную калибровку значений температур и давлений по всему разрезу региона. Давление калибровалось в два этапа (по сжимаемости и проницаемости пород). Тепловой поток калибровался по показателям отражательной способности витринита и далее сверялся со скорректированными показателями забойных температур в скважинах. История захоронения осадков бассейна и все сопутствующие физические процессы генерацииwww.rogtecmagazine.com

Cretaceous (break-up) Unconformity (LCU) along which they migrated toward the Barrow Arch, resulting in late-stage contribution of Hue oil in the Prudhoe Bay field. Debate persists over the reasons for failure of the Mukluk wildcat well. At the time of drilling, the Mukluk prospect was estimated to contain 1.5 billion bbl of recoverable oil in a Prudhoe Bay look-alike structural-stratigraphic trap, although subsurface imaging was uncertain due to difficulty in assessing seismic velocities through permafrost. Drill cuttings and core data showed extensive oil stain in the target formation. It was referred to at the time as the most expensive dry hole in the world. The Mukluk rocks indicated that oil had once been in the structure, but had migrated away. A crucial element or process of the petroleum system was missing. The 3D model shows that initially petroleum accumulated, but later spilled to the southeast toward the Kuparuk River field through a thin sandstone overlying the break-up unconformity during Tertiary tilting. This example at Mukluk indicates the strength of the technology of basin and petroleum system modeling in predicting generation, migration and accumulation, but also remigration and losses from potential structures. The 3D petroleum system modeling study of the Alaska North Slope represents one of the largest regional-scale computer models of a sedimentary basin to date and is unique with respect to complexity and details. It provides excellent opportunities for analysis of both regional and local geologic features using ‘local grid refinement’ as indicated by the modeling results of the Mukluk failure. Finally, it provides a training set that shows how to build a regional model of a very complex sedimentary basin. Data availability ranged from regions of early exploration to regions of field development at the prospect scale (see Fig. 3). Summary The Alaskan model shows how petroleum system modeling can be used to understand and evaluate the impact of numerous geological uncertainties, to minimize exploration risk, and to evaluate regions where focused, future investigation should be conducted. Furthermore, this successful modeling practice emphasizes applications to the complex Siberian petroleum province. The dynamic petroleum system modeling workflow is the optimal solution that provides inexpensive integration of input datasets (geological, geophysical, petrophysical, geochemical), allowing subsequent quantification and prediction of the extent and timing of petroleum systems. In fact, there are attempts to reconstruct East Siberian basin development through geological history. For example, Everett (2010) applied one-dimensional modeling of a pseudo-well from Kovyktinskoe Field to test the possibility of in-place source rock position. However, for more demanding petroleum system modeling and more reliable prognosis of hydrocarbon routes, type, quality and volume of accumulations, already interpreted 2D seismic lines, 3D seismic cubes, geochemical and well data need to be integrated within the PetroMod software and subsequently

ROGTEC 95

РАЗВЕДКА

Рисунок 5. Реконструированный профиль палео геометрии бассейна по направлению запад-восток, демонстрирующий влияние прогибания брукского комплекса на зрелость нефтематеринских пород. Figure 5. Reconstructed paleo-geometry along a west-east cross-section showing the effect of the prograding Brookian Sequence on maturity. миграции-накопления углеводородов моделировалиcь used as input data to create dynamic models in 2D and/or 3D в 3D масштабе в направлении от самых древних environments. The choice of 2D or 3D depends on available отложений до настоящего времени (e.g., Hantschel and data and particular exploration and/or production interest. Kauerauf, 2009). Основополагающей особенностью The modeling can be applied at a single well or throughout an трехмерной модели Северного склона Аляски entire hydrocarbon province. является включение в общую модель бассейна трансгрессивной последовательности отложений мела The Alaskan case study shows how a calibrated PetroMod - брукско-третичного возраста, с учетом разницы в dynamic model helps to (i) more accurately reconstruct the мощности отложений между периклиналью и сводовой regional source rock burials, (ii) constrain regional temperature частью вала, и несинхронизированных во времени and pressure conditions including maturity predictions, (iii) периодов воздымания бассейна и эрозии в третичный determine migration paths and distances or to evaluate период (Рис.4). the quality of trap seal and (iv) determine of volume of trapped hydrocarbons. Such calculations in the software Результаты моделирования показали, что степень will reduce risk and help to evaluate the impact of wellтермальной зрелости до-брукских отложений known uncertainties associated with the Siberian petroleum контролировалась, в основном, скоростью прогибания system: hydrocarbon maturity variations, migration paths, брукской толщи (Рис. 5). Также существенное влияние на reservoir rock distribution, in-reservoir alteration (e.g., Gratzer генерацию и миграцию углеводородов оказали собственно et al., 2011), seal quality, the exact prognosis of deposition процессы накопления трансгрессивного брукского chronology, and/or biodegradation level (Everett, 2010). комплекса и изменение общей геометрии бассейна. The Siberian PetroMod dynamic model consequently provides

96 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 97

РАЗВЕДКА Основная миграция углеводородов происходила в северном направлении, что привело к формированию большей части залежей, включая месторождение Прадо Бей, в ловушках комбинированного структурностратиграфического типа вдоль антиклинали (свода) Барроу. На крупнейшем в Северной Америке месторождении Прадо Бей процесс формирования ловушки на борту рифта предшествовал началу выжимания сгенерированных углеводородов из нефтематеринских пород, что и привело к формированию этой сверхгигантской залежи. Анализ биомаркеров показал, что нефти на месторождении являются смесью углеводородов, сгенерированных, в основном, в пределах свиты шублик триасового возраста и сланцевой толщи Хью мелового возраста с небольшой примесью нефтей свиты кингак юрского возраста (Peters et al., 2008). Данный вывод хорошо согласуется с результатами 3D моделирования (Рис.6): вытеснение углеводородов из свит шублик и кингак началось в меловой период, преимущественно в зоне развития фронтального бассейна, постепенно смещавшейся в северном направлении к борту рифта. В третичный период захоронение осадков происходило, главным образом, только в самой восточной части фронтального бассейна и на пассивной окраине борта рифта, где сопровождавший этот процесс наклон и погружение осадков привели к генерации углеводородов в сланцах свиты Хью. Эти углеводороды затем выжимались вниз по простиранию пластов в зону, ограниченную поверхностью нижнемелового перерыва (несогласие LCU), вдоль которой они мигрировали в направлении к антиклинали Барроу, что и привело в дальнейшем к примешиванию нефтей свиты Хью к нефтям месторождения Прадо Бей. До сих пор продолжаются дебаты вокруг неудачной поисковой скважины Муклук. В период бурения скважины извлекаемые запасы нефти на исследуемой площади оценивались в 1.5 млрд. баррелей и предположительно локализовались в структурно-стратиграфической ловушке, аналогичной месторождению Прадо Бей, хотя процесс сейсморазведочных работ был сильно затруднен помехами в записи волновых данных при прохождении через толщи вечномерзлых пород и четких результатов интерпретации не было получено. Образцы бурового шлама и отобранного из скважины керна показывали наличие интенсивных нефтепроявлений в целевом интервале разреза. В свое время эта скважина считалась самой дорогой «сухой» скважиной в мире. Анализ пород скважины Муклук показал, что когда-то нефть присутсвовала в структуре, но затем мигрировала дальше. В нефтегазоносной системе отсутствовал основополагающий элемент или процесс. Построенная нами 3D модель подтвердила, что изначально нефть накапливалась в ловушке, но затем перетекла на юго-восток в направлении

98 ROGTEC

time – cost effectiveness, allowing much better commercial viability of exploration. Most importantly, a calibrated 3D Siberian model will assure more accurate assessments of future well locations across the province and will save exploration costs. Such a regional study can easily be managed by combining all capabilities of 1D, 2D, and 3D modeling in one project. The project contains all exploration data, which can easily be updated by integration of new well and seismic data and their interpretation; i.e., PetroMod is not only a dedicated modeling software, but also an indispensable tool for effective exploration data management on a regional scale.

Рисунок 6. Разрез в направлении запад-восток через модель развития месторождения Прадо Бей в кайнозойскую эру. Примешивание нефтей из свиты Хью связано со сдвигом в восточном направлении зоны погружения бассейна и в результате накопления и прогибания мощного брукского комплекса. Figure 6. Modeled Cenozoic development of the Prudhoe Bay field along a west-east profile. Contribution of Hue oil is related to eastward-shifted subsidence as result of the prograding Brookian Sequence. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

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

Contact us at: info@powertecrussia.com

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 99

РАЗВЕДКА меторождения Купарук-Ривер по тонкому слою песчаников, перекрывающих границу размыва, предположительно в период общего наклона бассейна в третичный период. Пример скважины Муклук показывает, насколько эффективной может быть технология бассейнового моделирования и моделирования нефтегазоносных систем не только в процессе прогноза генерации, миграции, накопления углеводородов, но в идентификации возможных перетоков и потерь УВ из потенциально перспективных структур. Проект создания трехмерной модели бассейна Северного склона Аляски представляет собой пример одной из самых крупных региональных цифровых моделей осадочного бассейна на сегодняшний день, уникальной по степени сложности и детализации. Как было показано на примере исследования неудачи скважины Муклук, модель предоставляет уникальную возможность для анализа регионального и локального геологического строения с помощью технологии «локального измельчения сетки». В ходе выполнения проекта был сформирован уникальный обучающий набор данных, позволяющий освоить технологию построения региональных моделей осадочных бассейнов сложного геологического строения. Степень изученности территории широко варьируется от районов начальной стадии поисковых работ до районов пробной промышленной эксплуатации на стадиях детальной доразведки (смотрите Рис.3). Выводы Модель бассейна Аляски показала, как моделирование нефтегазоносной системы может быть использовано для улучшения понимания и более точной оценки влияния геологических неопределенностей на историю формирования разреза, для минимизации рисков геологоразведочного процесса и правильного определения регионов, наиболее перспективных для будущего инвестирования. Кроме того, приведенный пример успешного моделирования ориентирован на дальнейшее применение методики в изучении сложнопостроенных нефтегазоносных провинций Сибирского региона. Методика динамического моделирования нефтегазоносных систем представляет собой оптимальный экономичный способ интеграции всех имеющихся данных (геологических, геофизических, петрофизических и геохимических) с последующей количественной оценкой и прогнозом направлений распространения и времени формирования системы. Попытки смоделировать историческое развитие Восточно-Сибирского бассейна проводятся уже и сейчас. Например, Everett (2010) использовал одномерное моделирование по стволу псевдо-скважины Ковыктинского месторождения для проверки

100 ROGTEC

гипотезы наличия нефтегазоматеринских пород в точке исследования. Однако, для более тщательного исследования нефтегазоносной системы и более точного прогноза и оценки направлений движения, типа, состава и объема углеводородов, необходимо собрать все имеющиеся данные по интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, скважинную и геохимическую информацию для последующей загрузки в PetroMod и создания полноценной динамической 2D или 3D модели. Выбор между 2D и 3D масштабом зависит от доступности соответствующих данных и наличия определенной заинтересованности со стороны геологов и разработчиков. Моделирование может быть проведено как по разрезу одной скважины, так и по всей провинции в целом. Пример практического применения методики на Аляске показал, что калибровка динамической модели в PetroMod помогает (i) более аккуратно восстанавливать региональную историю захоронения нефтегазоматеринских пород, (ii) корректно задавать граничные условия давлений и температур, включая стерень зрелости органического вещества, (iii) определять направления и расстояние миграции, оценивать качество ловушек и покрышек и (iv) рассчитывать объем углеводородов, заключенный в ловушке. Подобные расчеты, проведенные программными средствами, помогают снизить риски и оценить влияние на систему хорошо известных неопределенностей, связанных с Сибирской нефтегазоносной системой, таких как: колебания в степени зрелости органического вещества, неопределенность путей миграции, сложное распределение пород-коллекторов, изменения в строении резервуара (e.g., Gratzer et al., 2011), качество ловушки, не возможность точного прогноза времени осадконакопления и (или) степени биодеградации (Everett, 2010). Следствием создания динамической модели бассейнов Сибири в PetroMod может стать разработка эффективной финансово-временной стратегии реализации проекта разведки данного региона. И, что более важно, откалиброванная региональная 3D модель может послужить надежной основой для более точного заложения будущих скважин на территории провинции и позволит сэкономить компаниям большой объем финансовых средств. Подобная работа может быть легко реализована с помощью комбинирования в одном проекте всей линейки моделирования в 1D, 2D, 3D масштабах. Данный проект, построенный на основании всех имеющихся результатов интерпретации, может быть легко обновлен при получении новых результатов сейсмических и скважинных исследований, т.к. PetroMod - это не только уникальная программа для моделирования, но еще и не заменимый инструмент для эффективной организации и хранения всех материалов геологоразведочных работ. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 101

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал 4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу +350 2162 4001 или по эл. почте на circulation@rogtecmagazine.com Или свяжитесь с Александром Пантелеевым: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years! Save 25% by subscribing for 3 years! To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001 or e-mail circulation@rogtecmagazine.com Or contact Alexander Panteleev, alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

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

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC27

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Колин Дафф, директор по продажам Hardbanding Solutions Europe Ltd The ROGTEC Interview: Colin Duff, Sales Director for Hardbanding Solutions Europe Ltd Какова Ваша должность в компании и как долго Вы работаете в этой должности?

What is your position in the company and how long have you held this position?

Я был назначен директором по продажам, когда Hardbanding Solutions Europe Ltd была основана как компания-технический центр для армирующих покрытий Duraband NC и Tuffband NC 1 сентября 2011 года. До этого я занимал должность менеджера по продажам компании Mathieson Ltd, ранее поставлявшей эти продукты на российский рынок. Новая компания была основана, чтобы мы могли полностью сконцентрироваться только на армирующих покрытиях, улучшая предлагаемый ассортимент продуктов и качество поддержки наших клиентов.

I was appointed Sales Director when Hardbanding Solutions Europe Ltd was formed as a technical center for hardbanding products Duraband NC and Tuffband NC on 1st September 2011. Before that I held the position of Sales Manager at Mathieson Ltd, who were the previous suppliers of these products to the Russian Market. The new company was formed allowing us to concentrate solely on hardbanding, improving our range and depth of customer support.

Как давно Вы работаете в России и в Каспийском регионе? Мы поставляем решения в области армирующих покрытий в Россию с начала 2009 года. Сначала мы определяем организации, которые могли бы использовать нашу технологию для улучшения показателей бурения и защиты их активов, затем обучаем представителей местных сервисных компаний предоставлять услуги по нанесению армирующего покрытия по самым высоким стандартам. Мы недавно вышли на рынок каспийского региона и планируем расширить наше присутствие там в 2012 году. С какими компаниями Вы работали в этом регионе? Компания Hardbanding Solutions тесно сотрудничает с операторами, буровыми подрядчиками и компаниями по аренде буровых труб, обеспечивая серьезную экономию средств посредством защиты имущества и более эффективного бурения при использовании наших армирующих покрытий. Мы также располагаем местными российскими сервисными компаниями,

104 ROGTEC

How long have you been in business in Russia and the Caspian? We have been supplying Hardbanding Solutions into Russia since early 2009. First we Identify organisations who could use our technology to improve drilling performance and protect their assets, then we train local service companies to provide the hardbanding service to the highest standards. We recently entered the Caspian market and will expand our presence in 2012. What companies have you worked with in the Region? Hardbanding Solutions have been working closely with Operators, Drilling Contractors and Pipe Rental Companies, providing major cost savings through asset protection and more efficient drilling with our hardbanding products. We have also qualified local Russian service companies to apply and re-apply Duraband NC and Tuffband NC. What is your most recent success in the market? A Russian Operator recently started using Duraband NC in the Tyumen Region. The Drilling Supervisor was happy to report back that after drilling twelve, three thousand meter wells (2000 hours drilling time) the Duraband NC on their Drill www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW квалифицированными для первичного и повторного нанесения покрытий Duraband NC и Tuffband NC. Расскажите о Ваших последних успехах на этом рынке? Недавно в Тюменской области российский оператор начал использовать Duraband NC. Руководитель буровых работ был рад сообщить нам, что после бурения двенадцати скважин длинной около 3 тысяч метров (2000 часов работы буровой), покрытие Duraband NC на их трубах продолжало очень хорошо держаться. Более того, когда мы попросили измерить износ, нам сказали, что в этом нет необходимости, так как износ был совсем незначительным. Армирующее покрытие сэкономит этой компании миллионы долларов на стоимости буровых труб в ближайшие годы. Ваша любимая музыкальная группа и композиция? Сегодня это ‘Bad’ группы U2. Но ответ на этот вопрос меняется не меньше двух раз в неделю! Где в мире бы Вы хотели побывать и почему?

Pipe was holding up very well. In fact, when we asked them to measure the wear, the reply was that there was no need as it was negligible. Hardbanding will save them millions of dollars on Drill Pipe in the coming years. What is your favourite band and track? Today it’s ‘Bad’ by U2. The answer to that question changes at least twice a week though! Where in the world would you most like to visit and why? I’ve never been to South America. I would love to spend some time in Rio, Brazil. I’d also like to do the trek to Machu Picchu in Peru. I hear Buenos Aires is fantastic for a night out as well…..lets just say South America. All of it. What is your favourite sport, and what team do you support?

Я никогда не бывал в Южной Америке. Я очень хотел бы провести некоторое время в Рио, в Бразилии. Я также хотел бы пройти трек к Мачу Пикчу в Перу. Еще я слышал, что фантастический вечер можно провести в Буэнос-Айресе… Поэтому давайте просто скажем Южная Америка – вся.

Football! I’m tortured most weeks watching Scottish Premier League side Kilmarnock – they are responsible for my retreating hairline. I passionately follow the Scottish National Team, who also lose very often, but at least I get to have a laugh travelling to other countries to support them, complete with Kilt and Bagpipes. It’s a great way to visit new places and to experience new cultures.

Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду Вы болеете?

What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year and beyond?

Футбол! Многие недели я мучаюсь, болея за Килмарнок Шотландской премьер-лиги, их нужно винить за мою отступающую линию волос. Я страстно слежу за шотландской национальной сборной, которые также очень часто проигрывают, но, по крайней мере, я могу повеселиться, путешествуя в другие страны поболеть за них, в полном обмундировании с килтом и волынкой. Это замечательный способ посетить новые места и получить новый культурный опыт.

Based on recent conversations with industry professionals, I think the outlook for E&P in Russia is very positive. The potential for hardbanding specifically is very exciting. I feel this technology is already beginning to capture the imagination of the Russian market and it won’t be too long before it is standard practice to have it reapplied on drill pipe all over the country. In Duraband NC I believe we have the strongest and most effective hardbanding solution, and at Hardbanding Solutions Europe we endeavor to provide the best support to our customers.

Каковы Ваши прогнозы относительно российского нефтегазового рынка до конца этого года и в будущем? Судя по моим недавним беседам с профессионалами отрасли, я думаю, что прогноз для разведки и добычи в России очень благоприятен. В частности, потенциал использования армирующих покрытий очень радует. Мне кажется, что эта технология уже начала завоевывать воображение участников российского www.rogtecmagazine.com

рынка и пройдет не много времени, прежде чем станет стандартной практикой повторно наносить армирующие покрытия на буровые трубы по всей стране. Наиболее сильным решением в этой области мне видится Duraband NC, и мы в компании Hardbanding Solutions Europe стремимся предоставить нашим клиентам самую лучшую поддержку.

ROGTEC 105

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

106 ROGTEC

p.43

p.81 & p.101

p.05

akerarctic.fi

n-g-k.ru

siemens.com/energy

p.13

p.15

p.65

bakerhughes.com

packerplus.com

arcticoilgas.ru

p.37

p.19

p.61 & p.63

centekltd.co.uk

hardbandingsolutions.com

sptgroup.com

p.59

p.07

o.b.c.

derrickequipment.com

sigmacoatings.com

swagelock.com

p.51

p.41

p.23

oil-gas-safety.com

radialdrilling.com

tamintl.com

ibc & p.85

p.103

p.33

ite-exhibitions.com

arctic-oil-gas.com

tendeka.com

p.04

p.89

p.17

nalco.com

russianshelf.com

tmk-group.ru

www.rogtecmagazine.com

TARGETING THE ENERGY SECTOR?

lll#d^a\Vh"ZkZcih#Xdb

A:6GC>C< ;GDB N:HI:G96N 9>H8JHH>C< ID96N EA6CC>C< ;DG IDBDGGDL

Complete Marketing Solutions for Oil, Gas & Energy!

INTERNATIONAL

OIL & GAS EVENT CALENDAR

POWERTEC Definitive overview of the region’s Power Generation sector.

LEADERS in the regions O&G publishing arena since 2004

&hi 6G8I>8 G:<>DC D>A <6H 8DC;:G:C8: '- " '. ;ZWgjVgn '%&' ™ HiVkVc\Zg! CdglVn

C:;I:<6O '%&' &)i] >CI:GC6I>DC6A IG69: ;6>G :FJ>EB:CI 6C9 I:8=CDAD<>:H ;DG I=: D>A <6H >C9JHIG>:H '* " '. ?jcZ '%&' ™ BdhXdl! Gjhh^V

&&i] IJG@>H= >CI:GC6I>DC6A D>A <6H 8DC;:G:C8: H=DL86H: '& " '' BVgX] '%&' ™ 6c`VgV! Ijg`Zn

&%i] GJHH>6C E:IGDA:JB <6H 8DC<G:HH 6adc\h^YZ C:;I:<6O '%&' '+ " '- ?jcZ '%&' ™ BdhXdl! Gjhh^V

&&i] <:DG<>6C >CI:GC6I>DC6A D>A! <6H! >C;G6HIGJ8IJG: 6C9 :C:G<N 8DC;:G:C8: H=DL86H: '- " '. BVgX] '%&' ™ IW^a^h^! <Zdg\^V

,i] @6O:C:G<N :JG6H>6C ;DGJB ' " ( DXidWZg '%&' ™ 6hiVcV! @VoV`]hiVc

&&i] 6ING6J G:<>DC6A D>A <6H :M=>7>I>DC ( " * 6eg^a '%&' ™ 6ingVj! @VoV`]hiVc

'%i] @6O6@=HI6C >CI:GC6I>DC6A D>A <6H :M=>7>I>DC 8DC;:G:C8: ' " * DXidWZg '%&' ™ 6abVin! @VoV`]hiVc

+i] 6ING6J G:<>DC6A E:IGDA:JB I:8=CDAD<N 8DC;:G:C8: ( " ) 6eg^a '%&' ™ 6ingVj! @VoV`]hiVc

,i] B6C<NHI6J G:<>DC6A D>A! <6H 6C9 >C;G6HIGJ8IJG: :M=>7>I>DC + " - CdkZbWZg '%&' ™ 6`iVj! @VoV`]hiVc

&+i] JO7:@>HI6C >CI:GC6I>DC6A D>A <6H :M=>7>I>DC 8DC;:G:C8: &* " &, BVn '%&' ™ IVh]`Zci! JoWZ`^hiVc

)i] B6C<NHI6J G:<>DC6A E:IGDA:JB I:8=CDAD<N 8DC;:G:C8: + " , CdkZbWZg '%&' ™ 6`iVj! @VoV`]hiVc

IJG@B:C>HI6C <6H 8DC<G:HH '. " (& BVn '%&' ™ 6kVoV! Ijg`bZc^hiVc

&,i] IJG@B:C>HI6C >CI:GC6I>DC6A D>A <6H 8DC;:G:C8: &( " &* CdkZbWZg '%&' ™ 6h]\VWVi! Ijg`bZc^hiVc

&.i] >CI:GC6I>DC6A 86HE>6C D>A <6H :M=>7>I>DC 8DC;:G:C8: >cXdgedgVi^c\ G:;>C>C< E:IGD8=:B>86AH * " - ?jcZ '%&' ™ 7V`j! 6oZgWV^_Vc

YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !

&hi :JGDE:6C H=6A: <6H 8DC;:G:C8: &. " '% ?jcZ '%&' ™ LVghVl! EdaVcY

''cY LDGA9 :C:G<N 8DC<G:HH &( " &, DXidWZg '%&( ™ 9VZ\j! Hdji] @dgZV

ROGTEC MAGAZINE 27

27

© 2011 Swagelok Company

THE ENGINEERS’ CHOICE

В нашей компании нет отдела контроля качества. Наше качество обеспечивает вся компания.

Компьютерное моделирование, компьютерные испытания трехмерных моделей, сканирование материалов с помощью электронного микроскопа – мы делаем это и многое другое с одной целью – гарантировать высшее качество любой продукции от Swagelok. Качество, – это не просто наш принцип, – это наше отношение к тому, что мы делаем. Обеспечение качества – главная задача любого нашего работника, как предоставляющего услуги, так и изготавливающего продукцию. Уровень обеспечения качества нашей продукции в разных странах одинаков, поскольку наши представительства в каждой стране применяют самые передовые технологии и методики. Мы знаем, что качество – это не просто добротно сделанная вещь. Качество, – это обслуживание клиента на уровне, превосходящем все его ожидания. Чтобы узнать, как такой подход скажется на вас – посетите swagelok.com/quality.

ТНК-Уват: Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе TNK-BP: Managing Exploration Risks

Отчеты Блэкборн: Западная Сибирь Blackbourn Reports: Western Siberia

Роснефть: 3D Сейсморазведка для повышения эффективности бурения Rosneft: 3D Seismic to Increase Drilling Efficiency Технология за круглым столом: Заканчивание скважин Technology Roundtable: Well Completions

Turn static files into dynamic content formats.

Create a flipbook
Issuu converts static files into: digital portfolios, online yearbooks, online catalogs, digital photo albums and more. Sign up and create your flipbook.